Введение
Основой экономикивсех индустриальных стран мира являются электроэнергетика. ХХ век стал периодомразвития этой важнейшей отрасли промышленности. В 1920 г. был принятгосударственный план электрификации России – ГОЭЛРО, предусматривающийстроительство 30 новых районных электрических станций общей мощностью 1750 МВтв течение 10 – 15 лет с доведением выработки электроэнергии до 8,8ТВт∙ч вгод. Этот план был реализован за 10 лет.
В августе2003 г. Правительством РФ была утверждена «Энергетическая стратегия Россиина период до 2020 года». К числу наиболее важных задач Энергетической стратегииРоссии относятся определение основных количественных и качественных параметровразвития электроэнергетики и конкретных механизмов достижения этих параметров,а также координация развития электроэнергетики с развитием других отраслейтопливно-энергетического комплекса и потребностями экономики страны.Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики в перспективедо 2020 г. являются:
· Надёжное энергоснабжение экономики и населения страныэлектроэнергией;
· Сохранение целостности и развитие Единой энергетической системыРоссии, интеграция ЕЭС с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
· Повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивогоразвития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
· Уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.
Воптимистическом варианте развитие энергетики России ориентировано на сценарийэкономического развития страны, предполагающий форсированное проведениесоциально-экономических реформ с темпами роста производства валовоговнутреннего продукта до 5 – 6 процента в год и соответствующим устойчивымростом электропотребления 2 – 2,5 процента в год. В результате ежегодное потреблениеэлектроэнергии должно достигнуть к 2020 году: в оптимистическом варианте – 1290млрд. кВ ∙ ч, в умеренном – 1185 млрд. кВ ∙ ч.
Структурувводов генерирующих мощностей в перспективе, как и в настоящее время, будутопределять особенности территориального размещения топливно-энергетическихресурсов:
· Новые АЭС должны сооружаться на европейских районах страны ичастично на Урале;
· ГЭС целесообразно строить в основном в Сибири и на ДальнемВостоке, частично – на Северном Кавказе;
· Угольные ТЭС будут вводиться в основном в Сибири и на ДальнемВостоке, а также на Урале;
· На ТЭС, сжигающих газ, основным направлением станет замена напарогазовые установки (ПГУ) на площадках действующих газомазутных ГРЭС, асооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.
В светеновых задач по повышению надёжности ЕЭС России, когда качественно меняютсятребования к пятилетним прогнозам как базе программ размещения и развитияобъектов отрасли на перспективный период, несомненный интерес представляют рекомендациипо совершенствованию подготовки «Прогнозного баланса электроэнергетики ихолдинга РАО «ЕЭС России» на 2005–2009 гг.», которые были предложены насовместном заседании Научно-технического совета по проблемам надежности ибезопасности систем энергетики.
В настоящеевремя в России созданы семь ОГК (Оптово Генерирующие Компании). В процессереформирования генерирующие компании оптового рынка электроэнергии (ОГК) стануткрупнейшими участниками оптового рынка. Каждая ОГК объединяет станции,находящиеся в различных регионах страны, благодаря чему минимизированывозможности монопольных злоупотреблений. ОАО «Невинномысская ГРЭС» входитв состав ОАО «ОГК – 5»
Мне быловыдано задание на курсовой проект по проектированию электростанции типа ГРЭС, мощностькоторой должна составлять 2200 МВт. На стороне высокого напряжения 330 кВосуществляется связь с энергосистемой. Данная электростанция будет работать на«газе». Место сооружения электростанции Краснодарский край.
1. Выборгенераторов
Насовременных электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазногопеременного тока. Первичным двигателем для него является паровая турбина(турбогенератор). Паровые турбины, наиболее экономичны при высоких скоростях.Большинство турбогенераторов быстроходные, т.е. имеют максимальное числооборотов 3000, при частоте 50 Гц и наименьшем возможном числе пар полюсов р=1.
По условиюкурсового проекта мне известно число котлов и их мощность 4 × 200 МВт;Необходимо выбрать количество генераторов и их мощность.
Выбираемколичество и мощность турбогенераторов для I варианта схемы по рис. 3.1. Отсюдавижу, что на данной схеме изображено, 5 турбогенераторов общей мощностьюстанции 800 МВт, на стороне ВН установлены 3 × 200 МВт, а на стороне СНустановлены 2 × 100 МВт, на стороне ВН осуществляется связь с системой.
Выбираемколичество и мощность турбогенераторов для II варианта схемы по рис. 3.2.на данной схеме изображено, 4 турбогенераторов общей мощностью станции 800 МВт,на стороне ВН установлены 3 × 200 МВт, а на стороне СН установлены 1× 200 МВт, на стороне ВН осуществляется связь с системой.
Выбираемтип генератора по мощности по справочной литературе [6.] и вносим в таблицу.
Таблица2.1.
Тип
генератора
Частота
вращения
об/мин. Номинальные значения x״d
Системы
возбуждения Охлаждение
Рном.
МВт
Uном.
кВ
Iном.
кА cosφ ротор статор ТГВ-200–2У3 3000 200 15,75 8,625 0,85 0,19 ТС (ТН) НВ НВ ТВФ-120–2У3 3000 100 10,5 6,875 0,8 0,192 ВЧ НВ КВ
Системывозбуждения: ТС – тиристорная система возбуждения; ТН – тиристорная система независимоговозбуждения с возбудителем переменного тока; ВЧ – возбуждение от машинноговозбудителя переменного тока повышенной частоты, соединённого непосредственно свалом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство.
Охлаждение:НВ – непосредственное водородное; КВ – косвенное водородное охлаждение.
2. Выбордвух вариантов схем на проектируемой электростанции
I Вариант.
/>
Рис. 2.1.
3 Выбортрансформаторов на проектируемой электростанции
При выбореблочных трансформаторов надо учесть, что вся мощность генератора должна бытьпередана в сеть высокого напряжения;
Sном.г =/>; [3.с. 8.(1.1.)]
Sном.г. (I) = /> =235 МВ·А;
Sном.г. (II) = /> = 125 МВ·А;
Определяеммощность собственных нужд, если коэффициент собственных нужд равен 0,84;
/>
/> МВ·А;
/> МВ·А;
Определяемноминальную мощность трансформатора в МВ·А;
Sном.т ≥ Sном.г – Sс.н; [3.с. 14. (1.6.)]
Sном.т (I) ≥ 235 – 8,4 = 226,6 МВ·А;
Sном.т (II) ≥ 125 – 4, 2 = 120,8МВ·А;
Посправочной литературе [5.§ 3.1.] выбираем трансформаторы, и все данные вносимв таблицу 4.1.
Таблица4.1.Тип
Мощность
МВ ∙ А Напряжение кВ Потери кВт
Напряжение
к.з. Uк, % ВН НН Рх Рк ТДЦ-250000/220 250 242 15,75 207 600 11 ТДЦ-125000/110 125 121 10,5 120 400 10,5
Согласнозадания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении 220 кВ, аавтотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения,а также выдачу избыточной мощности в РУ в режимах нагрузки на среднемнапряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другойможет быть перегружен на 40 процентов.
Выбираемавтотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов I и II показаны на Рис. 2.1.и Рис. 2.2., на станции установлено 4 генератора по 200 МВт, cosφ = 0.85, нагрузка на среднемнапряжении 110 кВ., Рmax = 150 MBт; Pmin = 100 МВт; cosφ = 0.92. Вся остальная мощность выдаётся в сеть 220 кВ.
Подсчитываемреактивные составляющие мощностей:
Qс. max = Pс. max ∙ tgφ = 150 ∙ 0,4259 = 64 Mвар;
Qс. min = Pс. min ∙ tgφ = 100 ∙ 0,4259 = 43 Mвар;
Qном.г. = Pном.г ∙ tgφ = 200 ∙ 0,62 = 124 Mвар;
4 Технико-экономическоесравнение вариантов схем проектируемой электростанции
Экономическаяцелесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:
/>; [4. § 5.1.7. с. 327 (5.10.)]
где рн –нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; К –капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. р.; И – годовыеэксплутационные издержки, тыс. р./год.
Втораясоставляющая расчётных затрат – годовые и эксплутационные издержки –определяется по формуле: />; [4. § 5.1.7.с. 327 (5.11.)]
где ра, ро– отчисления на амортизацию и обслуживание, %; β – стоимость 1 кВт∙чпотерь электроэнергии, коп./(кВт·ч); ∆W – потери электроэнергии, кВт·ч.
Произведёмтехнико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведённых на рисунке2.1. – 2.2.
На ГРЭСустановлены Рис. 2.1. 5 генераторов 3 × ТГВ – 200 – 2У3;
2 ×ТВФ – 120 – 2У3; на Рис. 2.2. 4 генератора 3 × ТГВ – 200 – 2У3; вблоке с трансформаторами ТДЦ – 250 000/220 (Рх = 207кВт; Рк = 600кВт); и ТДЦ – 125 000/110 (Рх = 120кВт; Рк =400кВт). Туст = 7000 ч. Тmax = 7205 ч. Вся остальная мощность выдаётся в систему полиниям 220 кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов:
АТДЦТН-125 000/220/110 (Рх = 65 кВт; Рк.в-с = 315кВт; Рк.в-н = 235 кВт; Рк.с-н = 230 кВт).
Составляемтаблицу подсчёта капитальных затрат, учитывая основное оборудование.
Таблица4.1.Оборудование Стоимость единицы, тыс. руб. ВАРИАНТЫ: I вариант Рис. 2.1. II вариант Рис. 2.2.
колич. един.
шт. Общая стоимость тыс. руб.
колич. един.
шт. Общая стоимость тыс. руб.
Генератор
ТГВ-200–2У3 593,4 3 1780,2 4 2373,6
Генератор
ТВФ-120–2У3 350 2 700 ··· ···
Блочный трансформатор
ТДЦ – 250 000/220 316 3 948 4 1264
Блочный трансформатор
ТДЦ – 125 000/110 243 2 486 ··· ···
Автотрансформатор
АТДЦТН –
125 000/220/110 270 2 540 2 540 Ячейки ОРУ – 110 кВ 30 3 90 2 60 Ячейки ОРУ – 220 кВ 76 4 304 4 304 ИТОГО 4848,2 4541,6 ИТОГО с учётом удорожания К = 26 126053,2 118081,6
Определяюприведённые затраты по формуле [4. § 5.1.7. с. 327 (5.10.)] без учётаущерба;
З(I) = 0,12 · /> +10589 = 25715,4 тыс. руб./год.
З(II) = 0,12 · /> + 9919 = 24088,8 тыс. руб./год.
ЗI > ЗII />;
Вариант II Рис. 2.2. экономичнее первого на /> значит,выбираем II вариант.
5. Расчёттоков короткого замыкания
1.Составляем схему соединения.
/>
Рис. 5.1.
Параметрыотдельных элементов:
Система: Sс1 = 2500 МВ·А; Хс* = 1,2; L1 – 150 км; L2 – 120 км; L3 – 100 км;
Генераторы:G1 = G2 = G3 = G4 – ТГВ – 200 – 2У3; Sном = 235,3 МВ·А; Х˝d = 0,19;
Трансформаторы:Т1 = Т2 = Т3 – ТДЦ – 250000/220; Sном = 250 МВ·А; Uк% = 11;
Т4 – ТДЦ –125000/110; Sном = 125 МВ·А; Uк% = 10,5;
Автотрансформаторы:АТ1 = АТ2 – АТДЦТН – 125000/220/110; Sном = 125 МВ·А;
Uк.в-с% = 11; Uк.в-н% = 45; Uк.с-н% = 28;
Расчётведём в относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем
Sб = 1000 МВ·А. Знак (*) опускаемдля упрощения записи.
/>
Рис. 5.2.
Таблица5.2.
Точка
КЗ Uср; кВ Источники In.o; кА Iу; кА In.τ; кА Iаτ; кА К1 230
С
G1, G2, G3
G4
3,2
5
1,3
7,7
13,895
3,6
3,2
4,25
0,98
0,22
5,95
1,5 Суммарные токи 9,5 25,195 8,43 7,67 К2 115
С, G1, G2, G3
G4
6,3
3,4
17,5
9,5
6,3
2,2
7,5
4,1 Суммарные токи 9,7 27 8,5 11,6
6 Выборэлектрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ
Выборвыключателей и разъединителей:
Определяемрасчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора – трансформатораопределяется по наибольшей электрической мощности ТГВ – 200
/>; [8. с. 223. (4–3)]
/> А;
Расчётныетоки короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепипроверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкостьопределяется по формуле />кА2∙с;[8. с. 225. (4–8)]
Выбираемвыключатель серии ВМТ – 220Б – 20/1000 и разъединитель серии РДЗ – 220/1000.
Дальнейшийрасчёт проводим в таблице 6.1.
Таблица6.1.Расчётные данные Каталожные данные Выключатель ВМТ – 220Б – 20/1000 Разъединитель РДЗ – 220/1000 Uуст = 220 кВ Uном = 220 кВ Uном = 220 кВ Iмах = 618 А Iном = 1000 А Iном = 1000 А In.τ = 8,6 кА Iоткл = 20 кА ∙∙∙ iу = 26,4 кА Iдин = 52 кА Iдин = 100 кА Iа.τ = 9,2 кА
/> ∙∙∙
Вк = 33 кА2∙с
/>
/>
Выбор шин:
Выбираемсборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощностиТГВ – 200; /> А.
Принимаемпровод серии АС 300/48; д = 300мм2; Iдоп = 690 А. Фазы расположеныгоризонтально с расстоянием между фазами 300 см.
7. Выборсхемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
Напроектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочныхэлектростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой отэнергоблока. РУ выполняется с двумя секционированными системами шин. Исходя изколичества блоков, на станции выбираем к установке два рабочих и два резервныхтрансформатора собственных нужд.
Определяеммощность трансформаторов собственных нужд присоединённых к блокам 200 МВт;
трансформатор электростанция короткий замыкание
/> МВ∙А;
Согласнотаблице [8.с. 446. (Т.5.3.)] мощность рабочего трансформатора собственныхнужд равна: 25 МВ∙А. Принимаем к установке трансформатор собственныхнужд ТРДНС – 25000/35.
Выбираеммощность пускорезервного трансформатора собственных нужд большей мощности потаблице справочника [5.] на шинах 110 кВ, принимаем трансформатор собственныхнужд: ТРДНС – 32000/110. Выбираем трансформатор собственных нужд присоединённыйк низшей обмотке автотрансформатора, принимаем трансформатор собственных нужд:
ТРДНС –32000/10.
8. Выбор иобоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений
Согласнонорм технологического проектирования при числе присоединений на стороне шин РУ– 220 кВ равным восьми принимаем схему с двумя рабочими и обходной системойшин. На стороне шин РУ – 110 кВ необходимо выбрать число отходящих линий:принимаем пропускную способность линии равной 33,3 МВ∙А., следовательно,при мощности РУ 200 МВ∙А число линий равно 6, а число присоединений равнодевяти, принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин.
9. Описаниеконструкции распределительного устройства
ОРУ – 220кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. Сборные шинывыполнены проводами АС 300/48. Все выключатели ВМТ – 220Б – 20/1000 размещаютсяв один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание иразъединители
РДЗ –220/1000. К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения НКФ – 58 – У. Дляпитания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока ТФЗМ – 220 –У1 Расстояние между фазами выключателей 220 кВ принимаем 7,5 – 8 метров.
Достоинствасхемы: рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надёжной, при ревизиилюбого выключателя все присоединения остаются в работе, даже при повреждении насборных шинах.
Недостаткисхемы: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всехисточников питания и линий, присоединённые к данной системе шин, а если вработе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Повреждениешиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е.приводит к отключению всех присоединений. Большое количество операцийразъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняетэксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительного, обходноговыключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты насооружение РУ.
Списоклитературы
1.(ПУЭ) Правила установки и эксплуатации. 648 c.
2.О резервах эффективного планирования перспектив развитияэлектроэнергетики // Энергетик. – 2006. – №1. — с. 7–9.
3.Методические указания к выполнению курсового проекта //Иваново. – 1985. 123 c.
4.Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В.,Электрооборудование электрических станций и подстанций // Академия. –2004. 448 c.
5.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая частьэлектростанций и подстанций // Энергоатомиздат. – 1989. – №4. 608 c.
6.Справочные данные для курсовых и дипломных работ поэлектрооборудованию // -2003.
7.Бобылев А.В., Бычков А.М., О перспективах развитияэлектроэнергетики России // Энергетик. – 2005. – №1. — с. 2–3.
8.Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудование станцийи подстанций // Энергия. – 1980. – №2. 600 c.
9.Боровиков В.А., Электрические сети энергетических систем //Энергия. Ленинград. – 1977. – №1. 392 c.