Электрическая часть ГРЭС-660 МВт

Введение. 

  Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышения производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

  Энергетика  одна из важнейших отраслей России. Основой развития российской энергетики является сооружение электростанций большой  мощности и несмотря на негативные процессы происходящие в российской экономике, Россия остается одной из ведущих мировых держав по производству электроэнергии.

  Целью государственной  политики в сфере энергетики является обеспечение динамичного развития этой отрасли, способного удовлетворить  потребности граждан и жителей  России в электрической, тепловой и  иной энергии для бытовых и  производственных нужд экономически эффективным  образом как в краткосрочной, так и  в долгосрочной перспективе.

  На долю тепловых электрических станций  в настоящее время приходится большая часть выработки электроэнергии.

   В новых  экономических условиях должна  возрасти роль основной энергетической  сети ЕЭС России, так как она  является основой создания российского  оптового рынка электрической  энергии и мощности.

  На рассматриваемую  перспективу высшим классом напряжения для линий электропередач переменного  тока останется 1150 кВ. Сеть линий 750 кВ будет развиваться в европейской  части ЕЭС для повышения надежности выдачи мощности атомных электростанций в ОЭС Северо-Запада и Центра.

  Электрические сети 500 кВ следует использовать для  присоединения ОЭС Востока к  ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока, также для развития межсистемных между отдельными объединенными  энергосистемами. Сети 330 кВ будут выполнять  системообразующие функции, но в  дальнейшем, по мере распространения  линий 750 кВ, станут распределительными.

  В перспективе  стоит задача всемирного развития и  использования возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной и т.д.

  Энергетической  программой предусматривается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем: перехода на энергосберегающие  технологии производства; совершенствование  энергетического оборудования, реконструкции  устаревшего оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь и  повышение уровня использования  вторичных энергетических ресурсов; улучшение структуры производства, преобразование и использование  энергетических ресурсов. В энергетике предусматривается замещение органического  топлива другими энергоносителями, в первую очередь ядерной и  гидравлической энергией. 
 

I.Выбор генераторов.

1.1. Таблица технических  данных генераторов.

 

Т3В-110-2 – турбогенератор с трижды водяным охлаждением.

1.2. Определение  активных и реактивных составляющих.

 

Р_нагр= n*P_л*k 

P_н.л.max= n* P_лmax*k = 4*58*0,93 = 215,76 МВт

P_н.л.min= n* P_лmin*k = 4*51*0,93 = 189,72 МВт 

P_сн = % /100*P_уст*k

P_сн110 = 8/100*110*0,93 = 8,18 МВт 

Q_г110 = P_г110*tgφ = 110*0,75 = 82,5 МВар

Q_лmax = P_лmax*tgφ = 215,76*0,51 = 110,03 МВар

Q_лmin = P_лmin*tgφ = 189,72*0,51 = 96,75 МВар

Q_сн110 = P _сн110*tgφ = 8,18*0,56 = 4,58 МВар 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

II.Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции.

2.1. Схема проектируемой  электростанции.

Вариант I.

2.2. Выбор трансформаторов  на проектируемую ГРЭС по схеме  варианта I.

 
 
 
 

2.3. Произведем  выбор автотрансформаторов связи  для I варианта проектируемой ГРЭС.

Автотрансформаторы  выбираются по максимальному перетоку 3х режимов. 

1.max: 

2.min: 

3.аварийный: 

При установке  двух АТ связи, согласно схеме проектируемой  ГРЭС, номинальная мощность выбирается по условию: 
 
 
 
 
 
 

2.4. Выбираем  два автотрансформатора по 125 МВА,  т.е. 2 х АТДЦТН 125000/220/110

 

2.5. Схема проектируемой  электростанции.

Вариант II.

2.6. Выбор трансформаторов на проектируемую ГРЭС по схеме варианта II.

 

2.7. Произведем выбор автотрансформаторов связи для II варианта проектируемой ГРЭС.

Автотрансформаторы  выбираются по максимальному перетоку 3х режимов. 

1.max: 

2.min: 

3.аварийный: 

При установке  двух АТ связи, согласно схеме проектируемой  ГРЭС, номинальная мощность выбирается по условию: 
 
 
 

2.8.Выбираем два  автотрансформатора по 200 МВА, т.е. 2 х АТДЦТН 200000/220/110/38,5

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

III. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции. 

 Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

 З = рн*К+И

 К – капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.

 рн – нормативный  коэффициент экономической эффективности = 0,12

 И – годовые  эксплуатационные издержки, тыс.руб./год 

 Р_а, Р_о – отчисления на амортизацию и обслуживание, %

  - потери  электроэнергии, кВт*ч

  - стоимость  1 кВт*ч потерь электроэнергии.

 3. Капитальные  затраты.

 
 

 Вариант I.

 3.1. Определяем  потери электроэнергии в блочном  трансформаторе, присоединенном к  шинам 110 кВ.

 ТДЦ-125000/110

 Т = Т_год – Т_рем = 8760 – 600 = 8160 ч.

 τ = 5800 ч., определено по рис.5.6 для энергоблоков с Т_max = 7000 ч. 
 

 3.2. Определяем  потери электроэнергии в блочном  трансформаторе, присоединенном к  шинам 220 кВ.

 ТДЦ 125000/220 

 3.3. Потери  электроэнергии в автотрансформаторе  связи в первом варианте с  учетом того, что обмотка НН  ненагружена. 
 
 

 3.4. Удельные  потери в обмотках: 
 
 

 τ_В = τ_С = 5200; Т = Т_год = 8760 ч 

 3.5. Суммарные  годовые потери: 
 

 3.6. Годовые  эксплуатационные издержки: 
 
 

  3.7. Приведенные  затраты без учета ущерба:

З₁  =  рн*К₁ + И₁ = 0,12*2899 + 23163 = 23510,88 тыс.руб./год 

 Вариант II.

 3.1.1. Потери  электроэнергии в автотрансформаторе  связи во втором варианте с  учетом того, что обмотка НН  ненагружена. 
 
 

 3.3.1. Удельные  потери в обмотках:

 τ_В = τ_С = 5200 ч

 Т = Т_год = 8760 ч

 Р_кВ =168,62 МВА

 Р_кС =146,37 МВА 
 

 3.4.1. Суммарные  годовые потери: 
 
 

 3.5.1. Годовые  эксплуатационные издержки: 
 
 
 

 3.6.1. Приведенные  затраты без учета ущерба:

З₂  =  рн*К₂ + И₂ = 0,12*3040 + 21322 = 21686,8 тыс.руб./год 

З₁  =  23510,88 тыс.руб./год

З₂  =  21686,8 тыс.руб./год

 Второй вариант  экономичнее первого на 8%, остановимся  на нем. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 IV. Выбор и обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений.

  Открытые  РУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов  заводского изготовления.

  Расстояние  между токоведущими частями и  от них до различных элементов  ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

  Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и  выше предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, толщиной не менее 25 см, и масло стекает в  аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей  управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в  лотках из железобетонных конструкций  без заглубления в почву или  в металлических лотках, подвешенных  к конструкциям ОРУ.

  Открытое  РУ должно быть ограждено.

  Открытые  РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:

1. Меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройства дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ;
2. Легче выполняются расширение и реконструкция;
3. Все аппараты доступны для наблюдения.

В тоже время  ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительную площадь, чем  ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

  В принятой компоновке все выключатели размещаются  в один ряд около второй системы  шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным. При проектировании был выбран к  установке элегазовый выключатель  типа ВГБ-220-2000-40У1.

  Каждый  полюс шинных разъединителей, типа РВПЗ-20-12500, второй системы расположен под проводами соответствующей  фазы сборных шин. Такое расположение называется «килевое» и позволяет  выполнить соединения шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют  полюсное управление.

  Ошиновки  ОРУ выполнена гибким сталеалюминевым  проводом АС-400-22 по два провода в  каждой фазе с дистанционными распорками, ошиновка в сторону аппаратов  одним проводом АС-400-22 по фазе. Линейные и шинные порталы и все опоры  под аппаратами – стандартные, железобетонные.

  Для более  удобного  обслуживания оборудования ОРУ, по линии выключателей расположена  дорога с твердым покрытием. Кабели и воздухопроводы расположены в  лотках из железобетонных плит, которые  одновременно служат пешеходными дорожками, в местах пересечения с дорогой  лотки прокладываются под проезжей частью. 
 
 
 
 
 
 

Выбор электрических аппаратов  блока 110 МВт

 
 

 
 

V. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд.

 На ГРЭС собственные  нужды (СН) получают питание от трансформаторов, присоединенных отпайкой к блоку  генератор-трансформатор.

1. СН генераторов Г1- Г6 типа Т3В – 110 – 2 равны S_СН = 9,37 МВА.

Принимаем трансформаторы СН по табл. П2.4.

ТРДНС – 16000/20

U_НН1 = 10,5 кВ

U_НН2 = 6,3 кВ 
 
 
 

Мощность резервных  трансформаторов СН равна мощности рабочих.

1й РТСН  подключается к шинам 110 кВ; поставляется  с первым блоком на 4 блока.

ТРДН 25000/110

115/6,3 – 6,3 кВ

2й РТСН подключается  к низкому напряжению АТ; поставляется  с 5м блоком

АТДЦТН 125000/110/38,5

ТРДНС 25000/35

36,75/6,3 – 6,3 кВ

3й РТСН генераторного  напряжения служит для замены  любого рабочего ТСН; не подключен;  поставляется при 6 блоках и  более

ТРДНС 25000/35

15,75/6,3 – 6,3 кВ

Шины резервного питания секционируются через 2 – 3 блока. 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

VI. Расчет токов короткого замыкания.

6.1. Расчетная схема

G_{41– 6} : Т3В – 110 – 2; x”d = 0,17; S_ном = 137,5 МВА; U_ном = 10,5 кВ

Т_{1 – 4} : ТДЦ 125000/220; U_{к ВН – НН} = 11%

Т_{5 – 6} : ТДЦ 125000/110; U_{к ВН – НН} = 10,5%

АТ_{1 – 2} : АТДЦТН 125000/220/110/38,5; U_{к В – С} = 11%

                                      U_{к В – Н} = 45%

                                      U_{к С – Н} = 28%

W₁ = 192км

W₂ = 183 км

W₃ = 67 км

ВГБ – 110 tсв = 0,035 с.

ВВГ – 20 tсв = 0,12 с. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

6.2. Схема замещения.

6.3. Расчет сопротивлений.

Принимаем: S_б = 1000 МВА

           U_б = 115 кВ

           U_{б К2} = 10,5 кВ

1. Генераторы:

X_G1-4 ;x11 = x12 = x13=х14

X_G5-6 ;x17 = x18

2. Энергосистема:
3. Трансформаторы:

T_1-4 ;x7 = x8 = x9 =х10

T_5-6 ; x15 = x16 

4. Автотрансформаторы:

 
 
 
 
 
 
 

5. ЛЭП:

 
 
 
 

6.4. Упрощение схемы.

Точка к-1. 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 

 
 
 

 

6.5. Упрощение схемы.

Точка к-2

.

G₅: x₄₀ =  

x₄₁ = x₃₈* x₁₆*y = 1,87*0,84*2,85=4,47

x₄₂ = x₃₉* x₁₆*y = 1,55*0,84*2,85=3,71

x₄₁ = x₄₀* x₁₆*y = 2,07*0,84*2,85=4,95 

6.6. Расчет токов I_по; i_y; i_aτ; I_aτ для точки к-1.

6.6.1. Рассчитаем значение периодической составляющей 3х фазного тока КЗ в точке к-1:

 
 

С: кА

G_1-4:

G_5-6:

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке к-1: 

6.6.2. Произведем расчет ударных токов в точке к-1: