Размещено на http://www.allbest.ru/

• СОДЕРЖАНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. Социально-экономическое обоснование строительства ТЭС
• 2. Общий баланс мощности, выбор агрегатов и расчет ПТС ГРЭС
• 2.1 Общий баланс мощности и выбор основных агрегатов
• 2.2 Выбор единичной мощности генераторов
• 2.3 Общий баланс мощности Нижнесалдинской ГРЭС
• 2.5 Выбор основного технологического оборудования
• 2.6 Выбор принципиальной тепловой схемы
• 2.7 Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ГРЭС
• 3. Электротехническая часть
• 3.1 Выбор оптимального варианта схемы электрических соединений
• 3.2 Выбор схемы собственных нужд на напряжение 6 кВ
• 3.3 Выбор схемы собственных нужд на напряжении 0,4 кВ

4. Выбор схем распредустройств

4.1 Выбор схем распредустройств повышенного напряжения

• 5. Расчёт токов короткого замыкания, выбор коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов, разрядников, кабелей, шин
• 5.1 Расчет схемы замещения
• 5.2 Расчет токов короткого замыкания
• Определение затухания периодических составляющих токов КЗ
• 5.3 Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы
• 5.4 Выбор выключателей и разъединителей
• 5.5 Выбор шин, токопроводов, изоляторов
• 5.6 Выбор измерительных трансформаторов тока
• 5.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
• 5.8 Выбор ограничителей перенапряжения, короткозамыкателей и аппаратуры ВЧ связи
• 5.9 Выбор аккумуляторной батареи
• 6. Расчет релейной защиты и автоматики блока 300МВт
• 6.1 Основные принципы построения релейной защиты энергоблоков
• 6.2 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты генератора блока
• 6.3 Расчет поперечной дифференциальной токовой защиты генератора блока
• 6.5 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора
• 6.6 Дифференциальная защита трансформатора
• 6.7 Газовая защита трансформатора
• 6.8 Защита от повышения напряжения
• 6.9 Дифференциальная защита блока
• 6.10 Защита от внешних коротких замыканий на землю
• 6.11 Токовая защита обратной последовательности
• 6.12 Защита от внешних симметричных коротких замыканий
• 6.13 Защита от симметричной перегрузки статора
• 6.14 Защита ротора генератора от перегрузки током возбуждения

6.15 Защита от асинхронного хода

• 7. Разработка конструкции РУ 220кВ
• 8. Безопасность жизнедеятельности
• 8.1 Расчет заземляющего устройства ОРУ 220 кВ
• 9. Экологический раздел
• 9.1 Применение электрофильтров для очистки газов
• 10. Организационно-экономическая часть
• 10.1 Расчёт капитальных вложений в Нижнесалдинскую ГРЭС
• 10.2 Расчет годового расхода топлива
• 10.3 Расчет себестоимости производства электро и теплоэнергии
• 10.4 Анализ безубыточности работы Нижнесалдинской ГРЭС
• 11. Диагностика заземляющих устройств ОРУ 500, 220 и 110 кВ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Назначение проектируемой станции -- снабжение электроэнергией двух новых потребителей, а также выдача, при необходимости в Свердловскую энергосистему резервной мощности в 450 МВт. Попутно объект снабжает горячей водой поселок ГРЭС (Нижняя Салда).

Вид топлива -- каменный уголь Бачатского месторождения Кузбасского угольного бассейна.

Потребитель 1 имеет мощность 960 МВт и расположен в 100 км от станции, связь с ним осуществляется посредством воздушной ЛЭП напряжением 220 кВ.

Мощность потребителя 2 равна 405 МВт, расстояние до него -- 50 км, связь осуществляется воздушной ЛЭП напряжением 110 кВ.

С системой станция связана двумя цепями воздушной ЛЭП длинной 250 км напряжением 500 кВ.

Задачей дипломного проектирования является разработка таких разделов как: социально-экономическое обоснование строительства ГРЭС; расчет общего баланса мощности; тепломеханическая часть; электротехническая часть; безопасности жизнедеятельности, охраны окружающей среды; организационно-экономического; спецвопроса.

В социально-экономическом обосновании приводится краткая характеристика экономики района предполагаемого строительства с описанием: перспектив развития отраслей промышленности, указанных в задании; наличия месторождений; строительных материалов; водной базы; наличия рабочей силы; железной и автомобильных дорог; сетей энергосистемы; источники финансирования; другие характеристики.

Раздел общего баланса мощности содержит: характеристики нагрузок потребителей, расчет нагрузок, общий баланс мощности станции.

В тепломеханическом разделе производится: выбор и обоснование выбора основного технологического оборудования (энергетических котлов, турбин, турбогенераторов); выбор принципиальной тепловой схемы станции; расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии в соответствии с заданными нагрузками, получение исходных данных для расчета среднегодовых технико-экономических показателей ТЭС, расчет среднегодовых значений КПД и удельных расходов топлива на единицу выработки электроэнергии и отпуска теплоты.

Электротехнический раздел включает в себя: выбор схем РУ всех напряжений и собственных нужд; расчет т.к.з.; выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов, ограничителей перенапряжений, кабелей, шин; расчет релейной защиты и автоматики; выбор конструкций ОРУ всех напряжений.

В разделе безопасности жизнедеятельности приводится расчет заземляющего устройства ОРУ 220 кВ.

В рамках экологического раздела рассматривается вопрос рассеивания в атмосфере выбросов из дымовых труб.

Организационно-экономический раздел включает в себя: разработку организационно-производственной структуры станции; расчет основных технико-экономических ее показателей.

В рамках спецвопроса рассматривается диагностика заземляющих устройств ОРУ 500, 220 и 110 кВ.

1. Социально-экономическое обоснование строительства ТЭС

Город Нижняя Салда находится в Свердловской области. В данном регионе исторически развита металлургическая промышленность и тяжелое машиностроение. Эти отрасли народного хозяйства являются энергоемкими, поэтому развитие Свердловской энергосистемы - одна из важнейших задач, а ввод генерирующих объектов - основной этап развития энергетики. Одним из мест для строительства новой тепловой электрической станции (ТЭС) выбран город Нижняя Салда, расположенный примерно в двухстах километрах от Екатеринбурга. Население города - 17 тысяч человек. В городе имеется крупное предприятие - Нижнесалдинский металлургический завод («НТМК-НСМЗ»).

Сооружение ГРЭС рядом с Нижней Салдой обеспечит надежное и экономичное электроснабжение завода, возможность развития свердловской энергосистемы, необходимый резерв мощности и энергии. Кроме того, строительство и эксплуатация ТЭС и связанной с ней инфраструктуры (поселок, железнодорожный путь, электросетевые объекты и т.д.) рядом с данным городом привлечет в район население и появление новых рабочих мест.

Площадка для строительства ГРЭС выбирается в девяти километрах от города Нижняя Салда. Тепловая электростанция потребляет большое количество воды, поэтому целесообразно разместить станцию на берегу пруда. Так как на ГРЭС в качестве топлива предполагается уголь, должна быть построена железнодорожная линия с достаточной пропускной способностью. В Нижней Салде имеется ж/д станция. Кроме того, в окрестностях города развита электрическая сеть 220/110 кВ, поэтому не затрудняется подключение ГРЭС к энергосистеме, в том числе и на время строительства.

Финансирование строительства будет осуществляться за счет областного и федерального бюджетов.

2. Общий баланс мощности, выбор агрегатов и расчет ПТС ГРЭС

2.1 Общий баланс мощности и выбор основных агрегатов

Расчет мощности нагрузок

Расчет установленной мощности ГРЭС производится с учётом мощности нагрузок на каждом напряжении и резервной мощности. Резервная мощность, в нормальном режиме отдаваемая в систему, необходима для восполнения дефицитов мощности при проведении ремонтов основного оборудования электростанций и при аварийных отказах генераторов.

Мощность нагрузки , МВт, которую должна обеспечить проектируемая электростанция с учетом коэффициента спроса находится по формуле

, (2.1)

где - максимальная нагрузка на i-том напряжении;

- установленная мощность на i-том напряжении;

- коэффициент спроса на i-том напряжении.

Для потребителя №1:

МВт.

Для потребителя №2:

МВт.

Суммарная нагрузка, МВт, подключенная к шинам станции

, (2.2)

МВт.



При расчете установленной мощности электростанции необходимо учесть мощность собственных нужд. Расход электроэнергии на собственные нужды угольной ГРЭС , МВт, принимается в размере 8% от установленной мощности станции. [1]

, (2.3)

где - удельная мощность собственных нужд;

МВт.

Мощность нагрузки Нижнесалдинской ГРЭС , МВт,

, (2.4)

МВт.

Графики нагрузки

График нагрузки в относительных единицах приведен в задании. Для построения графиков в именованных единицах следует использовать формулы:

, (2.5)

где Pi* - ступень графика нагрузки в относительных единицах.

Также для каждой нагрузки следует рассчитать реактивную и полную мощность каждой ступени графика:

, (2.6)

, (2.7)

Результаты расчетов для первого и второго потребителя приведены в таблицах 2.1 и 2.2

Графики активной нагрузки потребителей в относительных и именованных единицах приведены на рисунках 2.1 и 2.2.

Рисунок 2.1 - Суточный график электрической нагрузки для потребителя №1 в относительных единицах и МВт

Рисунок 2.2- Суточный график электрической нагрузки для потребителя №2 в относительных единицах и МВт



Для каждой ступени графика нагрузки необходимо определить

Таблица 2.1

Данные для построения графика нагрузки для потребителя №1 в именованных единицах

Часы	Р, %	Р, МВт	Q, MBАр	S, МВт
0-4	80	691	392	794
4-8	85	734	416	844
8-12	90	778	441	894
12-16	75	648	367	745
16-20	100	864	490	993
20-24	90	778	441	894

Таблица 2.2

Данные для построения графика нагрузки для потребителя №2 в именованных единицах

Часы	Р, %	Р, МВт	Q, MBАр	S, МВт
0-4	70	232	144	273
4-8	80	266	165	313
8-12	100	332	206	391
12-16	85	282	175	332
16-20	100	332	206	391
20-24	75	249	154	293

Одними из важнейших характеристик графиков нагрузки являются максимальное и минимальное значения параметра, представленного на нем. Но в расчетах более удобно использовать информацию графиков нагрузки посредством применения коэффициента понижения мощности нагрузки в минимальном режиме, равного отношению минимальной мощности нагрузки к максимальной, найденным по графику. Коэффициент понижения нагрузки потребителя в минимальном режиме , о.е.,

, (2.8)

где - значение мощности потребителей в режиме минимальных нагрузок, МВт;

- значение мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок, МВт.

Для потребителя №1:

о.е.

Для потребителя №2:

о.е.

2.2 Выбор единичной мощности генераторов

Единичная мощность самого крупного генератора устанавливаемого на станции, из условия устойчивой работы, не должна превышать резерва мощности системы, который находится в пределах от 6 до 12%. Резерв мощности в энергосистеме, руководствуясь [4], принимается в размере 12% от мощности энергосистемы, что составляет, МВт:

,(2.9)

Таким образом, для надежной и устойчивой работы энергосистемы единичная мощность агрегатов не должна превышать 984 МВт. В соответствии с этим на станции возможна установка турбоагрегатов единичная мощность которых равна 300 или 500 МВт. Число агрегатов рекомендуется принимать от 2 до 6. Необходимое число генераторов, устанавливаемых на станции, определяется по выражению,



, (2.10)

Следовательно, необходимую нагрузку можно обеспечить установкой три блока по 500 МВт или установкой шести блоков по 300 МВт.

Установленная мощность ГРЭС, МВт:

, (2.11)

,

В варианте 3Ч500 МВт установленная мощность станции ниже мощности нагрузки на на 241,7 МВт, эту мощность необходимо принимать из системы, что экономически невыгодно. В случае установки 6Ч300МВт избыток будет равен 58,3 МВт. Окончательно выбирается вариант 6Ч300 МВт установленная мощность Нижнесалдинской ГРЭС составляет

МВт.

Уточненная мощность собственных нужд электростанции, МВт:

2.3 Общий баланс мощности Нижнесалдинской ГРЭС

Общий баланс мощности рассчитывается для определения перетоков мощности между проектируемой станцией и энергосистемой в трех режимах: максимальном, минимальном и аварийном.

Баланс мощности на станции в режиме максимальных нагрузок, МВт:

, (2.9)

Баланс мощности на станции в режиме минимальных нагрузок, МВт:

, (2.10)

Баланс мощности на станции в аварийном режиме, при выходе из строя наиболее мощного генератора в режиме максимальных нагрузок, при этом учитывается уменьшение расхода на СН, МВт:

, (2.11)

МВт.

По заданию Нижнесалдинская ГРЭС должна иметь 450 МВт резервной мощности это условие соблюдается в нормальных режимах (режиме максимума и минимума нагрузки). В режиме максимума нагрузок в систему выдаётся 460 МВт в режиме минимума - 776 МВт, а в аварийном режиме заданный резерв мощности не выдерживается, так как станция выдает 184 МВт.

Таблица 2.3

Параметры синхронного генератора ТГВ-300-2У3

Тип турбогенератора	ТГВ-300-2У3
1	2
Параметр
NНОМ, об/мин	3000
Номинальная мощность, МВ•А	353
Номинальная активная мощность, МВт	300
Номинальное напряжение, кВ	20
Номинальный cos ц	0,85
Номинальный ток статора, А	10200
Число выводов	9
Система возбуждения	ТС
Возбудитель	СТВ-300
Номинальное напряжение возбудителя, В	485/840
Номинальный ток возбудителя, А	3200/6100
Охлаждение обмотки статора	НВ
Охлаждение стали статора	НВ
Охлаждение обмотки ротора	НВ
Хd //, о.е.	0,195
Та (3), с.	0,54

2.5 Выбор основного технологического оборудования

Выбор турбин производится по определенной ранее мощности генераторов, с учетом того, что кроме электрической нагрузки проектируемая конденсационная электростанция должна будет нести и незначительную тепловую нагрузку, обусловленную отоплением и горячим водоснабжением поселка Нижняя Салда.

На современных паротурбинных ГРЭС применяют, как правило, однотипное оборудование в виде моноблоков «котел-турбина-генератор» одинаковой единичной мощности и на одинаковые параметры пара

Поскольку на ГРЭС приняты к установке энергоблоки номинальной электрической мощностью 300 МВт, то по [4] применяются турбоагрегаты на сверхкритические параметры свежего пара с однократным промежуточным перегревом (23,5 МПа, 540/540^оС) типа К-300-240, параметры которой приведены в таблице 2.4.

Турбина изготовлена Харьковским турбинным заводом им. С.М. Кирова.

Количество котлов на ТЭС определяется сделанным ранее выбором паровых турбин.

Таблица 2.4

Технические данные турбины К-300-240

Наименование параметра	Размерность	Величина
Номинальная электрическая мощность	МВт	300
Максимальная электрическая мощность	МВт	330
Частота вращения	1/с	50
Начальное давление	МПа	23,5
Давление промежуточного перегрева	МПа	3,53
Конечное давление	кПа	3,43
Начальная температура	0С	560
Температура промежуточного перегрева	0С	565
Число регенеративных отборов	-	8
Температура питательной воды	0С	265
Температура охлаждающей воды	0С	12
Номинальный расход пара турбиной	кг/с	258,3
Абсолютный КПД турбинной установки	%	46,8
Расход охлаждающей воды	м3/ч	33500
Число цилиндров	-	3
Число ступеней	-	29

Для выбора типа котла, помимо его паропроизводительности и параметров пара, надо учитывать род и марку сжигаемого топлива. Паропроизводительность котла каждого блока определяется максимальной потребностью в паре блочной турбины с учетом собственных нужд и с запасом до 3%. Необходимость запаса обусловлена возможным в эксплуатации ухудшением вакуума, снижением параметров пара, потерями пара на пути от котла к турбине. При сверхкритических параметрах пара (давление выше 17 МПа) возможна установка только прямоточных котлов.[4]

С учетом выбранной турбины в соответствии с [4] на ГРЭС устанавливаются котлы типа Пп-1000-25-545ГМ. Параметры котла приведены в таблице 2.5.



Таблица 2.5

Параметры котла типа Пп-1000-25-545ГМ

Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Величина
Паропроизводительность	G0	т/ч	1000
Давление пара	P0	МПа	25,5
Температура перегретого пара	t0	оС	545
Температура первичного пара	t0	оС	545
Температура вторичного пара	t0	оС	545
Температура питательной воды	tПВ	оC	267
Основной вид топлива	-	-	газ
КПД		%	93,82

2.6 Выбор принципиальной тепловой схемы

Принципиальная тепловая схема (ПТС) ТЭС определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает в себя основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, которое осуществляет этот процесс, и трубопроводы, связывающие элементы этого оборудования.

Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема. Кроме того, ПТС рассматриваемой в настоящем дипломном проекте электростанции конденсационного типа с одинаковым блочным составом оборудования для всех энергоблоков, изображается как ПТС одного энергоблока. [7]

В дипломном проекте используется типовая тепловая схема энергоблока 300 МВт, которая приводится на рисунке 2.5.

Энергоблок 300 МВт состоит из прямоточного котла Пп-1000-25-545ГМ паропроизводительностью 1000 т/ч, предназначенного для работы на газе, и одновальной конденсационной турбоустановки К-300-240 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым промежуточным перегревом пара.

Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 560⁰С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,53 МПа и температуре 565⁰С. После промежуточного перегрева пар подводится через стопорные и регулирующие клапаны в ЦСД.

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в охладителях уплотнений и в четырех подогревателях (ПНД1 и ПНД2 - смешивающего типа, ПНД3 и ПНД4 - поверхностного типа). После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления (ПВД5, ПВД6, ПВД7). Все ПВД имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД3 и ПНД4 - смеситель после ПНД3.Дренажи охладителей уплотнений и ПНД1 поступают в конденсатор турбины. Дренаж ПНД 2, а также ОСП и ПСП сливаются в смеситель после ПНД 2. Данные о системе регенеративного подогрева представлены в таблице 2.6.

Обозначения к рисунку 2.5:

ЦВД, ЦСД, ЦНД - цилиндры высокого, среднего и низкого давления; К - паровой котел; К-р - конденсатор; КН1 - конденсатный насос 1-го подъёма; КН2 - конденсатные насосы 2-го подъёма; БН - бустерный насос; ПН - питательный насос; СН - сетевой насос; Д - деаэратор; ПТ - приводная турбина питательного насоса; ПУ1,2 - подогреватели использующие пар уплотнений; П1,2 - ПНД смешивающего типа; П3,4 - ПНД поверхностного типа; П5,6,7 - ПВД; ПСП - пиковый сетевой подогреватель; ОСП - основной сетевой подогреватель; ХВО - химводоочистка; БОУ - блочная обессоливающая установка; 1- блок регулирующих и стопорных клапанов; 2 - уплотнения вала турбины; 3 - эжекторная группа (основной эжектор и эжектор уплотнений); 4 - расширитель дренажей сетевых подогревателей; 5 - регулятор температуры

Таблица 2.6

Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, 0С	Количество отбираемого пара, кг/с
I	ПВД7	6,12	375	15,97
II	ПВД6	3,92	315	23,5
III	ПВД5	1,559	450	7,16
	Турбопривод	1,559	450	24,72
IV	Деаэратор	1,039	395	5,0
V	ПНД4	0,505	300	9,72
VI	ПНД3	0,235	240	8,33
VII	ПНД2	0,087	140	8,77
VIII	ПНД1	0,017	56	6,3

В схеме применён турбопривод питательного насоса с питанием приводной турбины с противодавлением из отбора №3 основной турбины. Отработавший пар поступает в ПНД3. Пускорезервный насос половинной производительности имеет электропривод.

Теплофикационная установка имеет в своём составе основной и пиковый подогреватели сетевой воды. Основной подогреватель находится в работе круглогодично (из-за наличия горячего водоснабжения). Греющей средой основного подогревателя является пар из отбора №6 турбины. Пиковый подогреватель включается в работу только при низких температурах наружного воздуха и обогревается паром из отбора №5 турбины. Конденсат греющего пара из основного подогревателя сливается в пиковый подогреватель, откуда дренаж поступает в смеситель после ПНД2.

Перекачка рабочего тела от конденсатора в паропроизводящую установку (котёл) осуществляется конденсатными, питательными, а также дренажными насосами.

Добавочная вода после глубокого химического обессоливания поступает в конденсатор турбины. Для химической очистки воды используется блочная обессоливающая установка.

2.7 Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ГРЭС

Для расчёта годового отпуска теплоты предварительно строятся графики температур прямой и обратной сетевой воды, отопительной нагрузки и график продолжительности тепловой нагрузки.

Для построения этих графиков в соответствии с заданием и [7] принимается:

- отопительная нагрузка МВт;

- расчётная температура наружного воздуха при включении отопления С;

- излом графика температуры сетевой воды С;

- температура прямой сетевой воды ⁰С;

- температура обратной сетевой воды ⁰С;

- доля горячего водоснабжения ;

- минимальная температура обратной сетевой воды ⁰С;

- расчётная температура в отапливаемом помещении ⁰С;

- расчетная минимальная температура наружного воздуха ^оС;

- продолжительность отопительного периода - 251 сутки.

Таблица 2.7

Число часов в отопительном периоде со среднесуточной температурой наружного воздуха равной и ниже данной

Температура наружного воздуха, °С	-40	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	8
n, ч	1	10	48	150	380	820	1580	2670	4300	6024

Расход сетевой воды , кг/c, при максимальной тепловой нагрузке

, (2.12)

где кДж/(кг·К) - средняя изобарная удельная теплоёмкость воды;

кг/c.

Расход сетевой воды , кг/c, при максимальной тепловой нагрузке каждого энергоблока

, (2.13)

где количество энергоблоков;

кг/c.

Расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт,

,(2.14)

МВт.

Производная от тепловой нагрузки , МВт/К, по уменьшению температуры наружного воздуха

, (2.15)

МВт/К.

Тепловая нагрузка при включении отопления, МВт,

,(2.16)

МВт.

Тепловая нагрузка , МВт,в изломе графика температур сетевой воды

,(2.17)

МВт.



Минимальная температура прямой сетевой воды, С,

, (2.18)

С.

Расход сетевой воды при включенном отоплении , кг/с,

, (2.19)

кг/с.

Расход сетевой воды при минимальной тепловой нагрузке, кг/с,

, (2.20)

кг/с.

Тепловая нагрузка, при которой включается пиковый сетевой подогреватель, определяется максимальной температурой прямой сетевой воды, до которой её сможет нагреть основной подогреватель (ф₁₁), то есть давлением насыщения в ОСП.

Давление в 6 отборе в расчётном режиме принимается, МПа,

, (2.21)



где МПа - номинальное значение давления в 6-м отборе;

МПа.

Температура дренажа ОСП в соответствии с [8],С,

,(2.22)

С.

Температура сетевой воды на выходе из ОСП, С,

,(2.23)

С.

Аналогично определяется температура сетевой воды на выходе из пикового сетевого подогревателя.

Давление в 5 отборе в расчётном режиме принимается, МПа,

МПа,

С,

С.

Таким образом, основной сетевой подогреватель может нагреть сетевую воду до температуры 126,8С, дальнейший нагрев воды будет производиться пиковым сетевым подогревателем.

Графики зависимости температуры прямой и обратной сетевой воды от температуры наружного воздуха и расхода сетевой воды от температуры наружного воздуха представлены на рисунках 2.6 и 2.7 соответственно.

Рисунок 2.6 - График зависимости температуры прямой и обратной сетевой воды от температуры наружного воздуха

Рисунок 2.7 - График зависимости расхода сетевой воды от температуры наружного воздуха

Температура наружного воздуха, при которой происходит включение ПСП, составляет согласно рисунку 2.6: С.

Тепловая нагрузка при включении ПСП, МВт,

,(2.24)

МВт.

Теплота, отдаваемая основным сетевым подогревателем при максимальной нагрузке, МВт,

,(2.25)

МВт.

Теплота, отдаваемая пиковым сетевым подогревателем при максимальной нагрузке, МВт,

,(2.26)

МВт.

На рисунке 2.8 представлен график отопительной тепловой нагрузки.

Рисунок 2.8 - График отопительной тепловой нагрузки

Для расчета годового отпуска тепловой энергии используются климатические данные.



Таблица 2.8

Годовой отпуск теплоты теплофикационной установкой энергоблока

	<-40	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	8	год
,ч°С	1	10	48	150	380	820	1580	2670	4300	6024	8670
°С	-	-	-32	-28	-23	-18	-13	-7,5	-2,5	4	>+8
, ч	-	-	48	102	230	440	760	1090	1630	1724	2736
,МВт	-	-	130	121	110	100	90	79,7	69,4	56,1	27,3
	-	-	91,6	100	109	100	90	79,7	69,4	56,1	27,3
	М	-	38,4	20,8	1,18	0	0	0	0	0	0

График продолжительности тепловой нагрузки, построенный в соответствии с таблицей 2.8, представлен на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - График продолжительности тепловой нагрузки

Далее по графику определяется отпуск турбоустановкой тепловой энергии за год , МВт·ч,

,(2.27)

48•170+102•150+230•130+440•121+760•100+1090•95+

+1630•75+1724•40=471360 МВчт=1696896 ГДж



Среднегодовая тепловая нагрузка ОСП ,кВт,

, (2.28)

где - время простоя блока в ремонте, ч;

- число блоков;

кВт.

Среднегодовой отбор пара на ОСП , кг/с,

, (2.29)

где кДж/кг - энтальпия греющего пара шестого отбора, по [8];

кДж/кг - энтальпия дренажа ОСП, по [8];

кг/с.

Среднегодовая тепловая нагрузка ПСП, кВт,

, (2.30)

кВт.

Среднегодовой отбор пара на ПСП, кг/с,



,(2.31)

где кДж/кг - энтальпия греющего пара пятого отбора, по [8];

кДж/кг - энтальпия дренажа ОСП, по [8];

кг/с.

Недовыработка электроэнергии в среднегодовом режиме, кВт,

,(2.32)

где о.е. - произведение механического КПД и КПД генератора, принимается согласно [7];

кДж/кг - энтальпия в конденсаторе турбины;

кВт.

Мощность, кВт, которую имела бы турбина без тепловой нагрузки

,(2.33)

где - номинальная мощность, кВт;

кВт.

Среднегодовая электрическая мощность, кВт,

,(2.34)

кВт.

Годовая выработка электроэнергии, кВт·ч,

, (2.35)

кВт·ч.

Расход теплоты на турбоустановку, кВт,

,(2.36)

где - расход пара в голову турбины, т/ч,

, (2.37)

т/ч,

где - расход пара через тракт промперегрева, т/ч,

, (2.38)

где , - количество отбираемого пара из первого и второго отборов соответственно, т/ч, по [3] т/ч, т/ч,

т/ч,

где - энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг, для параметров свежего пара МПа и ⁰С принимается по [8] кДж/кг;

кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе в котёл;

- энтальпия пара после промперегрева, кДж/кг, для параметров пара МПа и ⁰С принимается по [8] кДж/кг;

кДж/кг - энтальпия пара после ЦВД;

кВт.

Отпуск теплоты на отопление и горячее водоснабжение, кВт,

,(2.39)

кВт.

Расход теплоты на выработку электроэнергии, кВт,

,(2.40)

кВт.

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии , о.е.,

, (2.41)

где МВт - номинальная мощность турбопривода;

о.е.

Абсолютный электрический КПД турбоустановки, о.е.,

, (2.42)

Расход теплоты парогенератором , кВт,

, (2.43)

где - КПД транспорта теплоты, о.е., принимается согласно [6],

кВт.

Расход теплоты на энергоблок, кВт,

, (2.44)

где - КПД парогенератора, о.е., принимается согласно таблице 2.5;

кВт.

КПД энергоблока по выработке электроэнергии

,(2.45)

.

КПД энергоблока по отпуску тепла

,(2.46)

где - КПД турбоустановки по отпуску теплоты, о.е., принимается согласно [7],

Удельный расход топлива ТЭС по производству электроэнергии, кг.у.т./(кВт·ч),

, (2.47)

кг.у.т./(кВт·ч).

Удельный расход топлива ТЭС по отпуску теплоты, кг.у.т./ГДж,

, (2.48)

кг.у.т./ГДж.



3. Электротехническая часть

3.1 Выбор оптимального варианта схемы электрических соединений

Варианты структурной схемы

По заданию потребители проктируемой КЭС питаются на напряжении 110 и 220 кВ, связь с системой осуществляется по линиям 500 кВ.

Так как потребители питаются на двух классах напряжений применение двух РУ одного напряжения не возможно. Отказаться от установки автотрансформаторов связи нельзя из-за недостатка информации о конфигурации сети. Автотрансформатор устанавливается для обеспечения надежности питания потребителей.

Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений для покрытия нагрузок потребителей. Согласно НТП каждый генератор мощностью 200 МВт и выше присоединяется к РУ через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.

Связь между РУ осуществляется автотрансформаторами связи. По НТП автотрансформаторы связи должны иметь систему регулирования напряжения под нагрузкой на одном из напряжений (ВН или СН).

Основная цель составления вариантов структурных схем - обеспечить минимум перетока между распределительными устройствами, что определит мощность устанавливаемого оборудования и потери.

Нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, станция строится по блочному принципу.

Первоочередная задача состоит в обеспечении электроэнергией потребителей, подключенных к РУ, не связанному с системой.

Оптимальное количество блоков генератор-трансформатор, которые необходимо подключить к шинам РУ, не связанного с энергосистемой, для обеспечения минимального перетока мощности через автотрансформаторы связи, определяется по формуле, шт,

,(3.1)

где: максимальная расчётная мощность потребителей, присоединённых к РУ 110 или 220 кВ;

единичная мощность генератора.

;

Таким образом, к шинам РУ 220 кВ можно подключить три или четыре блока, а к РУ 110 кВ - один или два. Исходя из этого, а также из того, что генератор можно подключить к обмотке НН автотрансформатора связи, возможны несколько вариантов схем построения электрической части электростанции.

На рисунке 3.1 приведены три варианта структурных схем Нижнесалдинской ГРЭС.

Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Трансформаторы на электростанции принимаются трёхфазными. В случае невозможности поставки заводами трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии трансформаторных ограничений допускается применение группы из двух трёхфазных трансформаторов или группы из однофазных трансформаторов.

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов для всех трех вариантов схем.

Задача состоит в выборе блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи, таким образом, чтобы перетоки мощности через автотрансформаторы в нормальном режиме были минимальны.

Рисунок 3.1 - Варианты главной электрической схемы

Для правильного выбора трансформаторов связи необходимо определить перетоки мощности между РУ разного напряжения в максимальном, минимальном и аварийном режиме отключение одного генератора. Для этого составляются балансы мощности для каждого варианта. При выборе автотрансформаторов необходимо учесть возможность их допустимой перегрузки в аварийном режиме, в любом другом режиме их перегрузка недопустима.

Результаты балансов мощности приведены в таблицах 3.2, 3.3, 3.4 в виде: P + jQ(S).

Выбор блочных трансформаторов

При блочной схеме трансформатор должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности собственных нужд блока.

Мощность блочных трансформаторов определяется по мощности генераторов по формуле, МВА,

Условие выбора блочного трасформатора, МВА:

,(3.2)

Мощность С.Н., МВА:

(3.3)

Тогда:

МВА.

Результаты выбора приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Выбор блочных трансформаторов

Тип	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UК, %	Цена тыс. руб
		ВН	СН	НН	РХ	РК	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
						ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-400000/110	400	121	-	15,75	200	-	640	-	-	10,5	-	255
ТДЦ-400000/220	400	242	-	15,75	207	-	600	-	-	11	-	284
ТДЦ-400000/500	400	525		15,75	315		790			13

Выбор автотрансформаторов связи

Мощность автотрансформаторов связи определяется по максимальному перетоку между РУ ВН и РУ СН в любом из трех режимов: максимальном, минимальном и аварийном, для чего составляются балансы мощности в комплексном виде.

Расчет полных мощностей нагрузок и перетоков

Полная мощность, МВА,

(3.4)

.(3.5)

Полная мощность потребителя на 220 кВ, МВА,

МВАр,

Рисунок 3.2 - Перетоки мощности для варианта 1

Таблица 3.2

Результаты расчета перетоков мощности для варианта 1

Режим максимальных нагрузок
Потребность, МВА	Покрытие, МВА
РУ 110 кВ
Потребитель: 332 + j206	Генератор G1: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Итого: 356 + j221	Итого: 300 + j186
Дефицит: 56 + j35
РУ 220 кВ
Потребитель: 864 + j489	Генератор G4: 300 + j186
Собственные нужды: 3х(24 + j15) = 72 + j45	Генератор G5: 300 + j186
	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 936 + j534	Итого: 900 + j558
Дефицит: 36 - j24
РУ 500 кВ
Собственные нужды: 2х(24 + j15) = 48 + j30	Генератор G2: 300 + j186
Переток на РУ 110 кВ: 56 + j35	Генератор G3: 300 + j186
Переток на РУ 220 кВ: 36 - j24
Итого: 140 + j41	Итого: 600 + j372
Избыток на станции (переток в систему): 460 + j331
Режим минимальных нагрузок
РУ 110 кВ
Потребность, МВА	Покрытие, МВА
Потребитель: 232 + j144	Генератор G1: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Итого: 256 + j159	Итого: 300 + j186
Избыток: 44 + j27
РУ 220 кВ
Потребитель: 648 + j367	Генератор G4: 300 + j186
Собственные нужды: 3х(24 + j15) = 72 + j45	Генератор G5: 300 + j186
	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 720 + j412	Итого: 900 + j558
Избыток: 180 + j146
РУ 500 кВ
Собственные нужды: 2х(24 + j15) = 48 + j30	Генератор G2: 300 + j186
	Генератор G3: 300 + j186
	Переток от РУ 110 кВ: 44 + j27
	Переток от РУ 220 кВ: 180 + j146
Итого: 48 + j30	Итого: 824 + j545
Избыток на станции (переток в систему): 776 + j515
Послеаварийные режимы
Потребность, МВА	Покрытие, МВА
РУ 110 кВ (отключение генератора G1)
Потребитель: 332 + j206
Итого: 332 + j206	Итого: 0
Дефицит: 332 + j206
РУ 220 кВ (отключение генератора G4)
Потребитель: 864 + j489	Генератор G5: 300 + j186
Собственные нужды: 2х(24 + j15) = 48 + j30	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 912 + j519	Итого: 600 + j372
Дефицит: 312 + j147

Расчетную мощность автотрансформаторов связи, включенных между РУ разных напряжений, определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в аварийных режимах: выход из строя автотрансформатора связи или отключение генератора присоединенного к РУ, не связанному с энергосистемой. Так как РУ 220 кВ и 110 кВ не связаны между собой, рассмотрено два аварийных режима: отключение генератора G1 и G4.

Автотрансформатор выбирается по величине максимального перетока в аварийных режимах работы.

Для схемы 1 для автотрансформаторов 500/110 кВ максимальный переток мощности в максимальном режиме: 66 МВА. Тогда мощность автотрансформатора связи:

, (3.6)

где: - величина максимального перетока мощности через автотрансформатор, МВ·А;

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов,

- количество трансформаторов,

МВА.

При отключении генератора G1:

, (3.7)

АТС выбирается по послеаварийному режиму: АТДЦТН - 250000/500/110

Аналогично выбирается автотрансформатор связи 500/220 кВ.

В режиме минимальных нагрузок:

МВА

В послеаварийном режиме (отключение G4):

МВА

Автотрансформатор 500/220 также выбирается по послеаварийному режиму:

АТДЦН-500000/500/220

Во втором варианте переток между РУ 500 и 110 кВ такой же как и в первом варианте, поэтому не рассчитывается. Расчет перетоков между РУ 500 и 220 кВ ведется с учетом подключения к обмоткам НН автотрансформаторов генератора G3.

Рисунок 3.3 - Перетоки мощности для варианта 2



Таблица 3.3

Результаты расчета перетоков мощности для варианта 2

Режим максимальных нагрузок
Потребность, МВА	Покрытие, МВА
РУ 220 кВ
Потребитель: 864 + j489	Генератор G4: 300 + j186
Собственные нужды: 3х(24 + j15) = 72 + j45	Генератор G5: 300 + j186
	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 936 + j534	Итого: 900 + j558
Дефицит: 36 - j24
Обмотка ВН АТ 500/220 кВ
Переток на РУ 220 кВ: 36 - j24	Генератор G3: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Обмотка НН АТ 500/220 кВ
Генератор G4: 300 + j186	Собственные нужды: 24 + j15
Загрузка обмотки: 276 + j171
Режим минимальных нагрузок
РУ 220 кВ
Потребитель: 648 + j367	Генератор G4: 300 + j186
Собственные нужды: 3х(24 + j15) = 72 + j45	Генератор G5: 300 + j186
	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 720 + j412	Итого: 900 + j558
Избыток: 180 + j146
Обмотка ВН АТ 500/220 кВ
Собственные нужды: 24 + j15	Генератор G3: 300 + j186
	Переток от РУ 220 кВ: 180 + j146
Обмотка НН АТ 500/220 кВ
Генератор G4: 300 + j186	Генератор G4: 300 + j186
Загрузка обмотки: 276 + j171
Переток на РУ 500 кВ: 456 + j515
Послеаварийный режим (отключение генератора G4)
РУ 220 кВ
Потребитель: 864 + j489	Генератор G5: 300 + j186
Собственные нужды: 2х(24 + j15) = 48 + j30	Генератор G6: 300 + j186
Итого: 912 + j519	Итого: 600 + j372
Дефицит: 312 + j147
Обмотка ВН АТ 500/220 кВ
Собственные нужды: 24 + j15	Генератор G3: 300 + j186
Переток на РУ 220 кВ: 312 + j147
Переток от РУ 500 кВ: 36 - j24
Обмотка НН АТ 500/220 кВ
Генератор G4: 300 + j186	Генератор G4: 300 + j186
Загрузка обмотки: 276 + j171

В варианте 2 автотрансформаторы 500/220 кВ работают в блоке с генератором G3.

Такой режим работы называется комбинированным. В этом режиме ни одна из обмоток не должна быть загружена больше чем на типовую мощность. Также, в любом режиме обмотка низшего напряжения не должна загружаться больше чем на типовую мощность.

В режиме максимума нагрузок мощность направлена НН>СН и НН>ВН, автотрансформаторы работают в трансформаторном режиме.

Условие выбора: обмотка НН не должна быть загружена более чем на типовую мощность, МВА:

.(3.8)

где:- коэффициент выгодности:

,

- номинальная мощность трансформатора.

Кроме того, считается, что автотрансформаторы при подключенном к обмоткам НН генератора всегда работают параллельно.

К обмотке НН подключен генератор G4, следовательно мощность обмотки НН должна быть не менее:



Тогда:

По загрузке обмотки НН выбирается автотрансформаторная группа

3хАОДЦТН-167000/500/220

В режиме минимальных нагрузок следует проверить загрузку последовательной обмотки:

;

МВА;

;

МВА.

В послеаварийном режиме необходима проверка общей обмотки:

;

МВА;

;

МВА.

Таким образом, ни одна обмотка автотрансформатора мощностью 501 МВА не нагружается более чем на типовую мощность во всех режимах работы ГРЭС.

Рисунок 3.4 - Переток мощности для варианта 3

В третьем варианте автотрансфоматоры связи блочные, т.е. к обмоткам НН АТС подключен генератор G2.

Рассмотрим работу трансформаторов:

В режиме максимума нагрузок мощность направлена НН>СН и НН>ВН, АТС работают в трансформаторном режиме.

Условие выбора: обмотка НН не должна быть загружена более чем на типовую мощность, МВА:

.(3.9)

где:- коэффициент выгодности:

,



- номинальная мощность трансформатора.

Таблица 3.4

Результаты расчета перетоков мощности для третьего варианта

Режим максимальных нагрузок
Потребность, МВА	Покрытие, МВА
РУ 110 кВ
Потребитель: 332 + j206	Генератор G1: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Итого: 356 + j221	Итого: 300 + j186
Дефицит: 56 + j35
Обмотка ВН АТ 500/110 кВ
Переток на РУ 220 кВ: 56 + j35	Генератор G2: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Переток на РУ 500 кВ: 220 + j136
Обмотка НН АТ 500/220 кВ
Генератор G4: 300 + j186	Генератор G4: 300 + j186
Загрузка обмотки: 276 + j171
Режим минимальных нагрузок
РУ 110 кВ
Потребитель: 232 + j144	Генератор G4: 300 + j186
Собственные нужды: 24 + j15
Итого: 256 + j159	Итого: 300 + j186
Избыток: 44 + j27
Обмотка ВН АТ 500/220 кВ
Собственные нужды: 24 + j15	Генератор G2: 300 + j186
	Переток от РУ 110 кВ: 44 + j27
Переток на РУ 500 кВ: 232 + j174
Послеаварийный режим (отключение генератора G1)
РУ 110 кВ
Потребитель: 332 + j206
Итого: 332 + j206	Итого: 0
Дефицит: 332 + j206
Обмотка ВН АТ 500/220 кВ
Собственные нужды: 24 + j15	Генератор G3: 300 + j186
Переток на РУ 110 кВ: 332 + j206
Переток от РУ 500 кВ: 56 + j35



Тогда:

По загрузке обмотки НН выбирается автотрансформатор АОДЦТН-250000/500/110

В режиме минимальных нагрузок следует проверить загрузку последовательной обмотки:

;

МВА;

;

МВА.

В послеаварийном режиме необходима проверка общей обмотки:

;

МВА;

;

МВА

Типовая мощность автотрансформатора 500/110 кВ:

Ни в одном из режимов обмотки автотрансформатора не перегружаются.

Паспортные данные выбранных трансформаторов и автотрансформаторов представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Тип	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UК, %	Цена, тыс. руб.
		ВН	СН	НН	РХ	РК	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
						ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-400000/110	400	121	-	15,75	320	-	900	-	-	10,5	-	255
ТДЦ-400000/220	400	242	-	15,75	315	-	850	-	-	11	-	284
ТДЦ-400000/500	400	525		15,75	315		790			13
В-1 В-2 В-3	АТДЦТН-250000/500/110	250	500	121	15,75	200	690	223	179	13	33	18,5	195
В-1 В-3	АТДЦН-500000/500/220	500	500	230	-	220	1050	-	-	12	-	-	324
В-2	3хАОДЦТН-167000/500/220	167	500/v3	230/v3	15,75	90	315	100	80	11	35	21,5

Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем станции

Технико-экономическое сравнение вариантов схемы необходимо для выбора оптимального варианта структурной схемы станции с учетом не только технических особенностей каждого из них, но и некоторых экономических (стоимостных) характеристик.

Для экономической оценки сравниваемых вариантов использовся критерий минимума дисконтированных издержек, тыс. руб.

,(3.10)

где: - капиталовложения на сооружение установки, тыс. руб.;

- ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;

- издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб./год;

- стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

- расчетный период, равный 22 годам;

- коэффициент дисконтирования, равный 0,15. [4]

При выполнении расчётов допускаются следующие упрощения:

- инвестиции осуществляются единовременно в течение одного года до момента начала строительства объекта;

- использование при расчётах капиталовложений укрупнённых показателей стоимости с учетом индекса роста цен К=180;

- привязка всех расчётов к одному моменту времени;

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

Расчёт капиталовложений сведён в таблицу 4.6.

Таблица 3.6

Капитальные затраты

Оборудование	Стоимость оборудования, тыс. руб.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
		Кол-во	Стоим., тыс. руб.	Кол-во	Стоим., тыс. руб.	Кол-во	Стоим., тыс. руб.
ТДЦ-400 000/110	373	1	373	1	373	1	373
ТДЦ-400 000/220	365	3	1095	3	1095	3	1095
ТДЦ-400 000/500	418	2	836	1	418	1	418
АТДЦТН-250000/500/110	375,5	2	751	2	751	2	1126,5
АТДЦН-500000/500/220	418	2	836	-	-	2	836
3хАОДЦТН-167000/500/220	618	-		2	1236	-
Ячейка ОРУ 220 кВ	82,4	5	412	5	412	5	412
Ячейка ОРУ 110 кВ	64,1	3	192,3	3	192,3	4	256,4
Ячейка ОРУ 500 кВ	110	2	220	1	110	2	220
Итого			4715,3		4587,3		4736,9
С учётом индекса роста цен, К=180			848754		825714		832842

Издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.,

, (3.11)

где: - норматив отчислений на обслуживание и ремонт, для силового оборудования напряжением 110 кВ равен 5,9%, для оборудования 220 кВ и выше - 4,9%, а для оборудования до 20 кВ - 6,9%. [4]

Для первого варианта издержки равны:

;

для второго варианта:

;

для третьего варианта:

Определение потерь энергии в трансформаторах для первого варианты схемы Потери энергии в схемах ГРЭС определяются в трансформаторах и автотрансформаторах для нормального режима работы ГРЭС. Метод вычисления потерь зависит от способа задания нагрузок. Если нагрузка графиками нагрузки, то потери определяются методом времени наибольших потерь образом:

Потери в блочном трансформаторе, кВт·ч,



,(3.12)

где: - потери холостого хода трансформатора, кВт;

- потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

- время нахождения трансформатора в ремонте, ч;

- номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

- максимальный переток мощности через трансформатор, кВ·А;

- время наибольших потерь, ч.

Для определения времени максимальных потерь обмоток АТС необходимо знать время использования время использования максимальной мощности .

Время использования максимальной мощности обмоток, ч:

Для расчета строится график перетока мощности через соответствующую обмотку АТС.

Рисунок 3.5 - График перетока мощности через автотрансформаторы 500/110 кВ для первого варианта

Количество энергии, переданное за год через автотрансформатор, МВт·ч:

, (3.13)

где: - время ремонта, для АТ 500 кВ мощностью 250МВА - 192 ч по [3].

кВт ч.

Время использования максимальной нагрузки, ч,

ч.

Время наибольших потерь , ч,

,(3.14)

ч.

В первом варианте схемы обмотка НН АТС не задействована, тогда потери рассчитываются как для двухобмоточного трансформатора:

МВт·ч.

Определение потерь энергии в автотрансформаторах 500-220 кВ

Рисунок 3.6 - График перетока мощности через автотрансформаторы 500/220 кВ для В-1

- время ремонта, для АТ 500 кВ мощностью 250МВА - 192 ч по РДПр 34-38-030-92

Количество энергии, переданное за год через автотрансформатор, МВт·ч:

Время использования максимальной нагрузки, ч,

ч.

Время наибольших потерь , ч,

ч.

Как и в случае с АТ 500/110 кВ обмотка НН незадействована, мощность передается ВН>СН, потери рассчитываются как для двухоботочного трансформатора:

МВт·ч

Расчет потерь энергии в блочных трансформаторах

При расчете потерь в блочных трансформаторах принимается, что генератор в течение года работает с номинальной нагрузкой.

.



Суммарные потери энергии для первого варианта:

Расчет потерь для второго варианта схемы:

Определение потерь энергии в автотрансформаторах 500-220 кВ

Определение потерь энергии в трансформаторах для второго варианта схемы

Потери энергии в автотрансформаторах 500/110 кВ такие же, как и в первом варианте. Однако в данном случае автотрансформаторы 500/220 кВ работают в комбинированном режиме, и потери следует рассчитывать для каждой обмотки отдельно.

Переток в обмотке высшего напряжения:

,

среднего напряжения:

.

Рисунок 3.7 - Переток мощности ВН

Рисунок 3.8 - Переток мощности ВН

Переток мощности через обмотку НН равен:

Время использования максимальной мощности, ч:

Время наибольших потерь в обмотке СН определяется из расчетов для первого варианта:

ч.

Переданная энергия через обмотку ВН за год:

Время использования максимальной мощности обмотки ВН, ч:

ч.

Время наибольших потерь обмотки ВН , ч,

ч.

Для каждой обмотки следует рассчитать ДPк по упрощенной формуле:

;

.

Потери:

Суммарные потери в трансформаторах для второго варианта:

Расчет потерь энергии для третьего варианта

Потери энергии в автотрансформаторах 500/220 кВ такие же, как и в первом варианте. В третьем варианте автотрансформаторы 500/110 кВ тоже работают в комбинированном режиме, и потери следует рассчитывать для каждой обмотки отдельно.

Переток в обмотке высшего напряжения:

,

среднего напряжения:

.



Рисунок 3.9 - Переток мощности ВН

Рисунок 3.10 - Переток мощности СН

Переток мощности через обмотку НН равен:

Время использования максимальной мощности, ч:

Время наибольших потерь в обмотке СН определяется из расчетов для первого варианта:

ч.

Переданная энергия через обмотку ВН за год:

Время использования максимальной мощности обмотки ВН, ч:

ч.

Время наибольших потерь обмотки ВН , ч,

ч.

Полная мощность перетоков через обмотки одного автотрансформатора 500/110 кВ (таблица 3.4):

МВА;

МВА.

Потери КЗ для обмоток:

Потери:

Суммарные потери в трансформаторах для третьего варианта:



Расчет дисконтированных издержек

Капитальные затраты и издержки на ремонт и обслуживание электрооборудования рассчитаны ранее. Издержки на потери электроэнергии:

, (3.15)

где C - стоимость киловатт-часа потерь электроэнергии, принимается равной 3,5 руб/кВтч

;

;

;

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 3.7

Дисконтированные издержки

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
К	848754	825714	832842
Иро	42606,5	41477	41592
Ипот	185717,4	180375,7	179334
ДИ	2 300 588,8	2 236 640,8	2 237 636

Из таблицы 3.7 видно, что наименьшие дисконтированные издержки имеет второй вариант структурной схемы Нижнесалдинской ГРЭС. Он и будет рассматриваться при дальнейшем проектировании.



3.2 Выбор схемы собственных нужд на напряжение 6 кВ

Все генераторы на Нижнесалдинской ГРЭС включены по схеме генератор-трансформатор, поэтому питание собственных нужд осуществляется путем устройства ответвлений от блоков с установкой в цепях этих ответвлений трансформаторов 20/6 кВ. [12]

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин, при этом шины разделяются на секции: для блоков 300 МВт - две секции на блок. Каждая из секций попарно присоединяется к отдельному источнику рабочего питания, на каждой секции предусматривается ввод автоматически включаемого резервного источника питания (АВР). Общестанционная нагрузка распределяется равномерно между всеми секциями РУ с.н. электростанции.

При выборе мощности рабочих источников питания собственных нужд ЭС всех типов необходимо исходить из условий обеспечения питания всей присоединенной к секции нагрузки с.н. без перегрузки линий или отдельных обмоток ТСН.

Поскольку состав потребителей собственных нужд неизвестен, выбор трансформаторов с.н. производится упрощенно.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд , МВ·А,

, (3.2)

где р_СН - удельный расход мощности на собственные нужды блока, принят ранее 0,08;

МВ•А.

Таким образом, выбираются рабочие трансформаторы с.н. типа ТРДНС-32000/35, которые устанавливаются на ответвлении от генератора. Параметры трансформаторов приведены в таблице 4.2.

Резервное питание секции с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с ПРТСН. Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока. [12] Число резервных трансформаторов собственных нужд определено выше и равно двум.

Мощность каждого резервного трансформатора собственных нужд на блочных ТЭС без генераторных выключателей должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Если точный перечень потребителей с.н. в таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора с.н. выбирается на ступень больше, чем рабочего. [12]

ПРТСН присоединяются к разным источникам питания, чтобы при повреждении любого элемента главной схемы электрических соединений резервное питание через один трансформатор сохранялось.

В соответствии с этим ПРТСН 1 подключается к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи Т6, а ПРТСН 2 - к РУ 110 кВ. При присоединении ПРТСН к обмотке среднего напряжения автотрансформатора производится установка на этом ответвлении отдельного выключателя, с тем, чтобы при отказе в этом ПРТСН автотрансформатор остался в работе. При таком присоединении несколько повышается надёжность по сравнению с присоединением ПРТСН к сборным шинам. Следовательно, резервные трансформаторы выбираются на ступень выше рабочего - ТРДНС-40000/110. Параметры трансформаторов приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.2

Параметры трансформаторов собственных нужд

Тип
ТРДНС-32000/35	32000	20	6,3-6,3	29	145
ТРДНС-40000/110	40000	115	6,3-6,3	34	170

Схема резервного питания собственных нужд напряжением 6 кВ изображена на рисунке 3.2.

3.3 Выбор схемы собственных нужд на напряжении 0,4 кВ

Нагрузка 0,4 кВ питается и резервируется от трансформаторов 6/0,4 кВ, подключаемых к секциям РУ собственных нужд, причём питание резервных трансформаторов производится от секций 6 кВ, от которых не питаются резервируемые рабочие трансформаторы

Каждая из секций РУ 0,4 кВ, должна иметь два источника питания - рабочий и резервный. Переключение питания с рабочего на резервный источник для секций, не допускающих длительного перерыва питания, осуществляется с помощью устройства АВР.

Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. На станциях с блочной тепловой схемой число секций 0,4 кВ должно быть не менее двух для каждого блока, в нашем случае принимается 3 секции. Электродвигатели 0,4 кВ общестанционных механизмов, располагаемых в главном корпусе, распределяются равномерно между секциями РУ собственных нужд. [15]