Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ВВЕДЕНИЕ

тепловой расчет подстанция конденсатор

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики России, её потенциал полностью покрывает потребности народного хозяйства и населения страны электрической энергией, а также экспорт электроэнергии.

Рост потребления электроэнергии — одна из основных тенденций развития мировой экономики. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн. кВтч по сравнению с 14,8 трлн. кВт•ч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

Электростанции являются одним из важных элементов электроэнергетической энергосистемы и единственно возможным источником большой генерирующей мощности. Таким образом, их проектирование является неотъемлемой частью развития ЭЭС в целом. В период с 1991 г. только 19 субъектов РФ имели избыточную электроэнергию, 13 регионов были самобалансирующими, а в остальных 57 регионах электроэнергия в дефиците.

В связи с выявленным дефицитом в энергоснабжении потребителей в европейском регионе и согласно долгосрочному планированию в энергетике намечено строительство конденсационной электростанции (КЭС). На новой КЭС намечается к установке восемь энергоблоков мощностью 500 МВт каждый. Суммарная установленная мощность КЭС при полном развитии составит 4000 МВт. В качестве основного топлива планируется использоваться природный газ, в качестве резервного — мазут. Электростанция предназначена для электроснабжения крупного промышленного района, который получает по линиям электропередач 220 кВ. На напряжении 500 кВ станция связана с энергосистемой.

Все финансово-экономические расчеты, связанные с реализацией энергетической продукции потребителям подтверждают необходимость и выгодность строительства станции.

1. ВЫБОР ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ОСНОВНОГО ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Расчёт принципиальной тепловой схемы КЭС

1.1.1 Общие сведения

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования и использования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в этом процессе: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором; теплообменники — для отпуска тепла внешним потребителям (сетевые подогреватели, паропреобразователи), для использования пара, отработавшего в турбине, внутри электростанции (регенеративные подогреватели), для очистки питательной и добавочной воды от агрессивных газов (деаэраторы). Помимо перечисленного выше оборудования ПТС включает также насосы для перекачки рабочего тела: питательные насосы котлов и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, сетевых и регенеративных подогревателей.

Теплоэнергетическое оборудование на принципиальной тепловой схеме показывают вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающих это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема; резервное оборудование в эту схему не включается. ПТС показывает лишь принципиальные связи между оборудованием, необходимые для осуществления основного технологического процесса. Принципиальная тепловая схема КЭС, ввиду блочной структуры электростанции, является ПТС энергоблока.

Принципиальная тепловая схема энергоблока с турбиной К-500−23,5−4 представлена на рис. 1.1. Нижний ПВД подсоединён по схеме Никольного-Рикара. В схеме имеются восемь регенеративных отборов. Теплофикационная нагрузка равна 16,7 МВт. Подогреватель ПНД-6 имеет встроенный охладитель дренажа (на схеме не показан). Давление в деаэраторе 0,68 МПа. Паровая турбина состоит из следующих цилиндров: ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Четыре выхлопных патрубка ЦНД соединены с конденсатором. Конденсатор турбины состоит из двух корпусов. Охлаждающая вода проходит внутри трубок последовательно через каждый корпус конденсатора. Пар поступает в две секции конденсатора.

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока 500 МВт, с турбоустановкой К-500−23,5−4

1.1.2 Построение процесса расширения пара в турбине

Процесс расширения пара в турбине представлен на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Процесс расширения пара в турбине К-500−23,5−4

1) По h,s-диаграмме, в соответствии с параметрами свежего пара (,) определяем энтальпию «т. 0»:

.

Потери давления в стопорных регулирующих клапанах составляют 5%. Давление пара с учетом этих потерь («т. 0' «):

;

.

2) Строим процесс в ЦВД:

.

На пересечении кривой с прямой находим «т. 2т» и строим процесс «0'-2т» — идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины.

Из -диаграммы:

.

3) Строим процесс «0'-2д» — действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦВД

находим

4) Определяем энтальпию пара после промежуточного пароперегревателя по и из диаграммы:

;

;

5) Расчёт параметров пара в цилиндре среднего давления (ЦСД) турбины.

Давление пара на выходе из ЦСД турбины (т. 4т) обычно составляет 0,25 МПа. На пересечении кривой 0,25 МПа с прямой находим «т. 4т» и строим процесс «3−4т» — идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины:

Из h,s-диаграммы:

.

6) Процесс «3−4д» — действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦСД

находим:

.

7) Расчёт параметров пара в цилиндре низкого давления (ЦНД) турбины.

Давление пара на выходе из ЦНД турбины (т. 5) равно давлению в конденсаторе (). В нашем случае:. На пересечении кривой с прямой находим «т. 5т» и строим процесс «4−5т» — идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины.

Из -диаграммы:

.

Строим процесс «4−5д» — действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦНД

находим:

1.1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням

П1 — подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т. 1 () ЦВД турбины:

Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П1:

.

Для подогревателей высокого давления поверхностного типа недогрев () обычно составляет 1−5 градусов. В наших расчётах для всех ПВД поверхностного типа примем:. Тогда температура конденсата греющего пара в регенеративном подогревателе П1 с учётом недогрева воды () составляет:

.

Давление воды, создаваемое питательным насосом (ПН), составляет:

.

Потерю давления питательной воды в каждом ПВД поверхностного типа примем равной:.

Тогда давление питательной воды за регенеративным подогревателем П1:

.

Зная и, определяется энтальпия питательной воды за П1:

.

Зная, определяется давление и энтальпия пара в П1:

;.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель ().

.

Зная, по процессу расширения пара в ЦВД, построенному на h,s-диаграмме, определяем:

;

.

П2 — подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.2 () ЦВД турбины (пар на выходе из ЦВД).

Пар отбора имеет те же параметры, что и пар на выходе из ЦВД:

Зная определяется температура и энтальпия пара в П2:

;

.

Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П2:

.

Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П2 с учётом недогрева составляет:

.

Зная и, определяется энтальпия питательной воды за П2:

.

Процесс сжатия воды в питательном насосе (ПН):

Давление в деаэраторе:

Повышение энтальпии воды за счёт сжатия:

где — средний удельный объем воды,

— КПД насоса.

Энтальпия питательной воды за ПН:

.

П3 — подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.3 () ЦСД турбины.

Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П3:

.

Подогрев в П2 больше, чем в П3 на величину, отсюда имеем:

примем, тогда:

.

Температура питательной воды за П3:

.

Температура пара в регенеративном подогревателе П3 с учётом недогрева воды:

.

Давление и энтальпия пара в П3:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе ():

.

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

К — конденсатор (пар на выходе из турбины):

Конечное давление пара:

Зная давление, определим температуру и энтальпию пара в конденсаторе:

Д (П4) — деаэратор (подогреватель смешивающего типа):

Отбор пара из т.4 () ЦСД турбины.

В подогревателе смешивающего типа находится смесь подогреваемой питательной воды и конденсата греющего пара, поэтому в деаэраторе параметры пара и воды одинаковы:

;;; ;

(из исходных данных);

;

.

Зная, по процессу сработки пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем:

;

.

Зная, определяем температуру и энтальпию пара в П4:

;

.

П5 — подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.5 () ЦСД турбины.

Давление воды на выходе из П5 (с учётом потерь) примем:

;

;

Определим энтальпию питательной воды:

Температура пара в регенеративном подогревателе П5 с учётом недогрева воды:

Давление и энтальпия пара в П5:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

Общий подогрев питательной воды в ПНД, разделенный поровну между подогревателями:

где — количество ПНД.

П6 — подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.6 () ЦСД турбины.

Давление воды на выходе из П6 (с учётом потерь) примем:

Энтальпия воды за подогревателем:

.

Определим температуру воды за подогревателем:

Температура пара в подогревателе П6 с учетом недогрева воды:

Давление и энтальпия пара в П6:

Энтальпия пара дренажа:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦНД, построенному в h, s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

П7 — подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:

;;; ;

Отбор пара из т. ЦНД турбины:

.

Зная определяем давление и температуру воды в П7:

;.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.

.

Зная, по процессу сработки пара в ЦНД, построенному в h, s-диаграмме, определяем:

;

.

П8 — подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:

;;; ;

Отбор пара из т. ЦНД турбины:

.

Зная определяем давление и температуру воды в П8:

;

.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.

.

Зная, по процессу сработки пара в ЦНД, построенному в h,s-диаграмме, определяем:

;

.

Вышепредставленные расчёты параметров пара и воды сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1. 1

Таблица параметров пара и воды

Точки

процесса

Элементы

тепловой

схемы

Пар в отборе

Пар в регенеративном подогревателе

Вода за регенеративным подогревателем

P

t

h

Pп

tп

h’п

hдр

и

?hв

МПа

°С

кДж/кг

МПа

°С

кДж/кг

кДж/кг

°С

МПа

°С

кДж/кг

кДж/кг

-

-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0

-

23,5

540

3325

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0'

-

22,325

540

3325

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

П1

6,542

339,5

2998

6,23

278

1226,5

1176,5

2

29,05

276

1211

112

ПП'(2)

П2

4,167

279

2946

3,968

249,85

1085

1035

2

29,55

247,85

1078

190,962

ПП"

-

3,75

540

3540

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3

П3

1,743

413,2

3281

1,66

203,18

866,6

816,6

2

30,05

201,18

870,27

127,308

-

ПН

-

-

-

-

-

-

-

-

30,55

163,79

731,56

39,59

4

П4(Д)

0,952

324,8

3106

0,68

163,8

692

-

0

0,68

163,8

692

63,9

5

П5

0,536

250,2

2960

0,51

152,8

644,3

594,3

4

2

148,8

627

156,75

6

П6

0,179

130,86

2731

0,17

115,8

486

436

4

2

111,8

470,25

156,75

7

П7

0,4 032

76

2487

0,0384

74,89

313,5

-

0

0,0384

74,89

313,5

156,75

8

П8

0,0675

38

2244

0,643

37,42

156,75

-

0

0,643

37,42

156,75

156,75

-

К

0,0033

26,7

2242,13

-

-

-

-

-

0,0033

26,7

107,73

-

1.1.4 Составление уравнений материального баланса и конденсата для схемы

Расчёт проводится в относительных единицах расхода пара.

Относительный расход пара в турбину:

.

Относительный расход перегретого пара из котла:

Подогреватель П1:

Подогреватель П1 расположен непосредственно перед котлом, следовательно относительный расход воды через подогреватель будет равен относительному расходу питательной воды. Схема подогревателя П1 представлена на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Подогреватель П1

Энтальпия воды за регенеративным подогревателем определена по известным значениям температуры и давления:

.

Ранее была найдена энтальпия за подогревателем П2, которая равна энтальпии на входе в подогреватель П1:

.

Энтальпия пара в отборе турбины также была ранее определена:

.

Значение энтальпии дренажа было найдено ранее:

.

КПД подогревателя принято равным:.

Относительный расход пара из первого отбора определяется из уравнения теплового баланса:

Из решения уравнения находим:

Аналогично находятся относительные величины расходов для всех подогревателей и деаэратора.

Подогреватель П2:

Схема подогревателя П2 представлена на рис. 1.4.

Рис. 1.4. Подогреватель П2

Уравнение теплового баланса:

.

Подогреватель П3:

Схема подогревателя П3 представлена на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Подогреватель П3

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор П4:

Схема деаэратора П4 представлена на рис. 1.6. Для него необходимы два уравнения: материального и теплового баланса.

Рис. 1.6. Деаэратор

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения материального баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Подогреватель П5:

Схема подогревателя П5 представлена на рис. 1.7.

Рис. 1.7. Подогреватель П5

Уравнение теплового баланса:

,

Подогреватель П6:

Схема подогревателя П6 представлена на рис. 1.8.

Рис. 1.8. Подогреватель П6

Уравнение теплового баланса:

;

Подогреватель П7:

Схема подогревателя П7 представлена на рис. 1.9.

Рис. 1.9. Подогреватель П7

Является подогревателем смешивающего типа.

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения теплового баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Подогреватель П8:

Схема подогревателя П8 представлена на рис. 1. 10.

Рис. 1. 10. Подогреватель П8

Является подогревателем смешивающего типа.

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения теплового баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Давление в приводной турбине (турбина подключена к четвертому отбору):

.

Давление пара на входе приводной турбины с учетом потерь:

.

Из h,s-диаграммы:

.

Из определения внутреннего относительного КПД ТП

находим:

.

Теоретический теплоперепад в приводной турбине:

.

Действительный теплоперепад в приводной турбине:

.

Расход пара в приводную турбину:

.

Баланс пара в конденсаторе турбины:

Схема конденсатора представлена на рис. 1. 11.

Рис. 1. 11. Конденсатор турбины

,

Значения приведенного теплоперепада по отсекам турбины сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1. 2

Определение приведенного теплоперепада

Ци-линдр

Отсек тур-бины

Доля пропуска пара

через отсек

Теплоперепад

пара в отсеке

Внутренняя

работа на 1 кг

свежего пара

ЦВД

0−1

327

1−2

47,983

ЦСД

ПП-3

211,838

3−4

135,988

4−5

89,003

ЦНД

5−6

127,586

6−7

123,629

7−8

113,047

8-К

0,842

1176,917

1.1.5 Расходы пара

Расход пара в голову турбины:

.

где - электрическая мощность, МВт;

- приведенный теплоперепад, кДж/кг;

- механический КПД;

- КПД генератора.

Абсолютные расходы рабочего тела по элементам тепловой схемы:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

1.1.6 Показатели тепловой экономичности энергоблока

Расход теплоты на турбоустановку:

Абсолютный электрический КПД конденсационной турбогенераторной установки:

.

Удельный расход теплоты на турбогенераторную установку:

.

Удельный расход пара турбоустановки:

.

Тепловая нагрузка парового котла:

.

Примем, что, тогда:

КПД транспорта теплоты:

.

КПД энергоблока брутто:

, где:

- для газа;

- для мазута;

- для ископаемого угля.

КПД энергоблока нетто:

.

Доля электроэнергии собственных нужд: — для ископаемого угля; - для мазута; - для газа.

Удельный расход условного топлива при:

.

Удельный расход натурального топлива при:

.

Расход натурального топлива на энергоблок

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования станции

1.2.1 Выбор котла

На КЭС с промежуточным перегревом пара применяются блочные схемы котел — турбина. Паропроизводительность энергетических котлов для таких моноблоков согласно выбирается по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запасом в размере 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

кг/с или 1755,712 т/ч.

Параметры котла определяются выбранным типом турбины. Для блока выбран котел типа ТМП-501 (Пп-1800−25−545МН). Технические характеристики котлоагрегата приведены в табл.1.3.

Таблица 1. 3

Параметры котлоагрегата

Показатель

Значение

Паропроизводительность, т/ч

1800

Давление на выходе из котла, МПа

25

Температура пара, оC

545

Температура промперегрева, оC

545

Топливо

газ, мазут

Высота подъема воды от оси насоса до уровня в барабане (Нк), м

62,57

КПД брутто, %

92,93

1.2.2 Выбор регенеративных подогревателей

Тип и мощность турбины предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как завод-изготовитель турбины поставляет ее вместе со вспомогательным оборудованием в комплекте. Производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору соответствует один корпус. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва.

Основными параметрами выбора регенеративных подогревателей служат: пропускная способность, т/ч; давление греющего пара, МПа; давление воды, МПа; температура воды на входе и выходе подогревателя, оC.

Исходя из вышесказанного выбрана группа подогревателей высокого давления:

ПВД1: ПВ-1800−37−2,0;

ПВД2: ПВ-1800−37−4,5;

ПВД3: ПВ-1800−37−6,5.

Аналогично выбраны подогреватели низкого давления:

ПНД5: ПНСВ-2000−1;

ПНД6: ПНСВ-2000−2;

ПНД 7: ПНСВ-1100−25−6-I;

ПНД 8: ПНСВ-850−25−6-I.

1.2.3 Выбор деаэратора питательной воды

Выбираем деаэратор ДП-2000/150.

Техническая характеристика деаэратора колонки типа ДП-2000/150 приведена в табл. 1.4.

Таблица 1. 4

Параметры деаэратора

Тип колонки

ДП-2000/150

Производительность, т/ч

2000

Рабочее давление, МПа

0,7

Диаметр, м

3,4

Полезная вместимость бака-аккумулятора, м3

150

1.2.4 Выбор питательных насосов

На блоках с закритическими параметрами устанавливают питательные насосы с турбоприводами. Для блока 500 МВт предусмотрено два насоса с турбоприводом на 50% подачи каждый. При установке на блок двух турбонасосов насос с электроприводом не устанавливается, а к турбоприводам предусматривается резервный подвод пара.

Для электростанций со схемой блочного типа питательные насосы выбирают по максимальному расходу питательной воды на котел с запасом не менее 5%.

DПН = 1,05DПВ =1,05 473,764 = 497,45 кг/с = 1790,8 т/ч.

Для прямоточных котлов давление нагнетания питательного насоса, МПа, составляет

,

где — давление пара на выходе из котла, МПа;

— запас давления на срабатывание предохранительных клапанов, МПа;

— суммарное гидравлическое сопротивление, МПа;

— высота до верхнего коллектора испарительного контура, м;

— гравитационная постоянная,;

— средняя плотность рабочей среды в нагнетательном тракте, принятая равной 625.

Суммарное гидравлическое сопротивление, МПа,

,

где — гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа;

— сопротивление регулирующего клапана, МПа;

— гидравлическое сопротивление ПВД, МПа;

— сопротивление трубопроводов, МПа.

МПа.

МПа.

Для создания давления на всасе питательного насоса устанавливают предвключенные бустерные насосы; давление нагнетания бустерного насоса является давлением на всасывающей стороне питательного насоса, достаточным для предотвращения кавитации. Бустерные насосы энергоблоков 500 МВт являются встроенными в главный питательный насос, имея с ним общий привод от турбины через понижающий редуктор.

Расход питательной воды составляет:

.

По подсчитанной необходимой производительности и необходимому напору выбраны два питательных насоса — ПН-950−350, параметры которого приведены в табл.1.5.

Таблица 1. 5

Параметры питательного насоса

Тип насоса

ПН-950−350

Подача V,

941

Напор H, м

3500

Частота вращения n, об/мин

4600

Тип мощность привода N, кВт.

ОК-18ПУ

КПД насоса

80

1.2.5 Выбор конденсатора и конденсатных насосов

Для турбоагрегата К-500−23,5−4 устанавливается конденсатор типа 500-КЦС-4. Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливается два конденсатных насоса со 100% или три с 50% производительностью, один из которых является резервным.

Напор насосов первой ступени определяется как разница давлений на выходе и входе:

?P1 ст = Pн 1ст — Pвс 1ст,

где Pн 1ст — давления нагнетания; Pвс 1ст — давление всаса.

Pн 1ст = Pн 8 + ?Pтр,

Pвс 1ст = Pн К +?Pпод КН 1ст,

где ?Pтр — потери в трубопроводе; Pн К — потери в конденсаторе.

Подача насосов определяется:

Q1 ст = Dк,

Pн 1ст = 0,643 + 0,1=0,10 643 МПа.

Pвс 1ст = 0,0033 +0,03=0,0333 МПа.

?P1 ст = 0,10 643 — 0,0333=0,7 313 МПа.

.

Выбираем три насоса КсВ500−150.

Напор насосов второй ступени определяется аналогично:

Pн 2ст = 0,0384 +0,1=0,1384 МПа.

Pвс 2ст = 0,643 +0,03=0,3 643 МПа.

?P2 ст = 0,1384 — 0,3 643 =0,10 197 МПа.

Подача

.

Выбираем три насоса КсВ500−150.

Напор насосов третей ступени:

Pвс 3ст = Pн 7 +?Pпод = 0,0384+0,04 = 0,0784 МПа;

?P3 ст = 2,342 — 0,0784 = 2,26 351 МПа.

Подача

Q3 ст =0,5396+0,52 468 464,4740,0011 = 0,333 645 м3/с = 1201,12 м3

Выбираем три насоса КсВ500−150.

В качестве насосов первой ступени приняты три насоса со 100% производительностью КсВ500−150, в качестве насосов второй ступени приняты три насоса с 100% производительностью КсВ500−150, в качестве насосов третей ступени три насоса с 100% производительностью КсВ500−150. Основные характеристики выбранных насосов приведены в табл.1.6.

Таблица 1. 6

Основные характеристики конденсатных насосов

Тип насоса

КсВ500−150

Количество насосов

9

Подача, мі/ч

500

Напор, м

150

Частота вращения, об/мин

1500

КПД, %

75

Мощность привода, кВт

272

P1 ст = 1,150 010 009,873,110-6/(3,60,75) = 146 кВт,

P2 ст = 1,150 010 009,8101,910-6/(3,60,75) = 203 кВт,

P3 ст = 1,150 010 009,8226,310-6/(3,60,75) = 451 кВт.

1.2.6 Выбор циркуляционного насоса

На турбину устанавливается два циркуляционных насоса производительностью 50%. Резервные насосы не используются. Выбор циркуляционных насосов осуществляется по летнему режиму работы, когда пропуск пара в конденсатор при полной нагрузке турбины наибольший и температура охлаждающей воды наивысшая.

Расход охлаждающей воды для конденсатора типа 500-КЦС-4

,

где m — кратность охлаждения, кг/кг.

Выбраны насосы типа ОП2−185 в количестве двух на блок по расходу воды в насосе равному половине расхода охлаждающей воды в конденсатор. Основные характеристики насосов приведены в табл. 1.7.

Таблица 1. 7

Основные характеристики циркуляционных насосов

Показатель

Значение

Тип насоса

ОП2−185

Количество насосов

2

Подача, мі/ч

31 860 — 54 900

Напор, м

16,6 — 9,2

Частота вращения, об/мин

250

КПД, %

80

Потребляемая мощность

1430 — 2620

Мощность двигателя для привода насоса — 1600 кВт.

1.2.6 Выбор тягодутьевых машин

Первоначально определен часовой расход натурального топлива (газ), м3

В = Qпе 3600/(Qнр к),

где Qпе — расход теплоты на турбоустановку с учетом утечек определен, кДж/с;

Qнр — калорийность топлива, принятая для газа равной 37 000 кДж/ м3;

к — КПД котла, равный 92,93%.

В = 12 370 883 600/(370 000,9293) = 129 522,57 м3/ч.

Объемный расход холодного воздуха, подаваемый дутьевым вентилятором определяется выражением:

где Vв0 — теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания 1 м3 топлива, равное 10,45 м3/ м3;

к — коэффициент, учитывающий утечку воздуха, а воздухоподогревателе и избыток воздуха в топке, принятый равным 1,02; tв — температура воздуха летом, принятая равной 30 С.

=1 685 521,7 м3/ч = 468,2 м3/с.

С учетом установки двух рабочих вентиляторов расход воздуха для одного составит 842 760,85 м3/ч. Расчетный напор вентилятора Нрдв принят равным 13,2 кПа. К установке выбраны дутьевые вентиляторы ВДН-28−11у.

Мощность, потребляемая дутьевым вентилятором равна, кВт

,

где — КПД машины; H — напор создаваемый машиной, кПа; V — расход.

После подстановки численных значений мощность, потребляемая приводом дутьевого вентилятора равна

Pдв= 468,2 13,2/(20,84) = 3678 кВт.

К вентилятору подбирается асинхронный электродвигатель мощностью 6300 кВт.

Окончательные результаты выбора вспомогательного оборудования сведены в табл. 1.8.

Таблица 1. 8

Результаты выбора вспомогательного оборудования

Тип оборудования

P, МВт

Количество двигателей

P?, МВт

всего

одновременно в работе

Конденсатный насос

I ступень

0,15

3

2

0,3

II ступень

0,2

3

2

0,4

III ступень

0,45

3

2

0,9

Циркуляционный насос

1,6

2

2

3,2

Дутьевой вентилятор

4,0

2

2

8,0

Суммарная мощность, МВт

12,8

Суммарная потребляемая мощность данного оборудования составляет 12,8 МВт. С учетом мощности мелких потребителей расход электроэнергии на собственные нужды составит:

МВт.

Что в процентах от мощности генератора составляет 3,2%.

Выводы: Была рассчитана принципиальная тепловая схема, а так же выбрано основное оборудование.

2. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ КЭС

2.1 Варианты структурной схемы КЭС

Рассмотрено два возможных и целесообразных варианта структурной схемы КЭС приведенных на рис. 2. 1- 2.3. Допустимый сброс мощности по условию устойчивой работы энергосистемы принят равным 900 МВт. Поэтому варианты структурной схемы с укрупненными блоками не рассматриваются. Варианты отличаются друг от друга количеством блоков подключенных к РУ 500 и 220 кВ. Применяются блоки с генераторными выключателями. В этом случае схема электроснабжения СН обладает преимуществами перед схемой с блоками без генераторных выключателей. Уменьшается число коммутаций в распределительных устройствах повышенных напряжений. Это приводит к увеличению надежности всей станции. Отпадает необходимость переключений системы собственных нужд в процессе пуска и останова блока. Кроме того, вместо пускорезервного трансформатора с большей мощностью применяется резервный трансформатор собственных нужд такой же мощности, что и рабочего; более низкий уровень токов КЗ в системе собственных нужд позволяет снизить стоимость РУ СН. Все это вместе взятое перекрывает снижение надежности цепи генератор-трансформатор и удорожание, связанное с установкой генераторных выключателей.

Количество блоков, подключенных к РУ 220 кВ, определено по условию минимального перетока мощности между распредустройствами в нормальном режиме (так как в этом случае потери в АТС будут наименьшими). Это условие соблюдается при подключении одного блока к РУСН. Однако целесообразно рассмотреть также варианты с подключением к РУСН двух блоков, так как в этом случае уменьшаются капиталовложения в реализацию проекта.

Рис. 2.1. Вариант структурной схемы КЭС «7+1»

Рис. 2.2. Вариант структурой схемы КЭС «6+2» с двумя АТC

Рис. 2.3. Вариант структурой схемы КЭС «6+2» с тремя АТC

2.2 Выбор трансформаторов

Суточные графики нагрузки генераторов, РУ СН, собственных нужд, блочного трансформатора, а так же графики перетока мощности представлены на рис. 2.4 — 2.8.

а) б)

Рис. 2.4 Суточный график нагрузки генераторов в именованных единицах

а) б)

Рис. 2.5 Суточный график нагрузки РУ СН в именованных единицах

а) б)

Рис. 2.6. Суточный график нагрузки собственных нужд в именованных единицах

Рис. 2.7. Суточный график нагрузки блочного трансформатора

а) б)

Рис. 2.8. Графики перетока мощности в нормальном режиме работы КЭС по схеме «7БВН+1БСН» (а) и по схеме «6БВН+2БСН» (б)

При построении суточного графика нагрузки генераторов в МВт (см. рис. 2. 5) использовалась формула:

Пример расчёта мощности суточного графика нагрузки генераторов в МВт:

Мощность, потребляемая на собственные нужды определяется по формуле:

,

где Pг. ном = 500 МВт — номинальная мощность генератора;

PСбН. мах = 16 МВт — номинальная мощность потребителей собственных нужд

(3,2% от номинальной мощности блока);

Pгi — мощность генератора в заданный интервал времени (см. рис. 2. 5), МВт.

Пример расчёта мощности потребляемой на собственные нужды:

Пример расчёта суточный графика нагрузки собственных нужд в МВ•А:

Расчёт суточного графика нагрузки блочного трансформатора в МВт, с учётом того факта что коэффициенты мощности генератора и собсвтенных нужд равны, осуществляется по формуле:

,

где Pгi — мощность генератора из суточного графика нагрузки генератора (см. рис. 2.5.), Мвт;

Pсн — мощность, потребляемая на собственные нужды (см. рис. 2. 6), Мвт.

Пример расчёта суточного графика нагрузки блочного трансформатора:

Переток мощности из РУ СН в РУ ВН в нормальном режиме работы КЭС вычисляется по формуле:

,

где nСН — число блоков на стороне СН.

При этом положительные числовые значения означают, что происходит переток мощности со стороны СН на сторону ВН.

Пример расчёта графика перетока мощности для варианта структурной схемы КЭС «6+2»:

.

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и мощности трансформаторов структурной схемы электростанции. При блочной схеме соединения трансформатора с генератором, последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки собственных нужд. Исходя из суточного графика нагрузки блочных трансформаторов (см. рис. 2. 5) были выбраны трансформаторы типа ТЦ-630 000/500 и ТЦ-630 000/220−74У1 с номинальной мощностью 630 МВА, при этом они не будут испытывать перегрузок. Исходя из суточного графика перетока мощности (см. рис. 2. 8) для схемы «7+1» были выбраны автотрансформаторы АТДЦТН-250 000/500/220, которые будут испытывать систематические (2 часа в день) допустимые перегрузки; а для схемы «6+2» были выбраны АТДЦН-500 000/500/220, которые не будут испытывать систематических перегрузок.

Таблица 2. 1

Технико-экономические параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Тип

Sном, МВ•А

Px, кВт

PкВН-(СН)НН, кВт

КТ, тыс. руб.

ТЦ-630 000/500

630

420

1210

418

ТЦ-630 000/220−74У1

630

380

1200

574

АТДЦТН-250 000/500/220

250

125

470

292

АТДЦН-500 000/500/220

500

220

1050

375,5

Расчёт систематических перегрузок для автотрансформаторов:

2.3. Расчёт потерь электроэнергии

Wпот= Рх•24•(Nз + Nл)+РкNз•(Si/Sном)2ti+ РкNл•(Si/Sном)2ti,

где Рх и Рк соответственно потери холостого хода и короткого замыкания; Nз и Nл — количество дней в зимнем и летнем периодах;

Si — текущая нагрузка трансформатора;

Sном — номинальная мощность трансформатора;

ti — продолжительность данной нагрузки трансформатора.

Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 500 кВ равны:

Wпот. 500 = 420•24•365 + 1210•210•[(411,8/630)2•6+(588,2/630)2•18] +

+1210•155•[(411,8/630)2•6+(588,2/630)2•18] = 9 917 070,31 кВт•ч.

Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 220 кВ равны:

Wпот. 220 = 380•24•365 + 1200•210•[(411,8/630)2•6+(588,2/630)2•18] +

+1200•155•[(411,8/630)2•6+(588,2/630)2•18] = 9 515 117,66 кВт•ч.

Потери в автотрансформаторе по схеме «7+1» равны:

Wпот. АТ = 125•24•365 +

470•210•[(139,02/500)2•6+(67,19/500)2•8+(50,46/500)2•6+

+(67,19/500)2•2+(302,48/500)2•2] +

470•155•[(152,02/500)2•6+(80,19/500)2•8+

+(37,45/500)2•6+(80,19/500)2•2+(315,49/500)2•2] = 2 011 986,93 кВт•ч.

Потери в автотрансформаторе по схеме «6+2» составляют 11 973 720,50 кВт•ч.

2.4 Технико-экономический расчёт структурной схемы «7+1»

Для сравнения вариантов определяются приведенные затраты по формуле:

З = ЕнК + И + У,

где Ен = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К — дополнительные капитальные вложения в варианты схемы;

И — годовые издержки;

У — математическое ожидание ущерба из-за ненадежности оборудования, введенного в структурную схему.

Приведённые затраты для структурной схемы «7+1» составляют:

З = 0,126 954,4 + 979 495,5 + 1703,29 = 982 033,28 тыс. руб.

Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.

К = nТ500•КТ500 + nТ220•КТ220 + nАТ•КАТ + nру500•Кру500 + nру220•Кру220,

где nТ — количество трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно;

nАТ — количество автотрансформаторов;

КТ — стоимость трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно, с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку;

КАТ — стоимость автотрансформаторов с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку.

Стоимость ячейки выключателя 500 кВ составляет 317,6 тыс. руб. ,

стоимость ячейки выключателя 220 кВ составляет 82,4 тыс. руб.

Капитальные вложения в схему «7+1» составляют:

К = 7418 + 1•574 + 2292 +8317,6 + 482,4 = 6954,4 тыс. руб.

Годовые издержки расчитываются по формуле:

И = Ипот + Иао,

где Иао = 0,084• К — суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание; Ипот — сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии.

Годовые издержки схемы «7+1» составляют:

И = 978 911,29 + 584,17 = 979 495,5 тыс. руб

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии можно вычислить по формуле:

Ипот = Зуд•(nТ500Wпот. 500 + nТ220Wпот. 220 + nАТWпот. АТ),

где Зуд = 1,18 коп/(кВт·ч) = 0,0118 руб/(кВт·ч) удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии для европейской части России.

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии для схемы «7+1» составляют:

Ипот = 0,0118 •(7•9 917 070,31 + 1•9 515 117,66 + 2•2 011 986,93) =

= 978 911,29 тыс. руб.

Суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание при напряжениях от 220 кВ составляет:

Иао = 0,084• К = 0,084•6954,4 = 584,17 тыс. руб.

Для определения возможного ущерба необходимо выполнить расчёт надежности элементов структурной схемы. Показатели надежности элементов схемы приведены в табл. 2.2.

Годовой ущерб можно вычислить по формуле:

Годовой ущерб для схемы «7+1» равен:

У=100•(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс. руб.

Недоотпущенную электроэнергию можно вычислить по формуле:

где S — вероятность дефицита мощности, — количество блоков; - количество летних дней; - количество зимних дней; , — мощность ступени графика нагрузки МВт; , — длительность этой ступени ч.

Для блоков, присоединенных к РУ ВН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Для блоков, присоединенных к РУ СН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Вероятность дефицита мощности можно вычислить по формуле:

Схема для расчёта вероятности дефицита мощности представлена на рис. 2.9.

Рис. 2.9. Расчёт вероятности отказа схемы электрических соединений

Вероятность дефицита мощности (см. рис. 2. 9):

Таблица 2. 2

Показатели надежности элементов схемы

Элемент

Параметры

, 1/год

Тв, ч

кап, 1/год

Ткап, ч

тек, 1/год

Ттек, ч

Генератор

5

200

1

1100

3

240

Трансформатор с

Uвн = 500кВ

0,05

220

0,17

350

1

50

Выключатели воздушные 35 кВ

0,04

12

0,2

100

2

6

Выключатели маслянные 35 кВ

0,01

12

0,17

40

2

6

Выключатели воздушные 500 кВ

0,08

90

0,2

900

1

90

Сборные Шины

500 кВ (на одно присоединение)

0,001

7,6

1

7,6

2.5 Технико-экономический расчёт структурной схемы «6+2»

Приведённые затраты для структурной схемы «6+2» составляют:

З = 0,127 652,9 + 1 180 320,4 + 1703,29 = 1 353 819,54 тыс. руб.

Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.

Капитальные вложения в схему «6+2» составляют:

К = 6418 + 2•574 + 3375,5 + 8317,6 + 482,4 = 7652,9 тыс. руб.

Годовые издержки схемы «6+2» составляют:

И = 1 350 555,06 + 642,84 = 1 351 197,9 тыс. руб.

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии в трансформаторах можно вычеслить по формуле:

Ипот = Зуд•(nТ500Wпот. 500 + nТ220Wпот. 220 + nАТWпот. АТ),

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии для схемы «6+2» составляют:

Ипот = 0,0118 •(6•9 917 070,31 + 2•9 515 117,66 + 3•11 973 720,50) =

= 1 350 555,06 тыс. руб.

Суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание при напряжениях от 220 кВ составляет:

Иао = 0,084• К = 0,084•7652,9 = 642,84 тыс. руб.

Годовой ущерб для схемы «6+2» равен:

У = 100•(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс. руб.

2.6 Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы КЭС

Технико-экономический расчёт, расчёт ущербов, приведённых затрат, а также выбор трансформаторов и автотрансформаторов для перечисленных выше схем приведены выше. Результаты расчётов сведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3. Технико-экономические показатели вариантов схем.

Схема

К, млн. руб.

Иа+Ио,

Ипот,

И,

У,

З,

«7+1»

7,121

0,598

990,9

1 180,3

1,7

1 182,8

«6+2», 2АТ

7,277

0,597

1 209,3

1209,8

1,7

1 212,4

«6+2», 3АТ

7,652

0,642

1 350,5

1 351,9

1,7

1 353,8

По результатам расчетов видно, что структурная схема «7+1» оптимальна.

Вывод: выбрана структурная схема, в которой семь блоков подсоединены к РУВН, один к РУСН и два РТСН к АТС.

3. ВЫБОР СХЕМЫ РУ 500 и 220 кВ

3.1 Общие сведения

Выбор схем РУ регламентируется требованиями действующих норм и правил, важнейшими из которых являются: сохранение устойчивости параллельной работы электростанции и ЭЭС во всех возможных эксплуатационных режимах; обеспечение целесообразного уровня надежности выдачи мощности и сохранения транзита мощности; удобство сооружения, эксплуатации, возможность расширения.

Выбор схемы производится на основании анализа результатов технико-экономических расчетов и сравнения характеристик конкурентоспособных вариантов, удовлетворяющих перечисленным выше требованиям, а также на основании опыта проектирования и эксплуатации. Ограничение на выдачу мощности в ЭЭС в ремонтном режиме должно иметь соответствующее экономическое обоснование. Расчетными аварийными режимами являются единичные отказы элементов схемы и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. В послеаварийных режимах ограничение на выдачу мощности в ЭЭС должно быть обосновано путем сравнения ущербов от ненадежности с затратами на повышение надежности. Передаваемая по отдельным направлениям мощность в расчетных режимах не должна превышать пропускную способность линий электропередачи. Особенности исходных условий РУ повышенных напряжений позволяют сформулировать следующие технические требования: ремонт выключателей должен производиться без отключения присоединений; отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов — не более чем тремя; отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить к одновременной потере обоих параллельных транзитных линий одного направления, одновременному отключению нескольких линий, при котором нарушается устойчивость работы энергосистемы.

3.2 Выбор схемы РУ ВН 500 кВ

РУ ВН 500 кВ имеет тренадцать присоединений: одну двухцепную, две одноцепных воздушых линии, семь блоков и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено два варианта схем распределительных устройств: схема «3/2» (см. рис. 3. 1) и схема «4/3» (см. рис. 3. 2). Анализ надёжности схем был выполнен с помощью программы GUIDIST. Результаты сведены в таблицу 3.1. Пример расчёта методом графов Мезона приведён в подразделе 3.4. При этом рассматриваются два режима работы схем: нормальный режим и режим при котором один из выключателей выведен в ремонт.

Таблица 3. 1

Дисконтированные затраты по вариантам схемы электрических соединений распределительного устройства 500 кВ

Затраты

Схема

«3/2»

«4/3»

Капиталовложения, тыс. руб

7632

6360

Ущерб, тыс. руб/год

158,8

165

Приведённые затраты, тыс. руб/год

1715,7

1462,5

Приведённые затраты, %

117,3

100

Рис. 3.1. Схема «3/2»

Рис. 3.2. Схема «4/3»

Из двух рассмотренных схем для РУ ВН 500кВ более оптимальной является схема «4/3».

3.3 Выбор схемы РУ СН 220 кВ

РУ CН 220 кВ имеет семь присоединений: две двухцепные линии, один блок и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено три варианта схем распределительных устройств (см. рис. 3.3 — 3. 5). Анализ надёжности схем был выполнен с помощью программы GUIDIST. Результаты сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3. 2

Дисконтированные затраты по вариантам схемы электрических соединений распределительного устройства 220 кВ

Затраты

Схема

«4/3»

«3/2»

«2СШ+1О»

Капиталовложения, тыс. руб

906,1

824

741,6

Ущерб, тыс. руб/год

10,0

10,0

7,7

Приведённые затраты, тыс. руб/год

194,9

178,1

159

Приведённые затраты, %

122,6

112,01

100

Рис. 3.3. Схема «4/3»

Рис. 3.4. Схема «3/2»

Рис. 3.5. Схема «2СШ+1О»

Из трёх рассмотренных схем для РУ СН 220кВ с точки зрения технико-экономического расчёта наиболее оптимальной является схема «2СШ+1О». Но, с учётом того что для РУ ВН выбрана схема «3/2», выбор кольцевой схемы для РУ СН сделает эксплуатацию более удобной для обслуживающего персонала (учёт человеческого фактора). Разница в затратах при этом составляет 12%.

3.4 Расчёт схемы «4/3» РУ ВН 500 кВ

Для сравнения вариантов определяются приведенные затраты по формуле:

З = ЕнК + У,

где Ен = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К — капитальные вложения;

И — годовые издержки;

У — математическое ожидание ущерба из-за ненадежности оборудования, введенного в структурную схему.

Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.

К = nв•Кв.

Стоимость выключателя Кв = 265 тыс. руб.

К = 24 265 = 6360 тыс. руб.

Примеры подобных расчётов приводились при выборе структурной схемы.

Схема и графы Мезона для расчёта вероятности дефицита мощности представлены на рис. 3.7 и 3.8.

Рис. 3.7. Схема «3/2» с нумерацией её элементов

Рис. 3.8. Графы Мезона для нормального режима (а) и для ремонтного режима (б)

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ И ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

4.1 Расчётные точки и значения токов КЗ

Расчёт токов КЗ необходим для выбора подходящих электрических аппаратов. Определяющей точкой КЗ является та, что имеет наибольшие значения ударного тока и периодической составляющей тока КЗ.

Рис. 4.1. Расчётная схема КЭС для расчёта токов КЗ

Расчеты токов КЗ выполнены в программе Gufaults, результаты расчётов сведены в таблицу 4.1. Точка К1 была рассчитана вручную, расчёт приведён ниже.

Таблица 4. 1

Результаты расчёта токов КЗ

Точка КЗ

Iп0, кА

iуд, кА

Bк, кА2·см

К1

РУ ВН 500 кВ

16,92

46,55

239,2

К2

РУ СН 220 кВ

18,22

49,66

293

К3

От Трансформатора

185,57

510,5

31 962,9

К4

От Трансформатора

158,49

436,29

23 407,7

К5

От Генератора

80,41

222,6

6333,0

К6

От ТСН

9,52

26,78

71,1

К7

От РТСН

11,78

31,39

115,2

4.2 Условия выбора электрооборудования

4.2.1 Общие сведения

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима (по номинальному току и по номинальному напряжению) и проверяются на работоспособность в условиях анормальных режимов (допустимый нагрев продолжительным расчетным током, термическая и электродинамическая стойкость при КЗ, коммутационная способность).

4.2.2 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ Р 52 565−2006 по следующим условиям:

номинальному напряжению (что соответствует выбору класса изоляции выключателя):

,

где номинальное напряжение выключателя, номинальное напряжение сети;

по номинальному току:

где номинальный ток выключателя, расчетный ток нормального режима;

выбор по току перегрузочной способности по току:

,

где нормированный коэффициент возможной перегрузки выключателя при продолжительном режиме работы, расчетный ток продолжительного утяжелённого режима.

Затем производится проверка выключателя по включающей способности:

,

где начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, наибольший пик номинального тока включения, ударный ток КЗ;

по отключающей способности:

,

где номинальный ток отключения выключателя, периодическая составляющая тока КЗ в момент окончания соприкосновения контактов выключателя, номинальное значение апериодической составляющей тока отключения, нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения, апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя.

по электродинамической стойкости:

,

,

где начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока, наибольший пик предельного сквозного тока;

по термической стойкости:

условие проверки выключателя на термическую стойкость зависит от соотношения между предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя, определяющим продолжительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид:

,

где интеграл Джоуля с пределами интегрирования, номинальный ток термической стойкости.

Если, то условие проверки на термическую стойкость:

.

4.2.3 Выбор разъединителей

Разъединители выбирались по следующим условиям:

номинальному напряжению (что соответствует выбору класса изоляции разъединителя):

,

где номинальное напряжение разъединителя, номинальное напряжение сети;

по номинальному току:

где номинальный ток разъединителя, расчетный ток нормального режима;

Затем производится проверка разъединителя на электродинамическую стойкость:

где наибольший пик предельного сквозного тока;

на термическую стойкость:

Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид:

,

где интеграл Джоуля, номинальный ток термической стойкости.

Если, то условие проверки на термическую стойкость:

.

4.2.4. Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирались по следующим условиям:

номинальному напряжению:

,

где номинальное напряжение ТТ, номинальное напряжение сети; номинальному току:

где номинальный ток ТТ, расчетный ток продолжительного режима;

Затем производится проверка трансформаторов тока. на электродинамическую стойкость:

где наибольший пик предельного сквозного тока;

на термическую стойкость:

Если (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид:

,

где интеграл Джоуля, номинальный ток термической стойкости.

Если, то условие проверки на термическую стойкость:

.

4.2.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирались по номинальному напряжению первичной цепи:

,

где — номинальное напряжение трансформатора, — номинальное напряжение сети.

4.3 Выбор электрооборудования для КЭС 8×500 МВт

Для РУ 500 кВ будут использоваться ячейки КРУЭ типа ELK-3 от производителя ABB. В состав ячейки входят: выключатель, разъеденители, трансформаторы тока и напряжения, заземляющие устройства.

Для РУ 220 кВ будут использоваться ячейки КРУЭ типа ELK-14 от производителя ABB. В состав ячейки входят: выключатель, разъеденители, трансформаторы тока и напряжения, заземляющие устройства.

Для генераторов будут использоваться элегазовые генераторные распределительные устройства (ЭГРУ) типа HECS1000XLp от производителя ABB. ЭГРУ комплектуется разъеденителями, заземлителями, трансформаторами тока и напряжения, а так же ОПН и др.

Прочее выбранное оборудование сведено в таблицу 4.2.

Таблица 4. 2

Прочее оборудование

Наименование

Тип

Выключатель (Р)ТСН

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой