Проектирование электрической части ГРЭС. 27.10 ГРЭС 880 (1) (1). Введение Выбор основного оборудования на станции
 Скачать 1.63 Mb.
|
|
Cодержание Введение…………………………………………………………………………….41 Выбор основного оборудования на станции………………….…...…….………..61.1 Выбор генераторов….…………………………………..….………….………...6 1.2 Выбор турбин……….……..………………………………..……………...….…6 1.3 Выбор парогенераторов…..……………………………….………………….…7 2 Выбор главной схемы станции…………………………………………………….8 3 Выбор трансформаторов……….………………………………..………………..10 3.1 Выбор трансформаторов для первого варианта схемы…...………………….11 3.2 Выбор трансформаторов для второго варианта схемы …..………………….14 4 Выбор принципиальных схем РУ разных напряжений…………………………16 5 Технико-экономический расчет главной схемы ГРЭС….………………………18 6 Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции…….…24 7 Расчет токов короткого замыкания…………………..…………………………….27 7.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах 220кВ……..………………….29 7.2 Расчет токов короткого замыкания в цепи генератора….…….….………….35 8 Выбор аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей…………………43 8.1 Выбор аппаратов на стороне 220кВ……..…………..…………………..…….43 8.2 Выбор аппаратов в цепи генератора…….…………………………………….51 9 Выбор электрооборудования по номинальным параметрам для остальных цепей…………………………………………………………………..56 10 Выбор и описание конструкции распределительного устройства 110 кВ…..…59 Заключение …...……………..………………………………………………………60 Библиография………………………………………………………………………...61 ВведениеЯмало-Ненецкий автономный округ, как часть Арктической зоны Российской Федерации, относится к геостратегическим территориям России, имеющим существенное значение для обеспечения территориальной целостности страны и безопасности государства. За последние годы регион стал признанной площадкой для реализации крупных инвестиционных проектов, центром газо- и нефтедобычи. Уверенный рост Ямала, эффективное использование его конкурентных преимуществ – это один из приоритетов развития нашей страны, условие сбалансированного роста российской экономики. Обладая большим природно-ресурсным потенциалом, округ является одной из важнейших стратегических территорий и одним из самых благополучных в социально-экономическом плане регионом в России. Энергетика Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) — сектор экономики региона, обеспечивающий производство, транспортировку и сбыт электрической и тепловой энергии. Особенностью энергетики региона является наличие большого количества электростанций, не присоединённых к единой энергосистеме России, и обеспечивающих энергоснабжение отдельных предприятий по добыче нефти и газа, а также изолированных населённых пунктов. По состоянию на начало 2020 года, на территории ЯНАО эксплуатировались 93 тепловые электростанции общей мощностью 2357 МВт, из них 12 электростанций общей мощностью 1032,7 МВт подключены к единой энергосистеме России. В 2019 году подключённые к ЕЭС России электростанции произвели 5663,5 млн кВт·ч электроэнергии. В регионе эксплуатируется 4 крупные (мощностью более 100 МВт) электростанции — Уренгойская ГРЭС, Ноябрьская ПГЭ, Новоуренгойская ГТЭС и ТЭС Ямал СПГ, а также 89 электростанций меньшей мощности, большинство из которых не подключены к единой энергосистеме России и обеспечивают энергоснабжение отдельных нефте- и газодобывающих предприятий, а также населённых пунктов. В выработке электроэнергии среди электростанций, подключённых к ЕЭС России, резко доминирует Уренгойская ГРЭС, обеспечивающая около двух третей производства электроэнергии[1]. Потребление электроэнергии в энергосистеме ЯНАО (без учёта зоны децентрализованного энергоснабжения, не подключённой к ЕЭС России) в 2019 году составило 9935,9 млн кВт·ч, максимум нагрузки — 1385 МВт. Также значительные объёмы электроэнергии потребляются предприятиями, работающими в зоне децентрализованного энергоснабжения (только дочерними предприятиями ПАО «Газпром» около 6 млрд кВт·ч в год). Таким образом, Ямало-Ненецкий АО является энергодефицитным регионом как по электроэнергии, так и по мощности, дефицит компенсируется за счёт перетока из смежной энергосистемы Ханты-Мансийского АО. Энергосистема Ямало-Ненецкого АО входит в ЕЭС России, являясь частью Объединённой энергосистемы Урала, находится в операционной зоне филиала АО «СО ЕЭС» — «Региональное диспетчерское управление энергосистем Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа-Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа» (Тюменское РДУ). Энергосистема региона связана с энергосистемами Ханты-Мансийского АО по двум ВЛ 500 кВ, четырём ВЛ 220 кВ и одной ВЛ 110 кВ, и Красноярского края по двум ВЛ 220 кВ[1]. Общая протяженность линий электропередачи напряжением 110—500 кВ по состоянию на начало 2020 года составляет 12 130 км, в том числе линий электропередач напряжением 500 кВ (включая ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ) — 993 км, 220 кВ — 4024 км, 110 кВ — 7113 км. Магистральные линии электропередачи напряжением 220—500 кВ эксплуатируются филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» — «Магистральные электрические сети Западной Сибири», распределительные сети напряжением 110 кВ и ниже — АО «Россети Тюмень» (в основном), а также иными собственниками, главным образом нефтегазовыми компаниями[1]. Энергетическая система автономного округа в долгосрочной перспективе должна обеспечивать потребности региона в опережающем развитии. Целью данной работы является проектирование электрической части ГРЭС-880МВт в Ямало-Ненецком автономном округе. Основные задачи проектирования: - выбор основного оборудования электростанции; - выбор главной схемы электростанции; - технико-экономический расчет главной схемы; - расчет токов короткого замыкания; - выбор аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей и, по номинальным параметрам – для остальных цепей. 1 Выбор основного оборудования на станции 1.1 Выбор генераторов Одной из перспективно развивающихся серий турбогенераторов является Т3В с полным водяным охлаждением. В турбогенераторах этой серии (взрыво- и пожаробезопасных) применяются только негорючие материалы. Водород и масляные уплотнения отсутствуют, внутренний объем генератора заполнен воздухом под небольшим избыточным давлением. Для смазки подшипников допускается применять как турбинное масло, так и негорючие смазывающие жидкости. Основной особенностью является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это повышает надежность работы генератора за счет исключения разгерметизации водяного тракта. На проектируемой ГРЭС, к установке принимаются четыре турбогенератора типа Т3В-220-2. Технические характеристики турбогенераторов приведены в таблице 1.1 Таблица 1.1 – Технические характеристики турбогенератора
 Рис.1.1. Генератор Т3В-220-2 1.2 Выбор турбин Для привода генераторов выбираются четыре турбины типа К-225-12,18, и технические характеристики сносим в таблицу 1.2 Таблица 1.2 – Технические характеристики турбины
 Рис.1.2. Турбина К-225-12,18 1.3 Выбор парогенераторов Выбор парогенераторов производится: - по типу тепловой схемы (для ГРЭС – блочная схема)  Т G Тр-р Рисунок 1.3. Блочная тепловая схема станции - по производительности пара т/час исходя из условия Д   Д .Выбираются парогенераторы типа Еп-670-13,8-545ГМ Таблица 1.3 – Технические характеристики парогенератора
Количество котлов на станции равно количеству турбин. Выбираются четыре парогенератора. 2 Выбор главной схемы станции К схемам электрических станций предъявляют следующие требования: - Надёжность электроснабжения потребителей. - Приспособленность к проведению ремонтных работ. - Оперативная гибкость схемы. - Экономическая целесообразность. Учитывая это, намечаем два варианта структурной схемы выдачи мощности проектируемой электростанции. В обоих вариантах все генераторы соединяться в блоки с повышающими трансформаторами. Электроэнергия выдаётся на высшем и среднем напряжении, связь между РУ осуществляется автотрансформаторами связи.   Рисунок 2.1-Главная схема для первого варианта  Рисунок 2.2-Главная схема для второго варианта 3. Выбор трансформаторов По виду потребляемого топлива (газ) определяется расход на собственные нужды, производится выбор блочных трансформаторов.  (3.1)где SГ – номинальная мощность генератора, МВА; Sс.н. – мощность потребителей собственных нужд, МВА.  (3.2)где РГ. – активная мощность генератора, МВА; cosф – номинальный коэффициент мощности генератора.  258.8 МВАОпределяется мощность, расходуемую на собственные нужды станции  (3.3)где Рс.н.% = 3-5% , топливо-газ; РГ - номинальная мощность генератора, МВт. kc – коэффициент спроса, определяется по формуле:  (3.4)где kодн – коэффициент одновременности; kЗ – коэффициент загрузки;  - средний к.п.д; - средний коэффициент мощности потребителей С.Н.Для ГРЭС коэффициент спроса принимается равным 0,9  Определяется мощность, проходящую через блочные трансформаторы Sрасч. = 258,8 – 9,9 = 248,9(МВА) 3.1 Выбор трансформаторов для первого варианта схемы Выбирается тип трансформатора по условию Sн.т.≥Sрасч. Выбирается два трансформатора типа ТДЦ-250000/220/15,75, [14, с.618] и два трансформатора типа ТДЦ-250000/110/15,75, [14, с.615], технические характеристики сводим в таблицу 3.1.1 Таблица 3.1.1- Технические характеристики трансформаторов
Мощность АТ выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения. - если с шин среднего напряжения потребляется максимальная мощность:  (3.5)где ΣSг – суммарная мощность генераторов, подключённых к шинам РУ-110кВ, МВА; ΣSс.н. – мощность собственных нужд данных генераторов, МВА  (3.6)  - если с шин РУ-110 кВ потребляется минимальная мощность  (3.7) (3.8)  - ремонтный режим – вывод в ремонт одного из блоков  (3.9)  (3.10) Выбирается автотрансформатор по условию:  (3.11)где  - наибольшая расчетная мощность, МВА; kП - коэффициент аварийной перегрузки принят равным 1,4, так как график нагрузки и условия работы АТ неизвестны.  Выбирается два автотрансформатора типа АТДЦТН-250000/230/121/15,75, [14, с. 620], технические характеристики сносим в таблицу 3.1.2 Таблица 3.1.2 - Технические характеристики трансформаторов
3.2 Выбор трансформаторов для второго варианта схемы Расчетная нагрузка блочных трансформаторов остается такой же, как и в первом варианте Sрасч. = 258,8 – 9,9 = 248,9(МВА) Выбирается три трансформатора типа ТДЦ-250000/220/15,75, [14, с. 620] и один трансформатор типа ТДЦ-250000/110/15,75, [9, с.146], технические характеристики трансформаторов приведены в таблице 3.1.1 Выбор автотрансформаторов связи - если с шин среднего напряжения потребляется максимальная мощность по формуле (3.9)  - если с шин РУ-110 кВ потребляется минимальная мощность – по формуле (3.7)  - вывод в ремонт одного из блоков  (3.12)  (3.13)  Знак «-» указывает на то, что мощность для потребителей 110 кВ забирается через автотрансформатор с шин 220 кВ. Выбирается автотрансформатор по условию (11)  Выбирается два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/230/ 121/38,5, [ 14, с.620], технические характеристики сводим в таблицу 3.2.1 Таблица 3.2.1 - Технические характеристики трансформаторов
4 Выбор принципиальных схем РУ разных напряжений На напряжении 110 и 220 кВ выбираем схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Как правило, обе системы шин находятся под напряжением при фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при к.з. на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений. Если повреждение устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Данная схема в достаточной степени надежна. Недостатками этой схемы являются: - большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ; - повреждение шиносоединительного выключателя равноценно к.з. на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений; - необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ. Схемы РУ приведены на рисунках 4.1; 4.2 для оптимального варианта (раздел 5)  Рисунок 4.1 – Схема две рабочие системы шин с одной обходной.  Рисунок 4.2 – Схема две рабочие системы шин с одной обходной. 5 Технико-экономический расчет главной схемы ГРЭС Сравнение проведем по приведеным затратам, для этого подсчитаем капитальные затраты, учитывая основное оборудование. Определяются потери электроэнергии в блочном трансформаторе присоединенном к шинам 220кВ  (5.1)где Рхх – потери холостого хода трансформатора, кВт; Т = Тгод.- Трем. – число часов работы трансформатора в год; Тгод=8760(ч); Трем.=600(ч) - время ремонта; Т = 8760 – 600 = 8160(ч) Рк - потери короткого замыкания трансформатора, кВт;  - максимальная мощность, на которую нагружен трансформатор, МВА; Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, МВА; τмах – условное время максимальных потерь, определяется по кривым τмах=f(Тмах), [14, c.396]. Принимаем Тmax 220=6000(ч), тогда τмах=4500(ч)  Определяются потери электроэнергии в блочном трансформаторе присоединенном к шинам 110кВ.  Согласно задания Тmax 110= 6000(ч), тогда τмах= 4500(ч) Определяются потери электроэнергии в автотрансформаторе АТДЦТН-250000/230/121/15,75 в первом варианте с учетом того что обмотка НН не нагружена.  (5.2)где τmaxB = τmaxC – время максимальных потерь для автотрансформатора принимаем средним между Тmax220 и Тmax110;  Тmax.АТ = 0,5·(Тmax220 + Тmax.110) = 0,5· (6000+6000) = 6000(ч) тогда τмах= 4500(ч) Определяются удельные потери в обмотке  (5.3)где Ркв - потери короткого замыкания трансформатора между обмотками высокого - среднего (ВС), среднего - низкого (СН) и высокого - низкого (ВН) напряжений, кВт.   (5.4) Квыг.  (5.5)где Квыг.. – типовой коэффициент. Квыг.   Определяются потери электроэнергии в первом варианте - два энергоблока 220 кВ ∆W1 = 2 · 4,4 ·106 = 8,8·106 (кВт·ч/год) - два энергоблока 110 кВ ∆W2 = 2 · 4,6 ·106 = 9,2·106 (кВт·ч/год) - два автотрансформатора связи. ∆W3= 2·1,8·106 = 3,6·106 (кВт·ч/год) Расчитываются суммарные потери в первом варианте. ∑W=(8,8+9,2+3,6)·106 = 25,2·106 (кВт·ч/год) Определяются потери электроэнергии в автотрансформаторе АТДЦТН-200000/230/121/38,5 во втором варианте с учетом того что обмотка НН не нагружена по формуле (5.2) Определяются удельные потери в обмотке ВН по формуле (5.3)  Определяются удельные потери в обмотке СН по формуле (5.4)    Определяются потери электроэнергии во втором варианте - три энергоблока 220 кВ ∆W1 = 3 · 4,4 ·106 = 13,2·106 (кВт·ч/год) - один энергоблок 110 кВ ∆W2 = 1 · 4,6 ·106 = 4,6·106 (кВт·ч/год) - два автотрансформатора связи ∆W4= 2·0,9·106 = 1,8·106 (кВт·ч/год) Расчитываются суммарные потери во втором варианте ∑W=(13,2+4,6+1,8)·106 = 19,6·106 (кВт·ч/год) Составляется таблица капитальных затрат. Одинаковые элементы исключаются из расчета, так как они дадут одинаковые затраты.
Таблица 5.1 – Капитальные затраты на строительство станции Годовые эксплуатационнве издержки  (5.6)где РА и РО - нормы отчисления на амортизацию и на обслуживание, % К – стоимость трансформаторов и ячеек электрооборудования сравниваемых вариантов, с учетом коэффициента индексации, тыс.руб., [14, с.445]; β=2,9 – стоимость 1кВт·ч потерянной электроэнергии, руб./кВт·ч.   Определяются приведенные затраты без учета ущерба  (5.7)Зпр1 = 0,12 · 164880 + 57,6 = 19753,1(тыс.руб./год) Зпр2 = 0,12 · 164880 + 56,9 = 19843(тыс.руб./год) Сравниваются затраты на варианты и принимаем главную схему станции  (5.8) Варианты примерно равноценны. Выбирается схема первого варианта так, как капитальные затраты на строительство, в этом случае меньше. 6. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции Выбираются рабочие ТСН по условию: Sном.Т ≥ SС.Н. + SТСН6/0,4, (6.1) где Sс.н. – мощность собственных нужд блока, МВА; Sтсн 6/0,4 – номинальная мощность трансформатора собственных нужд второй ступени трансформации 6/0,4кВ, кВА. Расход на собственные нужды 0,4кВ можно приблизительно принять равным 10% от общего расхода. Sтсн 6/0,4 = 10%/100·SCН, (6.2) Sтсн 6/0,4 = 10/100·9,9 = 0,99(МВА) Sном.Т ≥ 9,9 + 0,99 = 10,89(МВА) Выбираются четыре рабочих ТСН типа ТРДНС-25000/15,75/6,3-6,3, [9, с.130] с учетом самозапуска двигателей, и технические характеристики сносим в таблицу 6.1 Согласно НТП выбирается один резервный трансформатор, такой же мощности, что и рабочие, так как в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели: ТРДНС-25000/38,5/6,3-6,3, подключается он к обмоткам НН автотрансформаторов. Так как количество энергоблоков – четыре, то предусматривается еще один резервный ТСН не присоединенный, готовый к замене. Технические характеристики сносим в таблицу 6.1 Таблица 6.1 – Технические характеристики трансформатора
Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) присоединяются отпайкой от энергоблока. Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для блочных ГРЭС принимается по две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160МВт) для увеличения надежности электроснабжения потребителей собственных нужд. Секции попарно присоединяются к рабочему ТСН. Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным ТСН. Резервная магистраль для увеличения гибкости и надежности секционируется выключателями через каждые два-три блока. Схема приведена на рисунке 6.1   | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
производительность,
,
,
,%