Главная Контакты В избранное
  • Курсовой проект "Разработка теплоэлектроцентраль ТЭЦ-520 МВт"

    АвторАвтор: student  Опубликовано: 17-02-2014, 20:02  Комментариев: (0)

    СКАЧАТЬ: 1358618160_88.zip [944,75 Kb] (cкачиваний: 68)

     

     

    АННОТАЦИЯ

     

    В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-520 МВт. Произведен выбор структурной схемы, числа и мощности трансформаторов с тепловым расчетом. Расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Для выявления наиболее оптимального варианта проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов. Разработана схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор основных токоведущих частей, ограничителей перенапряжения, конструкции распределительных устройств.

     

     

    1. ВВЕДЕНИЕ

     

    Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

    Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

    Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью, одновременно находятся у источников топливных ресурсов.

    Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала, электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется, из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.

    Энергосистема, - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.

    Объективной особенностью продукции электроэнергетики является

    невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной

    задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов   энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

    ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВт объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на Зх уровнях: межрегиональном (ИДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая  структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.

    Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно  отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат. Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.

    Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

    На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.

    Правительство пытается решить проблему с разных сторон : одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

    1. Снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий.
    2. Сохранение единой энергосистемы России.
    3. Повышение коэффициента используемой мощности электростанций.
    4. Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые целы, возможный отказ от клиринга.

    Для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия". Насколько эта программа, будет выполняться, покажет время.

     

     

    2. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

     

    В соответствии с заданием составляем 2 варианта структурных схем станций, чтобы в дальнейшем, проведя технико-экономическое сравнение двух вариантов, выбрать наиболее лучший вариант.На рис. 2.1 и рис. 2.2 представлены структурные схемы станций.

     

     

    Рис. 2.1 – Структурная схема станции (I вариант).

     

    В первом варианте проектируемой станции устанавливаем три генератора, мощностью 32 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. Также устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 220 МВт каждый, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.

     

    Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходят через трёхобмоточные трансформаторы.

    Рис. 2.2 – Структурная схема станции (II вариант).

     

    Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем два генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. И устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 200 МВт, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.

    Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходит также как и в первом варианте через два параллельно работающих трансформатора имеющих РПН.

     

     

    3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

    3.1 Выбор генераторов

    Генераторы на 63МВт  и 200 МВт выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2 и Т3В – 200 – 2. Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом , циркулирующим через осушительную установку. Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а следовательно, повышает надежность работы.

     

    Генераторы на 32 МВт и 220 МВт выбираем серии ТФ: ТФ-32-2; ТФ-220-2. Исполнение турбогенераторов - закрытое. Циркуляция воздуха по замкнутому контуру обеспечивается вентиляторами, установленными на валу ротора. Охлаждение обмотки ротора у турбогенераторов серии ТФ непосредственное

     

     

     

    Тип генератора

    РНГ

    SНГ

    cos φ

    UHC,кВ

    IHC,  кА

    X’’d

    Система возбуждения

    Цена, тыс.

    руб.

    ТФ-32-2

    32

    40

    0,8

    10,5

    2,2

    0,153

    Бесщеточная

    3200

    ТЗВ-63-2

    63

    78,8

    0,8

    10,5

    4,33

    0,153

    Статич. Тирис- торная самовоз-буждения

    5200

    ТФ-220-2

    220

    258,8

    0,85

    15,75

    9,48

    0,2

    Статич. Тирис- торная самовоз-буждения

    19000

    Т3В-200-2

    200

    235,3

    0,85

    15,75

    8,62

    0,180

    Тиристорная статическая

    16000

     

    Таблица 1  Технические данные генераторов

     

     

     

    3.2 Выбор блочных трансформаторов

     

    Блочный трансформатор работает в блоке с генератором, тем самым выдаёт электрическую мощность на повышенное напряжение.

    Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия:

    1)                UBH  ≥  UPУ

    2)                UHH  ≥  UНГ

    3)                 SНГ  ≥  ST

     

    Мощность блочных трансформаторов определяется по мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд.

                      

    где: PНГ и QНГ – активная и реактивная мощность генератора,

    PСН и QСН – активная и реактивная мощность собственных нужд.

     

    Для генератора ТФ-160-2

     

     

    Так как топливом является уголь, и тип турбины с отбором и конденсацией, то n = 8.

     

    По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220   

    1)       242кВ> 220кВ

    2)       11 кВ =   10,5 кВ

    3)       250 МВА  >  243 МВА

     

    Для генератора ТЗВ-200-2

     

     

     

     

     

    По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220   

    4)       242кВ> 220кВ

    5)       11 кВ =   10,5 кВ

    6)       250 МВА  >  233,6 МВА

     

     

    3.3 Выбор трансформаторов связи

     

    Согласно НТП на ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.

    Выбор трёхобмоточных трансформаторов связи. При выборе трёхобмоточных трансформаторов связи необходимо соблюдать следующие условия:

    1)                UВНТ  ≥ UРУВН

    2)                UCНТ  ≥  UРУСН

    3)                UННТ  ≥  UГРУ

    4)                 SНТ  ≥  ST

     

    Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для I варианта:

     

    где  суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

    Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:

     

    Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ

     

     

    Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ  РТТГРУ  и  QТТГРУ:

     

    По условию  PminГРУ = 0,88 –PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.

     

     

     

    Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :

     

    Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-63000/220

    1)                230кВ  > 220 кВ,

    2)                121 кВ  >  110 кВ,

    3)                11 кВ = 10,5 кВ,

    4)                63 МВА  > 37,5 МВА.

     

    Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:

     

    1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов  с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:

    1,4 S НТ  >   SТ

     

    Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин

    ГРУ:

     

    Определяем нагрузку на трансформатор SТ:

     

     

    1,4 – 63 МВА  =  88,2 МВА  >  70 МВА.

     

    Трансформатор по первому аварийному режиму  подходит.

     

    2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и РУСН:      2S >Sт

     

    Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:

     

     

     

     

     

     

     

     

    2 – 63 МВА  >   123,2 МВА

     

    Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.

     

     

    Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для II варианта:

     

    где  суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

    Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:

     

    Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ

     

     

    Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ  РТТГРУ  и  QТТГРУ:

     

    По условию  PminГРУ = 0,88 –PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.

    Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :

     

     

     

     Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-125000/220

    1)          230кВ  > 220 кВ

    2)                121 кВ   >  110 кВ

    3)                11 кВ = 10,5 кВ

    4)                125 МВА  >  54,7 МВА

     

    Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:

    1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов  с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:

    1,4 S НТ  >   SТ

     

    Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин

    ГРУ:

     

    Определяем нагрузку на трансформатор SТ:

     

     

     

     

    1,4 – 125 МВА  =  175 МВА  > 104,6 МВА.

     

    Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.

     

     

    2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и минимальным с РУСН:      2S >Sт

     

    Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:

     

     

     

     

     

     

     

    2 – 125 МВА  >  127,5 МВА

     

    Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.

    Тип

    трансф.

    Sнт,

    МВА

    Uн, кВ

    Потери, кВт

    Uкз , %

    Цена

    тыс.р

    ВН

    СН

    НН

    Рхх

    Ркз

    вн-сн

    сн-нн

    нн-вн

    ТДЦ-250/220

    250

    242

    -

    13,8

    240

    650

    -

    11

    -

    6000

    АТДЦТН-63/220

    63

    230

    121

    11

    45

    290

    11

    35,7

    21,9

    2040

    АТДЦТН-125/220

    125

    230

    121

    11

    65

    350

    11

    45

    28

    3740

     

    Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов

     

     

    3.4 Проверки трансформаторов по допустимому нагреву и износу изоляции.

     

    Чтобы проверить трансформаторы по допустимому нагреву и износу изоляции, воспользуемся специальной программой, она позволяет:

    -       рассчитать относительный годовой износ изоляции исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки трансформатора в течение суток и года;

    -       наглядно представить изменение температуры масла и обмотки в течение суток, как в табличном виде, так и в виде графика;

    -       рассчитать возможные максимальные температуры в течение года с учётом изменений температуры окружающей среды зимой и летом, а также с учётом изменения нагрузки на трансформатор в зимний и летний период;

    -       учитывать тепловые характеристики различных по мощности трансформаторов с различными системами охлаждения.

    Для работы с программой необходимо определить следующие данные:

    -       число фаз, вид охлаждения, мощность и номинальное напряжение проверяемого трансформатора;

    -       номинальная температура наиболее нагретой точки, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице;

    -       эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды для зимнего и летнего периода;

    -       параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора в относительных единицах для зимнего и летнего периода.

     Для работы с программой необходимо определить температурные данные. Одним из наиболее значимых параметров из этих данных является номинальная температура наиболее нагретой точки обмотки трансформатора, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице. Для трансформаторов, соответствующим требованиям стандарта (ГОСТ 11677-85), эта температура принимается равной 98°С.

    Для курсового проектирования максимальные значения температуры охлаждающей среды принимаются на 20% выше эквивалентных значений, которые определяются в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91))

     

    Таблица 3.3 Эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды

     

    Зимняя, °С

    Летняя, °С

    Эквивалентная

    -13,1

    18,3

    Максимальная

    -5,0

    27,5

     

    Полученные в соответствии с заданием графики нагрузки, должны быть преобразованы в эквивалентные двухступенчатые графики нагрузки для зимнего и летнего периодов.

     

     

     

    К1

    h

    К2

    t, час

     

    K,

    отн.ед.

    0,7

    1,0

    1,1

    12

    0

    6

    18

    24

    а)

     

    К1

    h

    К2

    t, час

    K,

    отн.ед.

    0,9

    1,0

    1,2

    12

    0

    6

    18

    24

    б)

    Рисунок 3.1. Параметры эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки:  а) зимой и б) летом.

     

    На основании графиков представленных на рисунке 3.1, в таблице 3.4  представлены параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки, которые необходимы для ввода в программу.

    Таблица 3.4 Параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки

     

    Зимний период

    Летний период

    К1

    0,7

    0,9

    К2

    1,1

    1,2

    Продолжительность перегрузки h, час

    6

    6

    Начало перегрузки, час

    12

    12

    Продолжительность периода, дней

    184

    181

    .

     

     

    3.5 Работа с программой

     

    После запуска программы в появившемся окне во вкладке «Данные по трансформатору» вводим все необходимые данные трансформатора  ТДЦ-200/110.

     

     

    Рисунок 3.2 Ввод данных трансформатора

     

    Далее переходим на следующую вкладку «Температурные данные», где необходимо ввести эквивалентную и максимальную температуры окружающей среды зимой и летом


     

     

    Рисунок 3.3 Ввод температурных данных

     

    В данном окне программы при необходимости можно перейти в режим корректировки температурных ограничений. Для этого с помощью кнопки «Температурные ограничения» выводится окно с настройками о максимально допустимых температурах нагрева для различных видов трансформаторов. По умолчанию здесь приняты значения в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97).

    Следующая вкладка позволяет перейти в режим ввода данных параметров эквивалентных относительных графиков нагрузки, в соответствии с данными представленными. Для этого с помощью кнопки «Данные о нагрузке» необходимо перейти на последнюю вкладку и ввести ранее рассчитанные параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора. Под началом перегрузки подразумевается момент времени, когда нагрузка увеличивается с К1 до К2. Также здесь необходимо ввести количество дней в году для данного времени года.

     

     

     

    Рисунок 3.4 Ввод данных по нагрузке.

     

    Далее программа позволяет произвести расчёт относительного годового износа изоляции трансформатора исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора в течение суток и года на основании введённых данных. Для этого необходимо нажать на кнопку «Расчёт». В результате на экране появится окно отчёта, где будет отображена основная информация: тип трансформатора, общий износ за год, максимальная температура масла в течение года, максимальная температура наиболее нагретой точки в течение года. По введённым ранее данным, программа автоматически может выдать сообщение о недопустимом превышении каких-либо параметров. В этом случае необходимо выбрать другой трансформатор и пересчитать для него относительный график нагрузки либо принять данный трансформатор с соответствующим обоснованием.

     


     

    Таблица 3.5. Отчет

     

    ТДЦ-250/220

    АТДЦТН-63/220

    АТДЦТН-125/220

    Тип трансформатора

    Большой мощности ON

    Средней мощности ON

    Средней мощности ON

    Относительный износ за год

    0,984

    0,984

    0,984

    Максимальная температура за год

    94,517

    94,517

    94,517

    Максимальная температура наиболее нагретой точки за год

    129,32

    129,32

    129,32

     

    Рисунок 3.5 – График за зимний период

     

    Рисунок 3.6 – График за летний период

     

     

     

    1.  РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ

     

    4.1  Расчет количества линий на высокое напряжение

     

    Определяем количество отходящих линий по формуле:

    где  установленная мощность на станции:

     суммарная мощность собственных нужд станции;

     

    Для I варианта:

     

    Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.

    Для II варианта:

     

    Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.

     

     

    4.2 Расчёт количества линий на среднее напряжение

     

    где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.

    Принимаем количество линий равное четырем.

     

    4.2  Расчет количества линий на низкое напряжение

     

    где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения, МВт.

    Принимаем количество линий равное восемнадцати.

     

     

     

     

     

    1. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

     

    Для РУВН-220 кВ выбираем схему с двумя рабочими  секционированными выключателями, и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями.  Эта схема применяется при числе присоединений 8 и более, в данном случае на РУ-220кВ 8 присоединений (2 блочных трансформатора, 2 автотрансформатора и 4 системных линий) для обоих вариантов.

     

    Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.

    На РУСН-110 кВ применяем одну секционированную систему шин, в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 6-ти (4-ре линии, 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.

    На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов короткого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы, в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены для:

    - ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;

    - поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии; - уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    5.1 Схема для I варианта

     

    Рисунок 5.1   Схема распределительных устройств (I вариант).

     

     

    5.2 Схема для II варианта

    Рисунок 5.2   Схема распределительных устройств (II вариант).

     

     

    1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ

     

     

    6.1  Перетоки мощностей

     

     

     

     

    Рисунок 6.1 Перетоки мощностей (I вариант).

     

     

    Рисунок 6.2 Перетоки мощностей (II вариант).

     

     

     

    6.2 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат

     

    Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.

     

     

     

    Таблица 6.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

    Наименование и тип соединения

    Стоимость единицы

    тыс.руб

    I Вариант

    II Вариант

    Количество штук

    Суммарная стоимость

    Количество штук

    Суммарная стоимость

    ТФ-32-2

    3200

    3

    9600

    -

     

    ТФ-220-2

    19000

    2

    38000

    -

     

    ТЗВ-63-2

    5200

    -

     

    2

    10400

    ТЗВ-200-2

    16000

    -

     

    2

    32000

    АТДЦТН-80/110

    3740

    -

     

    2

    7480

    АТДЦТН-63/110

    2040

    2

    4080

     

     

    Секционный выключатель с реактором РБГ-10

    630

    1

    630

    -

     

    Реактор сдвоенный РБС-2*1600-0,25

    295

    1

    295

    -

     

    Ячейка 10кВ

    420

    1

    420

    -

     

    Итого

     

     

    53025

     

    49880

     

     

    6.3 Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах  ∆Wдля I варианта

    где ∆Pxx - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт; t – число часов работы трансформатора в году, ч; ∆Pкз - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт; Smax- мощность проходящая через трансформатор, МВА; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА; τ - число часов максимальных потерь, зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для cosφ = 0,87.

     

    Потери в трансформаторе ТДЦ-200000/110

     

     

     

     

     

    Так как трансформаторов по два, то:

    ∆W =  к

     

     

     

     

    Определим эксплуатационные затраты C, тыс.руб:

    C- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт∙ч:

     

    ,                                                                              

    где  - стоимость одного кВт∙ч (2 руб/кВт∙ч)

     

     тыс.руб /

     

    С2 + С3 - расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

    С2 + С3 = 0,09 ´53025 = 4770 тыс.руб,  

     

    С = С1 + С2 + С3 = 18960 + 4770 = 23730

    Подсчитаем затраты по варианту З1, тыс.руб.

    ЗI= Рн – К + С,

    где Рн  = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности,

    ЗI = 0,12 –53025 + 23730 = 30000 тыс.руб

     

    6.4 Расчет для II варианта

    Так как трансформаторов по два, то:

    ∆W =  к

     

     тыс.руб /

    С2 + С3 = 0,09 ´ 49880 = 4490 тыс.руб

    С = С1 + С2 + С3 = 18212 + 4490 = 22700 тыс.руб

    ЗII = 0,12 – 49880 + 22700 = 28700 тыс.руб

     

    6.5 Сравним варианты


                     

    Разница между вариантами составляет 4,3%. Дальнейшие расчеты будем производить только для первого варианта структурных схем.

     

     

     

    1. СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД

     

    Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 0,4 кВ.

    На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.

    Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.

    Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:

     

    1)

    2)

    3)

     

    Для генератора ТФ-125-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 16000/10

     

    1) 10,5 кВ = 10,5 кВ

    2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

    3) 16 МВА > 14,43 МВА

     

    Для генератора ТФ-50-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 10000/10

     

    1) 10,5 кВ = 10,5 кВ

    2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

    3) 10 МВА > 5,77 МВА

     

    Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается два котла. Один котел запитывается с первой секции ГРУ и один со второй. Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско – резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.

    Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:

    1)

    2)

    3)

     

    Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд , МВА.

     

     ,                                                  

     

    где n – количество рабочих секций к - количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ

     

     

     

    Для первой и второй секции шин ГРУ подходит трансформатор типа:

    ТДНС-10000/35

     

    1)                10,5 кВ=10,5 кВ

    2)                6,3 кВ=6,3 кВ

    3)                10 МВА > 7,3 МВА

     

    Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.

    Принимаем резервные ТСН: ТДНС – 16000

    Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.

    В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель

     

     

    Рисунок 7.1 Схема собственных нужд

     

     

    скачать dle 10.6фильмы бесплатно