Пояснительная записка (1).pdf ЭЧС

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической части ГРЭС, строящейся для питания потребителейхимической промышленности. Установленная мощность станции составляет 600 МВт (3 генератора по 200 МВт). В качестве основного топлива предполагается использовать уголь. Питание потребителей предполагается осуществлять на напряжении 110кВ и 220кВ. Максимальная мощность потребителей на напряжении 110кВ составляет 4×50МВт, коэффициент мощности 0,85, питание производится по четырем линиям электропередачи; на напряжении 220кВ – 2×100 МВт, коэффициент мощности 0,89, питание производится по двум линиям. Электрическая станция имеет связь с энергосистемой по двум линиям 220 кВ.

При проектировании производится разработка вариантов структурной схемы станции, выбор основного оборудования – генераторов, трансформаторов, реакторов, выполняется расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

3

1 Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов производится по заданной номинальной мощностиPном=200 МВт, и по номинальному напряжениюUном=15,75кВ. Согласно /3/ выбираются тригенератора ТГВ-200-2.

Номинальные параметры генераторов представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Номинальные параметры генераторов

Тип турбогенератора	ТГВ-200-2
Номинальная частота вращения, об/мин	3000
Номинальная мощность:
полная, МВ·А	235,3
активная, МВт	200
Номинальное напряжение, кВ	15,75
Номинальный коэффициент мощности, о.е.	0,85
Номинальный ток, кА	8,625
Схема соединения обмоток статора	Y/Y
Количество выводов, шт.	9
Номинальный КПД, %	98,6
Сверхпереходное сопротивление xd′′,о.е.	0,19
Постоянная времени Ta , с	0,546
Система охлаждения:
обмотки статора	Непосредственноеводой
стали статора	непосредственное водородное
обмотки ротора	непосредственное водородное
Система возбуждения:
тип возбудителя	СТВ-300
номинальное напряжение
возбудителя, В	465/840
номинальный ток возбудителя, А	3350/6100
номинальноенапряжение
возбуждения, В	420
номинальный ток возбуждения, А	1880
Общая масса, т	300

При непосредственной системе охлаждающая среда непосредственно соприкасается с медью обмоток, благодаря чему основная часть тепла, выделяемого в меди, отводится непосредственно к охлаждающей среде, минуя изоляцию и сталь. При этом имеют место только две составляющие превышения температур: превышение между поверхностью проводников и охлаждающей средой и превышение в охлаждающей среде.

Корпус статора – цилиндрический, сварной, газонепроницаемый, неразъемный. Сердечник статора собран на продольных ребрах из сегментов электротехнической стали и вдоль оси разделен вентиляционными каналами на пакеты. Пазы статора – открытые прямоугольные. Обмотка статора – трехфазная, двухслойная, с укороченным шагом. Лобовые части обмотки – корзиночного типа. Изоляция стержней непрерывная термореактивная. Ротор изготовлен из цельной упаковки специальной высококачественной стали. Для предотвращения утечки водорода из корпуса статора на наружных щитах генератора установлены масляные уплотнения вала.

Система возбуждения ТС – тиристорная система возбуждения (тип возбудителя СТВ-300)

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

4

1.2 Построение графиков нагрузки

Требуется построить годовые графики нагрузки потребителей I и II. Максимальная активная мощность нагрузкиPн.max , МВт, определяется по формуле

Pн.max = nл Pл.max ,

(1.1)

где nл - число линий, шт.;

Pл.max - максимальная мощность одной линии, МВт.

Максимальнаяреактивная мощность нагрузкиQн.max ,Мвар, определяется по формуле

Qн.max = Pн.max tg (arccosϕ).				(1.2)
Полная мощность нагрузкиSн.max , МВ·А, определяется по формуле
S	н.max	= P2	+Q2 .	(1.3)
		н.max	н.max

Для потребителей Iна напряжении 110кВ:

PнI .max = 4 50 = 200 МВт,

QнI.max =200 tg (arccos0,85)=123,95 Мвар,

SнI .max = 2002 +123,952 = 235, 29 МВ·А.

Для потребителей IIна напряжении 220 кВ:

PнII .max = 2 100 = 200 МВт,

QнII.max =200 tg (arccos0,89)=102,46 Мвар,

SнII .max = 2002 +102, 462 = 224, 72 МВ·А.

Данные для построения годовых графиков нагрузки потребителей Iи II представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Данные для построения годовых графиков нагрузки потребителей I и II

	P,	Число	Число часов		Нагрузка потребителей
			использования	Потребители I			Потребители II
		часовиспользованиянагрузки
	%	всутках, ч	нагрузки	P,	Q,	S,	P,	Q,	S,
			вгоду, ч	МВт	Мвар	МВ·А	МВт	Мвар	МВ·А
	100	4	1460	200,00	123,95	235,29	200,00	102,46	224,72
	97	5	1825	194,00	120,23	228,24	194,00	99,39	217,98
	95	10	3650	190,00	117,75	223,53	190,00	97,34	213,48
	90	5	1825	180,00	111,55	211,76	180,00	92,22	202,25

На рисунках 1.1 и 1.2 представлены годовые графики нагрузки потребителей I и II соответственно, построенные по данным таблицы 1.2.

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

5

Q P S

МВар МВт МВ·А

S(t)

P(t)

Q(t)

t

с

Рисунок 1.1 – Годовой график нагрузки потребителей I

	Q		P		S
	МВар		МВт		МВ·А	S(t)
						P(t)

Q(t)

t

с

Рисунок 1.2 – Годовой график нагрузки потребителей II 1.3 Составление вариантов структурной схемы станции

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений,определяет электромагнитные связи (трансформаторные и автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор – трансформатор.

На ГРЭС все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство. Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между распределительными устройствами осуществляется автотрансформатором связи.

На станции предусматривается сооружение РУ двух напряжений: 220 и 110 кВ. Количество генераторов n, шт., подключаемых к РУ 220 кВ, определяется по

формуле:

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

6

	n =		Pн.max	,	(1.4)
		Pг	(1−α )

где Pн.max – максимальная мощность нагрузки, подключенной к соответствующему

РУ, МВт;

Pг – активная мощность генератора, МВт;

α – коэффициент, определяющий расход мощности на собственные нужды,

о.е.

Для ГРЭС с видом топлива – уголь, расход мощности на собственные нужды принимается равным 8 %.

Мощность собственных нужд Sсн , МВ·А, одного генератора определяется по формуле:

Sсн = Pсн + jQсн =α Pг + jα Pг tg (arccosϕ),

(1.5)

Sсн200 =0,08 200 + j0,08 200 tg (arccos0,85)=16 + j9,92 МВ·А.

Расчет количества генераторов устанавливаемых на РУ, осуществляется по формуле

(1.4):

	n220кВ	=		2 100	=1,1	шт;
			200	(1−0, 08)
	n110кВ	=		4 50	=1,1	шт.
			200	(1−0, 08)

Следовательно, к РУ 110 кВ целесообразно подключить 1 или 2 блока 200 МВт, а к РУ 220 кВ – 1 или 2 блока 200 МВт.

Необходимо рассмотреть два конкурентоспособных варианта схем электрических соединений станции, которые представлены на рисунках 1.3, 1.4. Связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ.

На первом варианте структурной схемы станции к РУ 220 кВ подключено два генератора200 МВт, к РУ 110 кВ подключен один генератор 200 МВт. РУ соединяются между собой с помощью автотрансформаторов связи, количество которых принимается не менее двух по НТП.

На втором варианте структурной схемы станции к РУ 220 кВ подключен один генератор 200 МВт, к РУ 110 кВ подключено два генератора 200 МВт. РУ соединяются между собой с помощью автотрансформаторов связи, количество которых принимается не менее двух по НТП.

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

7

С	SнII.max=200+j102,46 МВ·А								SнI.max=200+j123,95 МВ·А
	SнII.min=180+j92,22 МВ·А								SнI.min=180+j111,55 МВ·А
W1-W2			W3-W4								W5-W8
	РУ 220 кВ									РУ 110 кВ
				T2			АT1,2
	T1									T3

	Sсн=16+j9,92				Sсн=16+j9,92
		МВ·А			МВ·А
G1		G2			G3
SG1,2=200+j123,95 МВ·А					SG3=200+j123,95 МВ·А

Рисунок 1.3 – Первый вариант структурной схемы станции

С	SнII.max=200+j102,46 МВ·А						SнI.max=200+j123,95 МВ·А
	SнII.min=180+j92,22 МВ·А						SнI.min=180+j111,55 МВ·А
W1-W2		W3-W4							W5-W8
	РУ 220 кВ							РУ 110 кВ
					АT1,2						T3
	T1							T2

	Sсн=16+j9,92				Sсн=16+j9,92
		МВ·А				МВ·А
G1			G2			G3
SG1=200+j123,95 МВ·А				SG2,3=200+j123,95 МВ·А

Рисунок 1.4 – Второй вариант структурной схемы станции 1.4 Выбор трансформаторов

На ГРЭС предусматривается установка блочных трансформаторов и автотрансформаторов для связи между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения.

1.4.1 Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы

Блочные трансформаторы выбираются по мощности присоединённого генератора, то есть для трансформаторов Т1,2,3ST1,2,3 ≥ 235,3МВ Апринимаются к установке трансформаторы Т1,2 – ТДЦ-250000/220 и Т3 – ТДЦ-250000/110.

Мощность, протекающая через автотрансформаторы связи АТ1,2 в максимальном SАT1,2.max , МВ·А, режиме работы определяется по формуле:

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

8

SАT1,2.max =	(∑Pг − PнI .max −∑Pс.н )2 +(∑Qг −QнI .max −∑Qс.н )2 ,	(1.6)
где ∑Pг, ∑Qг	– активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к
шинам напряжения 110 кВ,
PнI .max , QнI .max	– активная и реактивная нагрузка в максимальном режиме для
потребителей I, МВт, Мвар,

Мощность, протекающая через автотрансформаторы связи АТ1,2 в минимальном SАT 1,2.min , МВ·А, режиме работы определяется по формуле:

SАT1,2.min = (∑Pг − PнI .min −∑Pс.н )2 +(∑Qг −QнI .min −∑Qс.н )2 ,

(1.7)

Мощность, протекающая через автотрансформаторы связи АТ1,2 в аварийном SАT 1,2.ав , МВ·А, режиме работы определяется по формуле:

SАT1,2.ав = (∑Pг − Pг.max − PнI .max −∑Pсн )2 +(∑Qг −Qг.max −QнI .max −∑Qсн )2 ,

(1.8)

где Pг.max , Qг.max – активная и реактивная мощность, отключившегося генератора, МВт, Мвар,

SАT1,2.max = (200 −200 −16)2 +(123,95 −123,95 −9,92)2 =

= (−16)2 +(−9,92)2 =18,83 МВ·А,

SАT1,2.min = (200 −180 −16)2 +(123,95 −111,55 −9,92)2 =

= (4 )2 + (2, 48)2 = 22, 2 МВ· А,

SАT1,2.ав = (200 −200 −200 −16)2 +(123,95−123,95−123,95−9,92)2 =

= (−216 )2 + (−133, 87 )2 = 254,12 МВ· А.

Максимальный переток мощности, через автотрансформаторы, соответствует аварийному режиму, поэтому выбор номинальной мощности автотрансформаторов АТ1,2 осуществляется из условия

	SАT1,2 ≥	SАT1,2.ав	,	(1.9)
		n

≥ 254,12 =

SАT1,2ном 2 127,1МВ·А.

Выбираются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.

1.4.2 Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Принимаются к установке трансформаторы Т1 –ТДЦ-250000/220 и Т2,3 – ТДЦ250000/110.

Мощность автотрансформаторов связи АT1,2 определяется по формулам (1.6) –

(1.8):

SАT1,2.max = (2 200 −200 −2 16)2 +(2 123,95 −123,95 −2 9,92)2 =

= (168)2 +(104,11)2 =197, 64 МВ·А,

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

9

SАT1,2.min = (2 200 −180 −2 16)2 +(2 123,95 −111,55 −2 9,92)2 =

= (188)2 + (116, 51)2 = 221,18 МВ· А,

SАT1,2.ав = (2 200 −200 −200 −2 16)2 +(2 123,95−123,95−123,95−2 9,92)2 =

= (−32 )2 + (−19, 84 )2 = 37, 65 МВ· А.

Максимальный переток мощности, через автотрансформатор, соответствует минимальному режиму, поэтому выбор номинальной мощности автотрансформаторов АТ1,2 осуществляется из условия

	SАT1,2 ≥	SАT1,2min	,	(1.10)
		kп (n −1)

SАT 1,2ном

≥	221,18	=157, 98 МВ·А.
	1, 4 (2 −1)

Выбираются два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.

Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

	Тип	Sном,	Uном обмоток, кВ			uк, %			Потери, кВт
		МВ·А	ВН	СН	НН				Px	Pк
	ТДЦ-250000/110	250	121	-	15,75	10,5			200	640
	ТДЦ-250000/220	250	242	-	15,75	11			207	600
	АТДЦТН-200000/220	200	230	121	11	В-С		11	105	430
						В-Н		32
						С-Н		20

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы станции

Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума дисконтированных издержек, для расчёта которых вычисляются капитальные вложения на сооружение станции, издержки на обслуживание и ремонт, стоимость потерь электроэнергии. Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приводится в таблице 1.4. Все данные необходимые для расчёта берутся из справочника /8/ с ценами 2000 года.

Рассчитаем коэффициент инфляции на 2015 год. В России за 2001, 2002, 2003, 2004, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013 и 2014 года коэффициенты инфляции равняются соответственно 1,19, 1,15, 1,12, 1,12; 1,11; 1,09; 1,12; 1,13, 1,09, 1,06, 1,07, 1,065

и 1,14. Следовательно, коэффициент инфляции на 2015 год, рассчитывается перемножением коэффициентов инфляции за эти года.

i2015 =3,94 .

Так как сравниваются равноценные по надежности схемы, ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается.

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

10

Таблица 1.4 – Капитальные затраты

	Стоимостьединицы цена( 2000 г.)	Стоимостьединицы с учетоминдекса инфляции(2015г.)	Вариант 1		Вариант 2
Тип оборудования			Количество	Стоимость	Количество	Стоимость
	тыс.	тыс.	шт.	тыс.	шт.	тыс.
	руб.	руб.		руб.		руб.
Блочные трансформаторы
ТДЦ-250000/110	13920	54845	1	54845	2	109690
ТДЦ-250000/220	19800	78012	2	156024	1	78012
Автотрансформаторы связи
АТДЦТН-200000/220/110	21050	82937	2	165874	2	165874
Суммарная стоимость трансформаторов				376743		353576
Ячейки ОРУ
110 кВ	7300	28762	11	316382	12	345144
220 кВ	15000	59100	10	591000	9	531900
Суммарная стоимость ячеек ОРУ (2015)				907382		877044
Полная стоимость схемы станции (2015)				1284125		1230620

Предполагается, что используются следующие схемы РУ: ОРУ 220 кВ – две системы сборных шин с обходной; ОРУ 110 кВ – две системы сборных шин с обходной.

Издержки на ремонт и обслуживание Иiо. р , тыс. руб., определяются по формуле

Иiо. р = ρ K ,

(1.11)

где ρ - норматив отчислений на ремонт и обслуживание, для электрооборудования

напряжением до 150кВ – 0,059, 220 кВ и выше – 0,049; K - капиталовложения на сооружение станции;

i – номер варианта схемы.

И1о. р = 0, 049 (156024 +165874 +591000) +0, 059 (54845 +316382) = 66634тыс.руб.

И2о. р = 0, 049 (78012 +165874 +531900) +0, 059 (109690 +345144) = 64849тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии И W , тыс. руб., определяется по формуле

		И W = β W ΔW ,		(1.12)
где β W	- средний тариф на электроэнергию, принимается равным 3,5 руб./кВт·ч.
Потери	электроэнергии	в	двухобмоточномтрансформаторе	W ,кВт·ч,

определяются по формуле

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

11

		1			Smax		2
	W = n ΔPх T +		ΔPк				τ ,	(1.13)
		n
					Sном

где Pх - потери мощности холостого хода, кВт;

Pк - потери мощности короткого замыкания, кВт;

Smax - расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

T- продолжительность работы трансформатора, ч;

τ- продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использовании максимальной нагрузки Tнб , ч.

Продолжительность работы блочного трансформатора T , ч, определяется по формуле

		T =8760 −Tрем ,				(1.14)
	где Tрем - продолжительность ремонта трансформатора, ч.
	Продолжительность максимальных потерьτ , ч, определяется по формуле
				T	2
	τ =	0,124 +		нб	8760 .	(1.15)
			10000

Продолжительность использования максимальной нагрузки Tнб , ч, определяется по графикам перетоков мощности через трансформатор по формуле

∑P t

Tнб = P i i , (1.16)

max

где Pi - мощность i-ой ступени графика, кВт; ti - время i-ой ступени графика, ч.

	Потери электроэнергии в автотрансформаторе					W ,кВт·ч, определяются по формуле
		1			Smax.B−C			2
	W = n ΔPх T +		ΔPк.B−C					τB−C .	(1.17)
		n
					Sном

Величины τB ,τC , τH определяются по соответствующимTнб по формуле (1.15).

Потери электроэнергии в несколько параллельно работающих трансформаторах Wn ,кВт·ч, определяются по формуле

Wn = n W .

(1.18)

1.5.1 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для первого варианта структурной схемы станции

Для определения потерь электроэнергии в автотрансформаторах связи АТ1,2 заполняется таблица перетоков мощности через данные автотрансформаторы.

Таблица 1.5 – Значения перетоков мощности через автотрансформаторы связи АТ1,2

T, ч	1460	1825	3650	1825
Pг.3, МВт	200	200	200	200
Pс.н.3, МВт	16	16	16	16
Pн.I, МВт	200	194	190	180
PАТ1,2, МВт	-16	-10	-6	4

ИзмЛист

№ докум.

Подпись Дата

Лист

12