Возможность постройки тепловой электростанции для ОАО 'Челябинский тракторный завод'

Возможность постройки тепловой электростанции для ОАО 'Челябинский тракторный завод'

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ

1.1 Выбор тепловой схемы

1.2 Выбор турбины

1.3 Определение тепловых нагрузок

1.3.1 Сезонная нагрузка

1.3.2 Круглогодичная нагрузка

1.3.3 Распределение тепловой нагрузки

1.3.4 Выбор оборудования

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Разработка структурной схемы станции

2.2 Выбор генераторов

2.3 Расчет токов К.З.

2.4 Проверка установленного оборудования

2.5 Выбор нового оборудования

2.5.1 Выбор генераторного выключателя

2.5.2 Выбор кабеля в цепи генератора

2.5.3 Трансформаторы тока в токопроводе генератора

2.5.4 Выбор трансформатора напряжения

2.6 Система собственных нужд

2.6.1 Выбор источника собственных нужд

2.6.2 Выбор кабеля в цепи КТП

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

3.1 Защиты, используемые на СШ-10 кВ

3.1.1 Дуговая защита

3.1.2 Неполная дифференциальная защита шин

3.1.3 Защита от замыканий на землю

3.1.4 Логическая защита шин

3.2 Защита генераторов

3.3 Релейная защита КТП 10/0,4 кВ

3.4 Релейная защита кабельных линий 10 кВ

3.5 Релейная защита СВ

4. СОСТАВЛЕНИЕ БЛАНКОВ ДЛЯ ВИРТУАЛЬНОГО ТРЕНАЖЕРА ПО ОПЕРАТИВНЫМ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ

4.1 Мостик

4.1.1 Основные группы операций при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика при наличии ремонтной перемычки на разъединителях

4.1.2 Последовательность операций и действий персонала при выводе в ремонт трансформатора (например, Т1)

4.1.3 Отключение линии W1(схема мостика рассматривается как схема станции)

4.2 Две рабочие системы шин с обходной

4.2.1 Замена выключателя присоединения обходным

4.2.2 Перевод присоединений с одной системы шин на другую

4.2.3 Вывод в ремонт трансформатора Т1

4.3 Четырехугольник

4.3.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника59

4.3.2 Вывод в ремонт линии W1

4.3.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме четырехугольника (например, Q1)

4.4 Одна секционированная рабочая шина с обходной

4.4.1 Замена выключателя присоединения через обходным

4.4.2 Отключение линии W1

4.4.3 Отключение трансформатора T1

4.5 Две рабочие системы шин и два выключателя на цепь

4.5.1 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме с двумя рабочими системами шин и двумя выключателями на цепь (например Q2)

4.5.2 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника66

4.5.3 Отключение линии W1

4.6 Сдвоенный четырехугольник

4.6.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника68

4.6.2 Вывод в ремонт линии W1

4.6.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме сдвоенного четырехугольника (например Q1)

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Общие положения

5.2 Электробезопасность

5.3 Производственная санитария

5.4 Освещение

5.5 Пожаробезопасность и взрывоопасность

5.6 Охрана окружающей среды

5.7 Требования безопасности к эксплуатации электрической части станции

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Описание энергетического баланса предприятия, определение величины энергетической товарной продукции

6.2 Численность, режим работы и состав персонала

6.3 Объем капитальных вложений в электростанцию

6.5 Годовой расход и затраты на топливо

6.6 Расчет амортизационных отчислений по станции

6.7 Расчет годовых затрат на заработную плату

6.8 Расчет годовых затрат на текущий ремонт

6.9 Расчет общестанционных расходов

6.10 Расчет коэффициента готовности станции к выдаче плановой мощности

6.11 Основные технико-экономические показатели

6.12 Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

На Челябинском тракторном заводе в кузнечном цехе до настоящего времени в процессе производства использовался пар, получаемый от четырех котлов ГМ-50-14/250. Теперь пар будет заменен сжатым воздухом, получаемым от другой установки. В связи с этим котлы ГМ -50-14/250 использоваться не будут. Демонтировать эти котлы невыгодно. Во-первых, для этого потребуются определенные затраты. Во-вторых, котлы работоспособны, и их можно использовать в производстве. К котлам можно подключить турбины с генераторами, что позволит вырабатывать электрическую и тепловую энергию.

В данном проекте рассматривается возможность постройки ТЭЦ для производственных нужд ОАО «ЧТЗ» (мощностью до 30 МВт) с использованием имеющихся на заводе котлов. К котлам можно подключить турбины с генераторами, что позволит вырабатывать электрическую и тепловую энергию.

В результате затраты завода на покупку электрической энергии будут меньше, при этом наличие собственной ТЭЦ дает возможность покупать электроэнергию на федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЕМ).

1 ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ

.1 Выбор тепловой схемы

Рисунок 1.1 Тепловая схема ТЭЦ

.2 Выбор турбины

Основным критерием выбора турбины являются параметры пара, производимого котлами находящимися на заводе ЧТЗ.

Необходимо принять к установке турбины с абсолютным давлением и температурой пара равным абсолютному давлению и температуре пара котлов ГМ - 50 - 14/250. Турбины, используемые для вращения генераторов малой мощности, требуют абсолютное давление пара 3,2-3,5 МПа, следовательно, они не подходят. Требуемым характеристикам соответствуют приводные турбины.

Поскольку абсолютное давление пара за турбиной должно быть порядка 0,2 МПа, то необходима турбина приводная противодавленческая.

Принята к установке турбина приводная противодавленческая Р - 11 - 1,5/0,3 П.

котла ГМ - 50 - 14/250 производят 200 т/ч, 3 турбины Р - 11 - 1,5/0,3 П, на каждую расход пара 108 т/ч.

Турбины рассчитаны на максимальные параметры свежего пара Р = 1,47 МПа, t = С с давлением за турбиной Р_к = 0,243 МПа.

Для работы в системе «котлы - турбина» принимаем Р₀ =1,4∙0,9 = 1,26 МПа, t₀ = 245С, Р_к = 0,2 МПа.

Рисунок 1.2 hS-диаграмма

кДж/К      (1.1)

Д ₀ = 108 т/ч = 30 кг/с

кВт      (1.2)

2 бар → t_нас = 120^оС∙h^’ = 504,7 кДж/К                                            (1.3)

Так как турбины работают на пониженных параметрах ( зависит от работы котлов ) и с электрогенераторами, а не с питательными насосами, то и частота вращения снижена до 50 об/сек.

Параметры турбины сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Турбина приводная противодавленческая

Теплота на подогрев сетевой воды от отработавшего в турбине пара:

 кВт    (1.4)

идет на нагрев сетевой воды.

)        t_{пр с в} = 115С.

)        t_{пр с в} = 130С, t_обр = 60С.

    (1.5)

)        t_пр = 95С, t_об = 70С.

                                    (1.6)

Турбина будет установлена в здании старой котельной.

1.3 Определение тепловых нагрузок

Для определения сезонной и круглогодичной тепловых нагрузок необходима следующая информация:

1.       Расчетная температура воздуха проектирования отопления t_но, С -29

.        Расчетная температура воздуха проектирования вентиляции t_нв, С -15

.        Средняя температура наиболее холодного месяца t_нхм, С-9,3

.        Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений t _в, С+18

.        Расчетная температура горячей воды у абонента t _г, С+65

.        Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний

период t _х, С+15

7.       Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний

период t _х, С +5

8.       Количество квадратных метров площади F, м ² 18000

9.       Количество работников z, чел.600

.        Укрупненный показатель максимального теплового потока на

отопление зданий на 1 м ² общей площади q ₀, Вт/м ² 81

.        Укрупненный показатель максимального теплового потока на

вентиляцию зданий на 1 м ² общей площади q_в, Вт/м ² 67

12.     Норма среднего недельного расхода горячей воды при t_г = 60С

для производственных помещений, а, л/сут115

13.     Норма среднего недельного расхода горячей воды при t_г = 60С

для общественных и административных зданий, b, л/сут 20

.3.1 Сезонная нагрузка

Учитывая то обстоятельство, что производственно-отопительная котельная рассчитывается для трех режимов работы, необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температур наружного воздуха:

-       температура начала отопительного периода t_н = С;

-       средняя температура наиболее холодного месяца t_нхм = - 9,3С;

-       расчетная температура воздуха проектирования отопления t_но = -29С.

Расчетная нагрузка отопления ( при t_но ):

 кВт                      (1.8)

Расчетная нагрузка вентиляции ( при t_нв )

 кВт                     (1.9)

здесь k₁ = 0,25 - коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания;₂ = 0,6 - коэффициент, учитывающий тип застройки зданий.

Нагрузка отопления и вентиляции при t_н = С:

 кВт                    (1.10)

 кВт                                   (1.11)

Нагрузка отопления и вентиляции при t_нхм = - 9,3С:

 кВт

 кВт

1.3.2 Круглогодичная нагрузка

Нагрузка ГВС рассчитывается для двух режимов температур наружного воздуха: зимнего и летнего.

·        Зимний режим

Абонент должен получать горячую воду с расчетной температурой t_г = 65С, поэтому необходимо пересчитать норму средненедельного расхода горячей воды:

 л/сут.

Средненедельный расход тепла на ГВС:

;                                                      (1.12)

кВт.

Среднесуточный расход тепла на ГВС:

 кВт.                                    (1.13)

Балансовый расход тепла на ГВС:

 кВт.                                      (1.14)

Расчетный ( максимально-часовой ) расход тепла на ГВС:

 кВт.                          (1.15)

·       
Летний режим

Для летнего режима температур наружного воздуха характерно снижение нагрузок ГВС вследствие повышенных наружных температур и температуры холодной водопроводной воды.

Средненедельный расход тепла на ГВС:

 кВт.    (1.16)

Среднесуточный расход тепла на ГВС:

 кВт.

Балансовый расход тепла на ГВС:

 кВт.

Максимальная тепловая нагрузка:

кВт = 1,2.             (1.17)

Минимальная тепловая нагрузка:

·        Летом на ГВС 20,8 кВт

·        Осенью: кВт.

.3.3 Распределение тепловой нагрузки

Существующие потребители с получением тепла с ЧТЭЦ-2 по 1 и 3 вводу:

СМП - 10.

ЦБС - 12.

МЗ - 20 (см. рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 Схема теплоснабжения завода

1.3.4 Выбор оборудования

Принимаем к установке 3 питательных насоса 8КсД-5х³. Характеристика насоса указана в таблице 1.2.

Таблица 1.2- Характеристика питательного насоса

Примем к установке 3 сетевых подогревателя БО-350-2. Данные на подогреватели сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика сетевого подогревателя

Примем к установке 2 Сетевых насоса СЭ-1250-140. Характеристика насосов представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика сетевого насоса

Так как с установкой трех турбин появляется 58,719 МВт тепла в виде сетевой воды, т.е. есть реальная возможность производить свое тепло за счет отработавшего в турбинах пара и отказаться от покупки тепла у ЧТЭЦ-2. Кроме того выработка электроэнергии в кол-ве 24,444 МВт решит проблему рентабельности теплосилового цеха ОАО «ЧТЗ».

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

При разработке электрической схемы станции будет использоваться электрическая схема снабжения завода «ЧТЗ» (рисунок 2.1). Электроэнергию завод получает по двум воздушным линиям 110 кВ от ЧТЭЦ-2. На заводе находятся две понижающие подстанции ГПП-1 и ГПП-2. ВЛ 110 кВ от ЧТЭЦ-2 подключены к ГПП-1, связанной с ГПП-2 также воздушными линиями. ГПП-1 и ГПП-2 состоят из двух распределительных устройств, соединенных трансформаторами связи, открытого и закрытого типа 110 и 10 кВ соответственно. Схема завода включает в себя распределительные пункты 10, 6, 3 кВ и трансформаторные подстанции. Для подключения генераторов были выбраны два распределительных пункта РП-53 и РП-80 10 кВ. Распределительные пункты выбирались по следующим критериям:

1)       Класс напряжения 10 кВ;

2)      Максимальная мощность;

)        Расположение вблизи котельной;

)        Наличие свободных ячеек.

Только РП-53 и РП-80 соответствуют этим критериям.

РП-53 и РП-80 подключены кабельными линиями к ЗРУ 10 кВ ГПП-2. На каждый распределительный пункт приходиться по две линии. По линии на секцию.

Длинна кабеля необходимая для подключения генератора к РП-53 составляет 120 м, к РП-80 - 400 м.

Рисунок 2.1 Схема электроснабжения завода «ЧТЗ»

2.1 Разработка структурной схемы станции

Для рассмотрения принято два варианта структурной схемы изображенных на рисунках 2.2, 2.3. Рассмотрим схему изображенную на рисунке 2.2. Эта схема предусматривает постройку ГРУ. ГРУ облегчает подключение генераторов и потребителей к схеме завода. Но постройка ГРУ затруднена отсутствием места для его постройки вблизи здания котельной, где будут располагаться генераторы.

Следовательно, этот вариант не подходит.

Рассмотрим вариант подключения генераторов непосредственно к РП-53 и РП-80 (рисунок 2.3). В этом случае снижаются затраты на строительство и оборудование, а также количество проводимых работ. Окончательно принимаем структурную схему изображенную на рисунке 2.3.

Рисунок 2.2 Схема станции с подключением генераторов к шинам ГРУ

Рисунок 2.3 Схема станции с подключением генераторов непосредственно к существующим распределительным пунктам

.2 Выбор генераторов

С учетом того что выбранная турбина работает с пониженными параметрами (электрическая энергия выдаваемая одним генератором не превысит 8,148 МВТ), принимаем к установке три генератора ТФ-10-2. Параметры генератора сведены в таблицу 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1- Номинальные параметры генератора.

Таблица 2.2- Реальные параметры генератора.

Генераторы в месте с турбинами устанавливаются в здании котельной (ТСК).

2.3 Расчет токов К.З.

Проведем проверку установленного в распределительных пунктах РП-53 и РП-80 оборудования по токам К.З.

Используя ток короткого замыкания указанный в задании, находим мощность К.З. системы. Расчет токов К.З. проведен в программе «Energo», схема расчета представлена на рисунке 2.4. С целью уменьшения токов К.З. на шинах РП-53 и РП-80 секции этих РП и секции ЗРУ 10 кВ работают раздельно.

Рисунок 2.4 Расчетная схема токов К.З.

Полученный ток во всех точках К.З. одинаков.

Токи К.З.:

-        Ток К.З. от системы - 9,511 кА;

-       Ток К.З. от генератора - 5,686 кА;

-       Ток в точке К.З. - 15,2 кА.

Произведем проверку установленных в РП выключателей.

.4 Проверка установленного оборудования

В РП-53 установлены выключатели ВМГ-133, а в РП-80 ВМП-10.

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.

В сетях 6…20 кВ применяются малообъемные масляные выключатели, выключатели с магнитным гашением дуги, вакуумные и элегазовые. В качестве генераторных выключателей мощных блоков и синхронных компенсаторов применяются так же воздушные выключатели.

Выключатели выбирают:

a)       по номинальному напряжению

_уст £ U_ном,                                                                                         (2.1)

_уст = 10,5 кВ

b)       по номинальному току

_max £ I_ном,                                                                                          (2.2)

_max = 600 кА (РП-53), I_max = 800 кА (РП-80) (из задания)

c)       по отключающей способности.

По ГОСТ 687-78Е отключающая способность выключателя характеризуется следующими параметрами: номинальным током отключения I_{отк.ном} в виде действующего значения периодической составляющей отключаемого тока;

допустимым относительным содержанием апериодической составляющей в токе отключения b_н, %;

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} и b_н отнесены к моменту прекращения соприкосновения дугогасительных контактов выключателя t. Время t от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяют по выражению:

t = t_з.min + t_с.в,                                                                                  (2.3)

где t_з.min = 0,01 c - минимальное время действия релейной защиты; t_с.в - собственное время отключения выключателя (по каталогу).

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} задан в каталоге на выключатели.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей (нормированная асимметрия номинального тока отключения) в отключаемом токе

                                                                    (2.4)

где i_а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе в момент размыкания дугогасительных контактов, для времени τ. b_н задано ГОСТом в виде кривой b_н = f(t), приведенной на рисунок 2.5, или определяется по каталогу.

Рисунок 2.5 Нормированное содержание апериодической составляющей.

Если τ > 0,09с, то принимают b_н = 0.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

_п.t £ I_{отк.ном},                                                                                       (2.5)

где I_п.t - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени t, определяется расчетом.

                                                       (2.6)

Если условие I_п.t £ I_{отк.ном} - соблюдается, а i_а.t > i_а.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания:

;                                            (2.7)

;

= 8,6 кА.

Отключающая способность выключателя определяется током отключения , который записывается в число его паспортных показателей. Т^/_д = 0,07с - постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.

_у ≤ i_дин; I_n(0) ≤ I_дин                                                                                                                                   (2.8)

где i_дин - наибольший ток электродинамической устойчивости_дин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

                                                                                    (2.9)

= 33,2 кА².

где В_к - тепловой импульс по расчету; I_тер - предельный ток термической стойкости по каталогу; t_тер - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу; Т_ад = 0,04 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

Ударный ток короткого замыкания во всех случаях определяется по формуле:

;                                                                                     (2.10)

= 26,3 кА.

Сравнение расчетных и каталожных данных выключателей отходящих линий сведены в таблицу 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3 - Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель ВМГ-133, установленный в РП-53

Таблица 2.4 - Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель ВМП-10, установленный в РП-80

Из таблиц 2.3 и 2.4 видно, что выключатели по своим характеристикам подходят к новым условиям работы.

Поскольку выключатели установлены в КРУ, то проверка остального оборудования не требуется.

Секционные выключателя не проверяются, поскольку не изменилась нагрузка на секциях, но так как они рассчитаны на ток 20 кА, то их работа допускается только в том случае, когда работают два присоединения с ГПП-2, два генератора или одно присоединение с ГПП-2 и один генератор.

2.5 Выбор нового оборудования

.5.1 Выбор генераторного выключателя

В качестве генераторного выключателя примем к установке выключатель элегазовый VF12,08,20.

Разъединители не устанавливаются, т.к. ячейки КРУ КУ-10 идут в комплекте с втычными разъединителями и выполнены с возможностью выкатывания тележки выключателя. Т.е. необходимости в установке разъединителей нет.

Сравнение расчетных и каталожных данных сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель элегазовый VF12,08,20

.5.2 Выбор кабеля в цепи генератора

Проверку производим:

по напряжению U_уст£U_н.каб.;

по экономической плотности тока S_эк=I_раб/j_эк ( j_эк=2,5 при Т_м£5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией);

по длительно допустимому току I_{раб. макс.}= 470 А £I`_дл.доп,

где I`_дл.доп - длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k₂ /ПУЭ/,

I`_дл.доп= k₁× k_2× I_дл.доп.                                                                                                                          (2.11)

Выбираем два кабеля с медными жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке, U_н.каб =10 кВ, трехжильный.

Определяем экономическое сечение

_эк=470/2,5= 188 мм².

Принимаем два трехжильных кабеля 3´95 мм².

По ПУЭ находим I_дл.доп=530 А для двух кабелей данного типа, k₂=1, k₁=0,9 при расстоянии между кабелями 300 мм, тогда по формуле (2.11):

`_дл.доп= 0,9× 1×530 = 477 А >470 А.

Определим минимальное сечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ ( С=141, В_К=33,2 кА²×с из расчета выключателя )

S_мин=мм².

Принятое выше сечение больше минимального, следовательно, кабель проходит по термической устойчивости.

2.5.3 Трансформаторы тока в токопроводе генератора

Намечен к установке трансформатор ТПЛК-10 УЗ. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6-Сравнение расчетных и каталожных данных на трансформатор ТПЛК-10 УЗ

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТПЛК-10 УЗ.

Рисунок 2.6 -