Проектирование ТЭЦ-200 МВт
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Энергетический факультет
Кафедра «Электрические станции»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему «Проектирование ТЭЦ-200 МВт»
по дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций»
Исполнитель: студент гр. 106119
Линенко А.В.
Руководитель: доц. Мазуркевич В. Н.
Минск 2013
СОДЕРЖАНИЕ
стр.
ВВЕДЕНИЕ
В данном курсовом проекте разрабатывается технический проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией.
При комбинированной выработке электрической и тепловой энергии,обеспечивается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением. Особенности электрической части ТЭЦ определяются положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. Поэтомувозможна передача мощностив местную сеть на генераторном напряжении.
Целью курсовой проект является закрепление и применение знаний, полученных при изучении курса, изучить методики специальных расчетов, научится использовать справочные и нормативные данные, типовые проекты для решения различных инженерных задач.
Заданием курсового проекта по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций» является разработка проекта ТЭЦ мощностью 200 МВт. В задании указано, что ТЭЦ должна выдавать электроэнергию на напряжениях 10 кВ и 220 кВ. Указаны мощности нагрузок на напряжениях 10 кВ и 220 кВ.На напряжении 10 кВ – 45 МВт, а на напряжении 220 кВ –150 МВт. Распределительное устройство ТЭЦ на 220 кВ имеет связь с энергосистемой, при помощи двух воздушных линий длиной 113 км. Также в здании указаны мощность собственных нужд электростанции (10 % от вырабатываемой генератором энергии) и мощность в режиме минимальных нагрузок (77 % от максимальных нагрузок).
1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА
ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
Основным оборудованием электростанций являются генераторы и трансформаторы. Их количество и параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.
По заданию на напряжении 220 кВ имеется нагрузка и связь с системой, на напряжении 10 кВ – нагрузка. Поэтому необходимо сооружения распределительных устройств напряжением 10 кВ и 220 кВ.
При разработке структурной схемы необходимо обеспечивать соблюдение условия допустимого несоответствия вырабатываемой мощности (оно не должно превышать 5 %).
На разработку структурной схемы повлиял ряд факторов, изложенных ниже. Мощность нагрузки на напряжении 10 кВ составляет менее 50 % от генерируемой. Присоединение мощных генераторов к ГРУ может привести к значительному увеличению токов КЗ. Поэтому является целесообразным присоединение мощных генераторов непосредственно к РУ ВН в виде блоков генератор-трансформатор и, осуществление питания потребителей на напряжении 10 кВ от КРУ.
Учитывая приведенные особенности проектируемой станции, были разработаны два варианта структурных схем выдачи электроэнергии (рисунки 1 и 2).
Рисунок 1 – Структурная схема выдачи электроэнергии (вариант 1)
Рисунок 2 –Структурная схема выдачи электроэнергии (вариант 2)
Для первого варианта варианта выбираем два генератора ТВФ– 120-2У3
с характеристиками, предоставленными в таблице 1.
Генератор ТВФ-120-2У3 имеет высокочастотную независимую систему возбуждения. Возбуждение выполнено от машинного возбудителя типа ВТД-490-3000УЗ переменного тока повышенной частоты.
Возможно ручное регулирование тока возбуждения генератора путем изменения напряжения на коллекторе возбудителя.
Таблица 1– Характеристики турбогенератора ТВФ-120-2У3
Для второго варианта выбираем 3 генератора ТВФ-63-2У3
Таблица 1.1
Тип генератора |
Sном, МВА |
COS j |
Uном, кВ |
Iном, кА |
Хd” |
ТВФ– 120-2У3 (350 тыс.у.е.) |
125 |
0,8 |
10 |
6,875 |
0,192 |
Ном. частота вращения, об./мин. |
Активная мощность, МВт. |
Давление водорода, КПа. |
Схема соединения обмоток ротора |
Число выводов | |
3000 |
100 |
245 |
Y |
9 | |
ТВФ-63-2У3 |
3000 |
63 |
245 |
Y |
9 |
Sном, МВА |
COS j |
Uном, кВ |
Iном, кА |
Хd” | |
78 |
0.8 |
10.5 |
7.33 |
0,19 |
Трансформаторы выбираются по рассчитанной наибольшей передаваемой полной мощности. Выполняется расчет трех режимов: минимальных нагрузок (), максимальных нагрузок ()и аварийный, при отключении самого мощного генератора.
Произведём выбор трансформаторов для структурной схемы первого варианта.
Выбор трансформаторов Т1 и Т2:
Вариант 1.
Трансформатор Т1-Т2:
1) режим максимальных нагрузок
2) режим минимальных нагрузок
- аварийный режим
Схема 2
Трансформатор Т1, Т2,Т3:
Потоки со стороны низшего напряжения:
1)
2)
3)
Потоки со стороны высшего напряжения:
1)
2)
3)
Выбираем блочные трансформаторы Т1 и Т2 – ТДЦ-125000/220, параметры которых представлены в таблице 3.
Выбираем трансформаторы
Таблица 3–Параметры трансформаторов для структурной схемы первого варианта
Тип трансформатора |
Sном, МВА |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
uk, % |
Ix, % |
Цена тыс. у. е. | ||
ВН |
НН |
Рх |
Рк | |||||
ТДЦ-125000/220 |
100 |
242 |
10.5 |
120 |
380 |
10,5 |
0,55 |
75 |
Произведём выбор трансформаторов для структурной схемы второго варианта.
Выбор трансформаторов Т1 и Т2:
1) Режим максимальных нагрузок:
2) Режим минимальных нагрузок:
3) Аварийный режим:
Выбираем блочные трансформаторы Т1 и Т2 – ТДЦ-125000/220, параметры которых представлены в таблице 4.
Выбор трансформатора Т3:
Выбираем трансформатор Т3 – ТДЦ-125000/220, параметры которых представлены в таблице 4.
Выбор трансформаторов Т4 и Т5:
С учетом перегрузки в случае отключения одного из двух трансформаторов Т4 или Т5:
Выбираем трансформаторы Т4 и Т5 – ТРДНС-32000/220, параметры которых представлены в таблице 4.
Таблица 4–Параметры трансформаторов для структурной схемы второго варианта
Тип трансформатора |
Sном, МВА |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
Ix, % |
Цена у.е | ||
ВН |
НН |
Рх |
Рк | ||||
ТДЦ-125000/220 |
125 |
242 |
10.5 |
120 |
380 |
0,55 |
186 |
ТРДНС-32000/220-72У1 |
32 |
220 |
11 |
26 |
145 |
0,45 |
69,6 |
2 ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Экономическая целесообразность варианта будет определяться по критерию приведенных затрат:
гдеi =1, 2, 3 – номера вариантов;
Кi– капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е.;
EH – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;
Иi– годовые эксплуатационные издержки;
Уi – ущерб от недоотпуска энергии.
Капиталовложение по вариантам будет находиться по формуле:
где – капиталовложение в трансформаторы;
– капиталовложение в трансформаторные ячейки РУ;
– капиталовложение в КРУ;
– капиталовложение в генераторы;
Для упрощения расчета не будем учитывать в технико-экономическом сравнении вариантов капиталовложения в КРУ, так как для двух вариантов они будут иметь одинаковое число ячеек.
В таблице 5 приведены стоимости ячеек распределительных устройств, генераторов и трансформаторов.
Таблица 5 – Капиталовложения в варианты схем электроснабжения
Оборудование |
Стоимость единицы, тыс. у. е. |
Варианты | |||
первый |
второй | ||||
к-во ед. |
общ.ст., тыс. у. е. |
к-во ед. |
общ.ст., тыс. у. е. | ||
ТВФ-120-2У3 |
350 |
2 |
700 |
- |
- |
ТВФ-63-2У3 |
250 |
- |
- |
3 |
750 |
ТРДНС-32000/220 |
69,6 |
- |
- |
2 |
139,2 |
ТДЦ-125000/220 |
186 |
2 |
372 |
3 |
558 |
Ячейка ОРУ 220 кВ |
64,1 |
2 |
128,2 |
3 |
192,3 |
Ячейка КРУ 10 кВ |
64.1 |
12 |
769.44 |
11 |
705.34 |
Капиталовложение в трансформаторы:
Для первого варианта:
где: –стоимость i-го трансформатора;
– усредненный коэффициент для пересчета стоимости i-го трансформатора к расчетной стоимости.
Для второго варианта:
Капитальные затраты на ячейки РУ 220 кВ:
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Капитальные затраты на генераторы:
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Капиталовложение для первого варианта:
Капиталовложение для второго варианта:
Годовые эксплуатационные издержки высчитываются по следующей формуле:
где и – отчисления на амортизацию и обслуживание,%;
ΔЭ – потери энергии, в кВт·ч;
ß – стоимость 1 кВт·час, равная 0,06у. е./(кВт·ч);
– продолжительность использования максимальной нагрузки,в·ч;
– покупная энергия, в кВт.
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Для расчета второй составляющей издержек рассчитаем потери энергии, в двухобмоточном трансформаторе:
где – потери холостого хода;
– потери короткого замыкания;
– номинальная мощность трансформатора, МВА;
– максимальная нагрузка трансформатора, МВА;
– число часов работы
– число часов максимальных потерь; t может быть определено по графической зависимости приведенной в [3].
Для дальнейших расчетов принимаем , тогда .
Рассчитаем потери в трансформаторах Т1 и Т2 по первому варианту:
Рассчитаем потери в трансформаторах Т1 и Т2 по второму варианту:
Рассчитаем потери в трансформаторе Т3 по второму варианту:
Рассчитаем потери в трансформаторах Т4 и Т5 по второму варианту:
Издержки на покупку электроэнергии для второго варианта:
Издержки на потери электроэнергии для первого варианта:
Издержки на потери электроэнергии для второго варианта:
Годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:
Годовые эксплуатационные издержки для второго варианта:
Приведенные затраты для первого варианта:
Приведенные затраты для второго варианта:
,значит первый вариант более выгоден.
Для дальнейшего расчета будет использоваться первая схема электроснабжения.
Для принятой схемы определим число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nЛЭП), числа линий связи с системой и станциями (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св.) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ.
Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 2.1 [2].
Значения устанавливаются по схеме выдачи мощности.
Количество отходящих линий от КРУ 10 кВ, определяется максимальной нагрузкой – 45 МВт и наибольшей предаваемой мощностью на одну цепь, которую принимаем равной 3 МВт. Тогда количество линий равно:
Полученное значение 15.
Количество отходящих линий от РУ 220 кВ, определяется максимальной нагрузкой – 150 МВт, при наибольшей предаваемой мощности на одну цепь, равной – 45 МВт. Тогда количество линий равно:
Принимаем 4 линий.
Из исходной схемы энергосистемы видно, что РУ 220 кВ имеет 2 линии связи с энергосистемой, а количество трансформаторных присоединений к РУ 220 кВ – 2.
Количество присоединений к РУ220 кВ будет равно:
Также к шинам РУ 110 кВ будет присоединен резервный трансформатор собственных нужд, поэтому количество присоединений к РУ 220 кВ равно 9.
Тогда для РУ 220 кВ выбираю схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Для КРУ выбираю двойную секционированную систему шин с нормально отключенными секционными выключателями.
Принимаем напряжение собственных нужд 10 кВ, питание осуществляется от трансформаторов. Рабочие трансформаторы СН присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Их мощность выбираем исходя из заданного процента расхода на собственные нужды (k) от мощности генераторов В качестве трансформаторов собственных нужд принимаем трансформатор ТРДНС-25000/35 с характеристиками: , , , ,
Мощность резервного трансформатора СН на ТЭЦ блочного типа с установленным выключателем в блоке выбирается равной мощности самого мощного из рабочих трансформаторов собственных нужд. Тогда качестве резервного трансформаторов собственных нужд принимаем трансформатор ТРДНС-25000/220 с характеристиками:: , , , , .
На рисунке 3 представлена упрощенная главная схема электрических соединений.
Рисунок 3 – Упрощенная главная схема
электрических соединений
3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для выбора электрических аппаратов необходимо проверить их по условию КЗ. Для расчета токов КЗ необходимо составить расчетную схему, определить места расположения расчетных точек КЗ.
Расчет токов КЗ выполним при помощи программы TKZ. Для этого составим эквивалентную схему замещения и определим значения сопротивлений элементов схемы, приведенных к базисным условиям.
Однолинейная схема замещения, с указанием
сопротивлений элементов системы и местом
расположения расчетных точек КЗпоказана
на рисунке 4. Расчет сопротивлений элементов
схемы выполним в базисных единицах. За
базисную мощность принимаем мощность
равную .
Рисунок 4 – Однолинейная схема замещения энергосистемы
Сопротивление генераторов:
Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:
Сопротивление трансформаторов Т3 и Т4:
Сопротивление обмотки ВН:
Сопротивление обмотки НН1–НН2:
Сопротивление трансформаторов СН:
Сопротивление обмотки ВН:
Сопротивление обмотки НН1–НН2:
Сопротивление резервного трансформатора СН:
Сопротивление обмотки ВН:
Сопротивление обмотки НН1–НН2:
Сопротивление ЛЭП от системы до ТЭЦ:
Сопротивление системы:
Сопротивление резервного трансформатора СН:
Сопротивление обмотки ВН:
Сопротивление обмотки НН1–НН2:
Расчет токов КЗ будем производить в четырех точках 1, 4, 7, 11 на выводах генератора, на шинах РУ ВН, на шинах КРУ и на шинах распределительного устройства собственных нужд соответственно. Результаты расчета в программе TKZ показаны в приложении 1. На основе результатов (значений) периодической составляющей токов в нулевой момент времени будет производиться дальнейший расчет.
Ток подпитки точки КЗ от двигателей СН на шинах распределительного устройства СН составляет:
Результаты расчетов сведем в таблицы.
В таблице 6 показаны периодические составляющие токов в начальный момент времени, таблице 7 – ударные (наибольшие) значения токов.
Таблица 6 – Периодические составляющие токов КЗ в начальный момент времени
Узел КЗ |
Составляющая от G1, кА |
Составляющая от G2, кА |
Составляющая от системы, кА |
От двигателей СН, кА |
Суммарный ток, кА |
1 |
28,308 |
9,966 |
11,757 |
0 |
50,032 |
4 |
2,807 |
2,807 |
3,312 |
0 |
8,925 |
7 |
7,524 |
2,649 |
3,125 |
0 |
13,299 |
11 |
2,749 |
7,808 |
3,243 |
8,33 |
22,133 |
Так как генераторный выключатель выбирается по току со стороны системы либо со стороны генератора, то расчет для точки КЗ на выводах генератора G1 выполняем по составляющей тока КЗ от генератора G1.
Ударный ток КЗ можно определить по формуле:
где – значение ударного коэффициента, взято из таблицы 4.2 [2].
Таблица 7 – Ударные токи КЗ в исследуемых узлах
Узел КЗ |
Составляющая от G1, кА |
Составляющая от G2, кА |
Составляющая от системы, кА |
От двигателей СН, кА |
Суммарный ток, кА |
1 |
79,266 |
27,202 |
32,091 |
0 |
138,56 |
4 |
7,7993 |
7,7995 |
8,042 |
0 |
23,64 |
7 |
21,069 |
7,231 |
8,53 |
0 |
36,83 |
11 |
7,5028 |
21,863 |
8,851 |
19,445 |
57,662 |
Далее рассчитаем токи КЗ в произвольный момент времени переходного процесса. Для расчета будем использовать кривых изменения во времени отношения при различных удаленностях точки КЗ. Удаленность точки КЗ от генератора характеризуется отношением , где – номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ. Этот ток можно определить по формуле:
Предварительно выбираем выключатели:
Для РУ ВН выключатели серии HPL компании АББ Электроинжинирингс
Для РУ НН и РУСН выключатель серии ВБЭкомпании НПП «Контакт»c
В качестве генераторного выключателя – аппарат серии HEC 6компании «ABB»c
Т. к. для системы мал для всех точек КЗ, принимаем.
В таблице 8 приведены расчеты коэффициентов.
Таблица 8– Результаты расчета коэффициентов
КЗ |
G1 |
G2 |
Система |
G1 |
G2 |
Система |
G1 |
G2 |
Система |
1 |
6,03 |
6,03 |
230,94 |
4,69 |
1,65 |
0,05 |
0,86 |
0,97 |
1 |
4 |
0,944 |
0,944 |
36,147 |
2,97 |
2,97 |
0,09 |
0,94 |
0,94 |
1 |
7 |
17,229 |
17,229 |
659,829 |
0,44 |
0,15 |
0,005 |
1 |
1 |
1 |
11 |
17,229 |
17,229 |
659,829 |
0,16 |
0,45 |
0,005 |
1 |
1 |
1 |
В таблице 9приведены значения периодической составляющей тока КЗв момент отключения выключателя.
Таблица 9 – Результаты расчета
КЗ |
,G1, кА |
,G2, кА |
,Система, кА |
, Дв, кА |
Суммарное, кА |
1 |
24,345 |
9,667 |
11,757 |
– |
45,77 |
4 |
2,638 |
2,638 |
3,312 |
– |
8,588 |
7 |
7,524 |
2,649 |
3,125 |
– |
13,299 |
11 |
2,749 |
7,808 |
3,243 |
3,798 |
17,598 |
Рассчитаем величину апериодической составляющей тока КЗ:
где Тa – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная:
Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя представлены в таблице 10.
Таблица 10 – Результаты расчета
Точка КЗ |
Составляющая от G1, кА |
Составляющая от G2, кА |
Составляющая от системы, кА |
От двигателей СН, кА |
Суммарный ток, кА |
1 |
35,329 |
6,125 |
7,107 |
– |
48,562 |
4 |
3,443 |
3,443 |
1,364 |
– |
8,25 |
7 |
9,274 |
1,498 |
1,767 |
– |
12,539 |
11 |
1,554 |
9,623 |
1,834 |
2,98 |
15,991 |
