Выбор основного оборудования энергообъекта

Введение

Тема дипломного проекта ТЭЦ - 320 МВт. Дипломный проект разработан на основании документов ПУЭ, НТП, ПТБ.

Электроэнергетика России – это единая энергетическая система, которая представляет собой постепенно развивающийся комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением.

В соответствии с выданным заданием было предложено спроектировать ТЭЦ мощностью 320 МВт, расположенную в городе Бирск.

 

 

 

 

1 ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

ПРОЕКТИРУЕМОГО ЭНЕРГООБЪЕКТА

 

 

                  Рисунок 1 – Структурная схема ТЭЦ

Устанавливаются два турбогенератора Т3В-110-2, которые присоединяются

через блочный трансформатор к распределительному устройству высшего напряжения. Устанавливаются два турбогенератора Т3В-63-2, которые присоединяются к ГРУ. Устанавливаются два параллельно работающих трансформатора связи, которые соединяют высшее, низшее и среднее напряжения.

 

 

РАСЧЕТ ЧИСЛА ЛИНИЙ

3.1 Расчет числа линий для связи с энергосистемами на высоком напряжении

Число линий для связи с энергосистемами определяются по формуле:

    (3.1)

где,  ,  ,  , соответственно заданные минимальные (максимальные) мощности на низком, среднем, высоком напряжении, МВт;

 - передаваемая мощность на одну цепь выбирается по Б.Н Неклепае- ву, стр.21

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд.

c.н = 6,27 ∙ 2 + 3,59 ∙ 2 = 19,72 МВт

Принимаем количество линий равное 4.

Число тупиковых линий определяется по формуле:

(3.2)

где,  заданы максимальные мощности на среднем, высоком напря-жениях, МВт

     Принимаем количество тупиковых линий равное 2.

Принимаем количество тупиковых линий на сн равное 4.

Максимальный ток определяется про заданной максимальной мощности на низком напряжении определяется по формуле:

, кА                               (3.3)

=4,62 кА

     Суммарное экономическое сечение определяется по формуле:

, мм²(3.4)

 мм²

           Число кабельных линий на низком напряжении определяется по формуле:

 (3.5)

       

Принимаем количество кабельных линий 20.

Максимальный ток одной линии на низком напряжении определяется по формуле:

                                           (3.6)

 = 231

     Проверка выбранного кабеля осуществляется по допустимому току:

(3.7)

где,  - допустимый длительный ток для кабельной линии выбирается по заводским данным кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена

401 А > 231 А

Выбираю кабель "АПвЭВ – 10/10 3Х 240/25 ТУ 31.3 – 00214 534 – 017 – 2003" 

 

 

4 ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1 Выбор схемы РУВН 110 кВ

     Рисунок 4.1 – Схема РУВН 110 кВ

 

Достоинства схемы с двумя рабочими и обходной системами шин: имеются условия для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы; возможность проведения ремонта любой системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

     Недостатки этой схемы, отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений; большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

4.2 Выбор схемы РУСН 35 кВ

Рисунок 4.2 – Схема РУСН 35 кВ

 

Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или в случае короткого замыкания на одной из секущей шин отключается часть потребителей.

4.3 Выбор схемы РУНН 10 кВ

 

             

Рисунок 4.3 – Схема РУНН 10 кВ

 

Достоинство этой схемы является простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Однако схема обладает и рядом недостатков:

- При отключении одной секции потребители, нормально питающиеся с обеих секции, остаются без резерва.

- Отключение обоих источников питания при аварии в секционном выключателей QKили при его отказе в момент КЗ на одной из секции.

 

Введение

Тема дипломного проекта ТЭЦ - 320 МВт. Дипломный проект разработан на основании документов ПУЭ, НТП, ПТБ.

Электроэнергетика России – это единая энергетическая система, которая представляет собой постепенно развивающийся комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением.

В соответствии с выданным заданием было предложено спроектировать ТЭЦ мощностью 320 МВт, расположенную в городе Бирск.

 

 

 

 

1 ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

ПРОЕКТИРУЕМОГО ЭНЕРГООБЪЕКТА

 

 

                  Рисунок 1 – Структурная схема ТЭЦ

Устанавливаются два турбогенератора Т3В-110-2, которые присоединяются

через блочный трансформатор к распределительному устройству высшего напряжения. Устанавливаются два турбогенератора Т3В-63-2, которые присоединяются к ГРУ. Устанавливаются два параллельно работающих трансформатора связи, которые соединяют высшее, низшее и среднее напряжения.

 

 

ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГООБЪЕКТА

2.1 Выбор турбогенераторов

Достоинства и недостатки Т3В

Таблица2.1 – Технические данные турбогенераторов

Тип турбогенератора	Рн, МВт	S , МВА	сos	U , кВ
Т3В-63-2	63	78,8	0,8	6,3/10,5	0,17
Т3В-110-2	110	137,5	0,8	10,5	0,17

         

Выбираем генераторы серии Т3В, с полным водяным охлаждение. Разработан в НИИ «Электроника». Число «3» в серии турбогенераторов означает число цепей охлаждения (ротор, обмотка статора, сердечник).

В турбогенераторах Т3В применяются только не горючие материалы, а водородное и масленое уплотнения вала отсутствуют.

Водяное охлаждение вместо водородного понижает температуру обмоток и конструктивных элементов, а также сечение каналов для охлаждения агентов в проводниках обмотки возбуждения ротора, понижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента.

Полное водяное охлаждение повышает надежность турбогенераторов вследствие отсутствие масленых уплотнений вала, вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей. Основной особенностью Т3В является

«самонапор» система охлаждения ротора, в которой отсутствуют гидравлические связи обмоток ротора с валом, включающие множества стальных изоляционных трубок,уплотнений и высоконагрузочных паяных соединений, определяющие недостаточную надежность конструкций роторов с подачей воды через вал.

Концы катушек обмотки ротора выведены за торец лобовой части. Для преодоления гидравлического сопротивления каналов обмотки используется центробежная сила воды, заливаемой свободной струей во вращающиеся напорный коллектор срабатываемой на большом диаметре в сливную камеру торцевого щита статора. Попадание воды в подбашенное пространство ротора и статора исключается, т. к. концы катушек, их соединение с напорным и сливным коллекторами и сами коллекторы вынесены из ротора за бандажные кольца, и всевозможные утечки воды в этих местах отбрасываются центробежной силой в общий водосборник.

Другой особенностью конструкции Т3В является применение плоских силуминованных охладителей в виде сегментов с залитыми в них змеевиками из нержавеющей стальной трубки для охлаждения силовой стали сердечника статора. Это конструкция исключает, возможность местного передавливания изоляционного покрытия листов активной стали.

Т3В отличается доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке, просторных концевых частей корпуса статора, отсутствие жестких требований по герметичности корпуса.

Достоинства и недостатки турбогенераторов Т3В

Достоинства:

-взрыво и пожаро безопасность;

-повышенная надежность;

-высокая маневренность

-нагрузочная способность

-отсутствие масленых уплотнений вала и вентиляторов

Недостатки:

-большая дороговизна

2.2 Выбор трансформатора связи.

U_ВНТ³U_ВН.УСТ(2.1)

U_ННТ³U _НН.УСТ                                                                                   (2.2)

S_НОМ.Т³S_РАСЧ                                                                                  (2.3)

где, Uвнт – высшее напряжение трансформатора;

Uннт – низшее напряжение трансформатора;

Sномт – полная мощность трансформатора;

Uвн уст – высшее напряжение установки;

Uнн уст – низшее напряжение установки;

Sрасч – расчетная мощность передаваемая через трансформатор.

Расчетная мощность передаваемая через трансформатор связи рассчитыва-ется по формулам:

Sрасч1= (2.4)  

Sрасч2= (2.5)

Sрасч3= (2.6)

где,n – число работающих генераторов;

Pmax – максимальная реактивная мощность заданная на ГРУ, МВт;

Qmax – максимальная реактивная мощность заданная на ГРУ, МВ∙А;

Pmin, Qmin – соответственно заданные минимальные мощности;

Рном.Г – номинальная активная мощность генератора, МВт;

Рс.н – активная мощность собственных нужд, МВт;

Qном.Г – номинальная реактивная мощность генератора, МВ∙А.

 

Номинальная реактивная мощность генератора определяется по формуле:

Qном.Г = Рном.Г                               (2.7)

где,  – коэффициент мощности генератора

Мощности на собственные нужды определяются по формулам:

Рс.н = Рном.Г (2.8)

Qс.н = Qном.Г (2.9)

где, n% - процент на расходы электроэнергии на собственные нужды выбирается по Д.Л Файбисовичу стр.66

      Реактивная максимальная мощность нагрузки определяется по формуле:

Qmax = Pmax (2.10)

где,  – коэффициент мощности заданной нагрузки.

Расчетная мощность трансформатора связи при установки двух

трансформаторов определяется по формуле:

Sрасч = (2.11)

где, Кп – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора берется равным 1,4 т.к график нагрузки и условие работы трансформаторов неизвестны.

 

Реактивная минимальная мощность нагрузки определяются по формуле:

Qmin = Pmin (2.12)

     Активная мощность на собственные нужды определяется по формуле: (2.8)

Pс.н = 63  = 3,59 МВт

     Номинальная реактивная мощность генератора определяется по формуле:....................................................................................................................................(2.7)

Qном.Г = 63  = 47,25 МВ∙А

     Реактивная мощность на собственные нужды определяется по формуле:....................................................................................................................................(2.9)

Qс.н = 47,25  = 2,69 МВ∙А

     Реактивная максимальная мощность нагрузки определяется по формуле:..................................................................................................................................(2.10)

Qmax = 72  = 34,87 МВ∙А

     Реактивная минимальная мощность нагрузки определяется по формуле:..................................................................................................................................(2.12)

    Qmin = 57,6  = 27,89 МВ∙А

     Расчетная мощность передаваемая через трансформатор связи рассчитывается по формулам: (2.4);(2.5);(2.6)

Sрасч1 =  = 71,66 МВ∙А

Sрасч2 =  = 86,58 МВ∙А

Sрасч3 =  = 15,88 МВ∙А

     Расчетная мощность трансформатора связи при установки двух трансформаторов определяется по формуле: (2.11)

Sрасч2 =  = 61,84 МВ∙А

     Выбор трансформатора связи на ТЭЦ проводится по условиям:..................................................................................................................(2.1);(2.2);(2.3)

Выбирается трансформатор типа ТДТН – 63000/110 по Б.Н Неклепаев стр.152

Проверка трансформатора связи на ТЭЦ проводится по условиям:..................................................................................................................(2.1);(2.2);(2.3)

115кВ > 110кВ

11кВ > 10кВ

63 МВ∙А > 61,84 МВ∙А

 

2.3 Выбор блочных трансформаторов.

Uвнт ≥ Uвн уст (2.13)

Uннт ≥ Uнн уст (2.14)

Sномт ≥ Sбл.т                           (2.15)

     Активная мощность на собственные нужды определяется по формуле: (2.8)

Рс.н = 110  = 6,27 МВт

     Номинальная реактивная мощность генератора определяется по формуле:....................................................................................................................................(3.7)

Qном.Г = 110  = 82,5 МВ∙А

     Реактивная мощность на собственные нужды определяются по формуле:....................................................................................................................................(3,9)

Qс.н = 82,5  = 4,7 МВ∙А

     Определяем мощность проходящую через блочный трансформатор по

формуле:

Sбл.т = (3.16)

Sбл.т =  = 129,66 МВ∙А

     Промышленность не выпускает трансформаторы работающих в блоке с генератором мощностью 110кВ, поэтому генераторы предполагается загрузить на 90%

Sбл.т = 129,66 ∙ 0,9 = 116,69 МВ∙А

Выбирается трансформатор типа: ТДЦ – 125000/110 по Б.Н Неклепаев стр.146

     Проверяется трансформатор по условиям: (3.13 – 3.15)

121кВ > 110кВ

10,5кВ = 10,5кВ

125 МВ∙А > 116,69 МВ∙А

Таблица 2.2 Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Ном.мощ, МВ∙А	Напр.обмотки,кВ			Рх, МВт	Рк, МВт	Uк %
		вн	сн	нн			вн-сн	сн-нн	нн-вн
ТДТН-63000/110	63	115	38,5	11	53	290	17	6	10,5
ТДЦ-125000/110	125	121		10,5	120	400			10,5

 

2.4 Перетоки мощности

Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощности

РАСЧЕТ ЧИСЛА ЛИНИЙ

3.1 Расчет числа линий для связи с энергосистемами на высоком напряжении

Число линий для связи с энергосистемами определяются по формуле:

    (3.1)

где,  ,  ,  , соответственно заданные минимальные (максимальные) мощности на низком, среднем, высоком напряжении, МВт;

 - передаваемая мощность на одну цепь выбирается по Б.Н Неклепае- ву, стр.21

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд.

c.н = 6,27 ∙ 2 + 3,59 ∙ 2 = 19,72 МВт

Принимаем количество линий равное 4.

Число тупиковых линий определяется по формуле:

(3.2)

где,  заданы максимальные мощности на среднем, высоком напря-жениях, МВт

     Принимаем количество тупиковых линий равное 2.

Принимаем количество тупиковых линий на сн равное 4.

Максимальный ток определяется про заданной максимальной мощности на низком напряжении определяется по формуле:

, кА                               (3.3)

=4,62 кА

     Суммарное экономическое сечение определяется по формуле:

, мм²(3.4)

 мм²

           Число кабельных линий на низком напряжении определяется по формуле:

 (3.5)

       

Принимаем количество кабельных линий 20.

Максимальный ток одной линии на низком напряжении определяется по формуле:

                                           (3.6)

 = 231

     Проверка выбранного кабеля осуществляется по допустимому току:

(3.7)

где,  - допустимый длительный ток для кабельной линии выбирается по заводским данным кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена

401 А > 231 А

Выбираю кабель "АПвЭВ – 10/10 3Х 240/25 ТУ 31.3 – 00214 534 – 017 – 2003" 

 

 

4 ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1 Выбор схемы РУВН 110 кВ

     Рисунок 4.1 – Схема РУВН 110 кВ

 

Достоинства схемы с двумя рабочими и обходной системами шин: имеются условия для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы; возможность проведения ремонта любой системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

     Недостатки этой схемы, отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений; большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

4.2 Выбор схемы РУСН 35 кВ

Рисунок 4.2 – Схема РУСН 35 кВ

 

Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или в случае короткого замыкания на одной из секущей шин отключается часть потребителей.

4.3 Выбор схемы РУНН 10 кВ

 

             

Рисунок 4.3 – Схема РУНН 10 кВ

 

Достоинство этой схемы является простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Однако схема обладает и рядом недостатков:

- При отключении одной секции потребители, нормально питающиеся с обеих секции, остаются без резерва.

- Отключение обоих источников питания при аварии в секционном выключателей QKили при его отказе в момент КЗ на одной из секции.