Проект электрической части КЭС – 880 МВт

ИРКУТСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

 

                                                                              УТВЕРЖДАЮ

                                                                               Председатель ЦК

                                                                                 

                                                                «___» ____________200  г.

 

 

 

Д И П Л О М  Н Ы Й   П Р О Е К  Т

 

Проект электрической части  КЭС – 880 МВт

(название)

 

 

Лист утверждения

ДП.047.140206.2010.ЛУ

(обозначение)

 

 

    Руководил                                                Разработал студент

                   Т,В,Нестерова                                                 Канузелев А,А,

  (подпись)   (И.О. Фамилия)                              (подпись)    (И.О. Фамилия)

«__» ____________ 2010 г.                      «__» _____________ 2010 г.

 

    Рецензент                                               Нормоконтроль

__________________________                                         Р.И.Сухтерева                          (подпись)   (И.О. Фамилия)                             (подпись)     (И.О. Фамилия)

«__» ____________ 2010г.                      «__» _____________ 2010 г.

 

      Консультант

  ________________________                     

  (подпись)   (И.О. Фамилия)                                      

«__» ____________ 2010 г. 

 

 

 

 

 

ИРКУТСК  2010

 

Содержание

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

 

      Конденсационная  электрическая станция – это комплекс сооружений и оборудования, посредством которых химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую энергию. Топливом для электростанции служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

          Основными особенностями КЭС  являются: удаленность от потребителей  электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанций. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны.

      Энергоблок  КЭС представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по техническим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу даёт определённые технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

  -облегчает применение  пары высоких и сверхвысоких  параметров вследствие более  простой схемы паропроводов, что  особенно важно для освоения  агрегатов большой мощности;

  -упрощается и становится  более четкой технологическая  схема электростанции, вследствие  чего увеличивается надежность  работы и облегчается эксплуатация;

  -сокращается объем  строительных и монтажных работ;

  -уменьшается, а  в отдельных случаях может  вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

  -уменьшаются капитальные  затраты на сооружение электростанций;

       Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции.

      Наибольшие  энергетические потери на КЭС  имеют место в основном пароводяном  контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий  еще большое количество тепла,  затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющие даже для самых современных КЭС не более 40-42%.

     Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератор.        

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки  и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которые обычно выполняются открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными.

      Современные  КЭС оснащаются в основном  энергоблоками 200-800 МВт. Применение  крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанции, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции. Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4-6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станций на окружающую среду.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Выбор генераторов

 

Генераторы служат для  преобразования механической энергии, в электрическую. Согласно заданию на КЭС установлено 8 генераторов, мощностью по 110 МВт выбираем турбогенератор типа ТЗВ– 110 –2У3 [3]

 

Таблица 1 - Параметры гидрогенератора

 

Тип турбогенератора	Мощность		U статора кВ	f вращения Об/мин	X“d Отн.ед.
	S МВА	Р МВт
ТЗВ-110-2У3	137,5	110	15.75	3000	0,192

 

Примечание:  ТЗВ – турбогенератор с непосредственным водяным охлаждением обмоток ротора, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

2 – количество полюсов.

У – умеренный климат.

3 – в закрытом помещении.

 

2 Выбор схемы электрических  соединений станций

 

Главная схема электрических  соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

 

Схема электрических  соединений – это полная схема, на которой выполнены схемы всех распределительных устройств, приведены и указаны все виды оборудования, а так же выполнены надписи типов оборудования, указывается все основное оборудование выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, заземляющие ножи, ОПН, предохранители. Приведены полные схемы ОРУ и ЗРУ, а также указаны типы основного оборудования, все коммутационные аппараты  в этой схеме указаны в отключенном состоянии.

 

2.1 Структурная схема  1 варианта

 

Структурной схемой называют однолинейную схему, на которой указываются генераторы, трансформаторы, распределительные устройства (шины), а также связи между ними. Она необходима для расчета баланса мощности, для выбора числа и мощности трансформаторов, а также для дальнейшей разработки схемы электрических соединений.

 

 

Изображаем структурную  схему 1 варианта

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 - Структурная схема для 1 варианта

 

Произведём баланс мощности для 1 варианта

Найдём мощность собственных нужд для одного генератора:

S_сн=  Р_номG* К_С *(%_сн/100%)

где Р_номG – номинальная мощность генератора МВт

%_сн   - нагрузка собственных нужд, %

К_С – коэффициент спроса установки собственных нужд.

S_сн= 110*0,9*(8/100) = 7,9МВА

 

  Полная нагрузочная мощность равна:

S _нагр = Р_нагр/cos   

 S _нагр = 400/0,9 = 444,4 МВА

 Где P_нагр – суммарная активная нагрузка на среднем напряжении

Cosφ =0,9

 

Находим мощность, проходящую через  блочный трансформатор:

 S_бл.тр =  S_номG - S_сн

S_бл.тр = 137,5 – 7,9 = 129,6 МВА

Где S_номG – номинальная мощность генератора из таблицы 1

 

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи  в нормальном режиме:

S_нр  = n* S_бл.тр - S _нагр

S_нр  = 4*129,6 – 444,4 = 74 МВА

 

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи  в ремонтном режиме:

S_р.р  = (n-1)* S_бл.тр - S _нагр   

 S_р.р = (4-1)*129,6– 444,4= - 55, 6 МВА

 

2.2 Структурная схема  2 варианта

 

Изображаем структурную  схему 2 варианта на рисунке 2

 

 

 

 

 

Рисунок 2 - Структурная схема для 2 варианта

 

Мощность Sс.н. на всех напряжениях остаётся без изменения [см.п.2.1]

S_Σнагр – остаётся также неизменной [см.п.2.1]

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи в нормальном режиме:

S_нр  = n* S_бл.тр - S _нагр

S_нр  = 3*129,6 – 444,4 = -55, 6 МВА

 

Находим мощность, проходящую через автотрансформатор связи  в ремонтном режиме:

S_р.р  = (n-1)* S_бл.тр - S _нагр     

S_р.р  = (3-1)*129,6 – 444,4 = -185,2 МВА

 

 

2.3 Выбор трансформаторов

 

Трансформатор - предназначен для трансформации напряжения проходящей мощности и преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое.

 

На KЭС установлено 2 автотрансформатора связи и 8 блочных трансформатора. Их параметры указаны в таблице 2.

Выбор силовых трансформаторов  производится по номинальной мощности. Выбор автотрансформаторов выполняется по максимальному перетоку мощности между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжёлому режиму:

 

S_т  >  S_бл.тр      S_т  >129,6МВА

U_т.нн  > U_G      U_т.нн  > 10,5  кВ

 

Выбираем трансформатор типа АТДЦТН 200000/220/110[3]. Данные сводим в таблицу 2

S_АТ > S_max.раб/k_ав(n-1)          k_ав=1,4

S_АТ1 > 74,2/1,4 = 53МВА

S_АТ2 > 185,2/(1,4*2) = 66,14 МВт

- максимальная мощность обмотки,  МВА

- коэффициент аварийности

n- число параллельно работающих автотрансформатор

 

Таблица 2 -  Параметры  автотрансформаторов

Тип автотранс-форматора	Sном МВА		Наибольший доп. ток  в общей обмотке, А	Uном, кВ			Потери, кВт				Uк.з., %			Iк.з. %
				ВН	СН	НН	хх	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
	АТ	Обмотка НН
АТДЦТН-63000/ 220/110	63	32	115	230	121	11	37	200	160	140	11	35	22	0,45
АТДЦТН-125000/ 220/110	125	63	365	230	121	11	65	315	280	275	11	45	28	0,4

 

Примечание: АТДЦТН – Автотрансформатор трёхфазный с дутьём, принудительной циркуляцией масла с регулированием под напряжением. 63000 и 125000 – мощность трансформатора, 220 и 110 – напряжение.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3 - Параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальное U		Потери. кВт		UКЗ, %	IХХ, %
ТДЦ- 200000/220	ВН	НН	ХХ	КЗ
	242	15.75	130	660	11	0.4

 

 

 

Тип трансформатора	Номинальное U		Потери. кВт		UКЗ, %	IХХ, %
ТДЦ-200000/110	ВН	НН	ХХ	КЗ
	121	15,75	170	550	10.5	0.5

 

Примечание: ТДЦ – трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла мощностью 200000 – мощность трансформатора, MВА; 110 и 220 – напряжение, кВ.

 

2.4 Электрическая схема  первого варианта

 

Описание схемы: На KЭС установлено 8 турбогенераторов, 4 из них установлены в блоке с двух обмоточными трансформаторами на шинах напряжением 110 кВ, остальные 4 в блоке с двух обмоточными трансформаторами на шинах напряжением 220 кВ, где есть связь с системой по шести воздушным линиям.

Связь между распределительными устройствами Uвн, Uсн, осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Согласно НТП приняты  следующие схемы

Распределительное устройство на напряжении 220 кВ выполнено по схеме  «Две рабочие с обходной системы шин», и 110 кВ выполнено по схеме «Две рабочие с обходной системы шин». Схема надежна, так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившееся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. QA – предназначен для параллельной работы сборных шин, перехода с одной системы сборных на другую. QO – предназначен для замены выключателя любого из присоединений, для вывода его в ремон.

 

 

 

 

 

 

Схема электрических  соединений первого варианта рисунок 3.

 

 

 

 

 

Рисунок 3-Электрическая  схема первого варианта.

 

2.5 Электрическая схема  второго варианта

 

Описание схемы: На KЭС установлено 8 гидрогенераторов, 3 из них установлен в блоке с двух обмоточными трансформаторами на шинах напряжением 110кВ, остальные 5 в блоке с двух обмоточными трансформаторами на шинах напряжением 220 кВ, где есть связь с системой по шести воздушным линиям.

Связь между распределительными устройствами Uвн, Uсн, осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Согласно НТП приняты  следующие схемы:

Распределительное устройство на напряжении 220 кВ выполнено по схеме  «Две рабочие с обходной » и 110 кВ выполнено по схеме «Две рабочие  с обходной системы шин». Схема  надежна, так как при коротком замыкании на шинах отключается шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившееся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. QA – предназначен для параллельной работы сборных шин, перехода с одной системы сборных на другую. QO – предназначен для замены выключателя любого из присоединений, для вывода его в ремонт

 

 

 

 

 

 

Схема электрических соединений второго варианта рисунок 4.

 

 

 

 

Рисунок 4 –Электрическая схема второго варианта

 

2.6 Схема собственных  нужд

 

Собственные нужды (с.н.) – это комплекс, в который входят все механизмы вместе с их приводными двигателями, источниками питания внутристанционными электросетями и в РУ, а так же установками освещения, отопления и оперативным током. Принимаем  две ступени  собственных нужд 6 кВ и 0,4 кВ

 

1. Определяем мощность собственных нужд станции

U=6кВ

 МВА

 

P_CH=8%

К_С=0.9

Р_УСТ=110 МВт

 

 МВА

 

2. Число ТСН=8

ПРТСН=3

 

Выбираем трансформатор  собственных нужд, типа  ТДНС -16000 [3]

 

 

 

 

 

 

Таблица 4 – Номинальные  параметры трансформатора собственных  нужд

Тип трансформатора	Номинальное U		Потери, кВт		UКЗ, %	IХХ, %
ТДНС-10000/ 35	ВН	НН	ХХ	КЗ
	10,5	6,3	12	60	8	0,75
ТМС-1000/10	10,5	0,4	2,2	12,2	8	1,4

 

ТДНС – трансформатор  с дутьем регулированием напряжение под нагрузкой, для собственных  нужд

 

ТМС – трансформатор масленый для собственных нужд

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5-Схема собственных  нужд

 

3 Технико-экономическое  сравнение вариантов

 

Для выбора более экономического варианта, провожу расчет потерь электроэнергии в трансформаторах и расчет технико-экономических показателей.

Варианты схем станций и подстанций выбираются на основании общих соображений согласно НТП.

Рассчитывают два варианта, окончательно останавливаются на наиболее целесообразном варианте, который имеет лучшие экономические показатели.

Существует несколько способов экономической оценки схем.

В методических указаниях рассматривается метод, основанный на сравнении расчетных приведенных затрат предложенных вариантов главных схем электрических соединений станций и подстанций.

Последовательность расчета следующая: определяются капитальные вложения, годовые эксплуатационные издержки и, затем, расчетные приведенные затраты.

Данные вводим в таблицу 5.

 

3.1 Расчёт потерь электрической  энергии в трансформаторах

 

Потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

Где:

 ∆Pх.х – потери мощности холостого хода трансформатора, кВт

T – число часов работы трансформатора в году, обычно принимают T = 8760

 ∆Pк.з – потери мощности к.з. кВт

Smax – расчетная (максимальная) нагрузка

Sном – номинальная мощность одного трансформатора

τ – число часов наибольших потерь определяется по кривым

 

W = n*P_xx*T+1/n*P_кз*(S_max/S_ном)²*t

 

1.ТДЦ-200000/110

W =110*8760+550*(129,6/200)²*4500=2,06*10⁶    КВт * ч   

2. ТДЦ-200000/220              

W=150*8760+660*(129,6/200)²*4500=2,03*10⁶ КВт * ч

3. АТДЦТН-63000/220/110

W=2*37*8760+1/2*200*(53/63)²*4500=0,76*10⁶   КВт * ч

4.АТДЦН-250000/220/110

W=3*65*8760+1/3*315*(185,2/125)²*4500=1,99*10⁶   КВт * ч

 

3.2 Расчёт технико –  экономических показателей.

W₁ =4*W₂₂₀+2*W_AT+4*W₁₁₀

W₁ = 4*2,03+2*0,76+4*2,06=17,88*10⁶ КВт * ч

W₂ =5*W₂₂₀+3*W_AT+3*W₁₁₀

W₂ = 5*2,03+3*1,99+3*2,06=22,3*10⁶ КВт * ч

 

3.2 Расчет технико-экономических показателей

 

Таблица 5 – Технико-экономическое  сравнение вариантов

Тип оборудования	Стоимость единицы. у.е.	В а р и а н  т ы
		1 вариант		2 вариант
		Количество	Общая  стоимость	Количество	Общая стоимость
АТДЦТН-125000/220/110	270	-	-	3	803
АТДЦН- 63000/220/110	183	2	366	-	-
ТДЦ-200000/220	290	4	1160	5	1450
ТДЦ-200000/110	210	4	840	3	630
Ячейка выключателей UВН	124	18	2232	19	2356
Ячейка выключателей UСН	46	20	920	19	874
Итого капитальные затраты			5518		6120
Капитальные вложения К*32,55			179610,9		199206
Отчисления на амортизацию  и обслуживание			15087,32		16733,3
Стоимость потерь электрической  энергии			35,76		44,6
Годовые эксплуатационные издержки.			15123,1		16777,9
Расчетные затраты			36676,37		40682,62

Вывод: Оптимальным вариантом  схемы является тот, у которого меньше:

1 Капиталовложения.

2 Расчетные приведённые затраты.

Для дальнейших расчетов выбираем 1 вариант схемы, так как  экономически выгоден.

 

4 Расчет токов короткого  замыкания

 

Короткое замыкание - это замыкание между фазами, замыкание  фаз на землю (в сетях с глухо- и эффективно-заземленной нейтралями), а также витковые замыкания в электрических машинах

Для расчета токов короткого  замыкания, я пользуюсь следующим  порядком выполнения расчета:

1. Составляется расчетная схема рассматриваемой электроустановки, намечаются расчетные токи короткого замыкания.
2. На основании расчетной схемы составляется эквивалентная схема замещения, все сопротивления на ней нумеруются.
3. Определяются величины сопротивлений, и указывается на схеме замещения, обозначаются расчетные токи короткого замыкания.
4. Путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду, чтобы источники питания были связаны с точкой короткого замыкания одним результирующим сопротивлением.
5. Определяют по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания I_по , а затем ударный ток i_уд, периодическую и апериодическую составляющие тока короткого замыкания, для заданного момента времени t (I_nt i_at).

 

 

4.1 Расчетная схема  электроустановки

 

Расчетная схема электроустановки (схема замещения) – это однолинейная схема установки с указанием параметров всех элементов, необходимых для расчетов.

На расчетной схеме  указываются номинальные параметры ( напряжения, мощности, сопротивления  и т.д. ) всех элементов ( систем, генераторов, трансформаторов, линий электропередачи, реакторов ), сопротивления которых учитываются при расчетах токов короткого замыкания, т.е необходимо указать:

для энергосистемы – S_ном , МВА; Х_ном

для генераторов - S_ном ,МВА; Х_d^»

для трансформаторов ( АТ ) - S_ном , МВА; U_кз , %

для линии электропередачи – L , км; Х_уд , Ом/км

Расчет токов К.З. производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок РЗ и А. Для упрощения расчетов принят ряд допущений, не вносящий существенных погрешностей (не более 10% в сторону увеличения токов К.З.):

1 ЭДС всех генераторов не изменяются в течение всего времени К.З.