Строение и принцип действия электростанции

Строение и принцип действия электростанции

Введение

электростанция проект конденсационный

Принцип действия конденсационной электростанции основан на преобразовании тепловой энергии пара в механическую турбины, которая связана с генератором механической связью. При сжигании топлива (природный газ), который поступает в горелку котла, высвобождается большое количество теплоты. Эта теплота нагревает воду, которая течет по трубкам проложенные поперек котла. Пар, который при этом образуется, под давление идет на лопасти турбины. Под действием пара турбина начинает вращаться при этом начинает вращаться вал генератора.

При вращении вала генератора происходит выработка электроэнергии. Примером такой электростанции является Ириклинская ГРЭС. Место для станции было найдено недалеко от стройплощадки на берегах водохранилища. Строительство было начато 8 июня 1962 году. А 7 ноября 1970 года первый энергоблок мощностью 300 МВт был введен в эксплотацию. Этот день считается днем рождения Ириклинской ГРЭС. Первая очередь (с 1 по 6 энергоблок) продолжался до конца 1975 года. В 1985 году Государственной комиссией был подписан Акт приёмки в эксплуатацию второй очереди Ириклинской ГРЭС и посёлка Энергетик. Установочная мощность была достигнута.

В данном курсовом проекте рассматривается электрическая часть Ириклинской ГРЭС мощностью 2400 МВт, с установкой генератора 500 и 200 МВт, напряжением 500/330 кВ. В этом проекте я произвел составление двух схем станции с последующим расчетом и выбором основного оборудования.

На основании технико - экономического сравнения из двух структурных схем выбрал наиболее экономически выгодный вариант, не требующий больших капитальный затрат и не дающий большое количество потерь электроэнергии за год. Произвел расчет выбранной схемы на токи трехфазного короткого замыкания, на основании которых выбрал электрооборудование открытого распределительного устройства.

Выбор основного оборудования. Выбор двух вариантов структурных схем электростанции

Рисунок 2.1 - Первый вариант структурной схемы проектируемой электростанции

Рисунок 2.2 - Второй вариант структурной схемы проектируемой электростанции

Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности. Заносим номинальные данные в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Номинальные данные турбогенератора

Полная мощность генератора ТГВ-500:

, (2.1)

где Qг - реактивная мощность генератора кВАp;

Рг - активная мощность генератора кВт.

Определяем реактивную мощность генератора ТВВ-500:

, (2.2)

где  - тангенс угла образуемый от коэффициента мощности.

Полная мощность генератора ТВВ-500-2 по формуле (2.1):

Определяем реактивную мощность генератора ТВВ-500 по формуле (2.2):

Выбор силовых трансформаторов. Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираем по мощности турбогенератора в блоке, с которым работает трансформатор и по напряжению сборных шин, к которым подключён генератор. Определяем расход электроэнергии на собственные нужды одного генератора:

, (2.3)

где  - активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от полной мощности установки. Для КЭС равен 5;

 - коэффициент спроса. Для КЭС равен 0,9;

Pг - активная мощность установки, МВт;

Определяем расходную реактивную мощность на собственные нужды одного генератора:

, (2.4)

где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

 - тангенс угла

Определяем полную мощность собственных нужд:

, (2.5)

Определяем мощность блочного трансформатора:

, (2.6)

где  - полная мощность генератора, МВт;

 - полная мощность собственных нужд, МВт.

Заносим номинальные данные трансформатора в таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Найдем мощность блочного трансформатора, к которому присоединены два генератора(укрупненный блок ):

 (2.7)

Заносим номинальные данные в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Технические данные укрупненного блока

Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Рекомендуется устанавливать два автотрансформатора связи

Расчет ведем по среднему напряжению

Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

, (2.8)

где  - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, МВт, МВАp;

 - мощность расходуемая на собственные нужды генераторов, МВт, МВАp;

 - мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт, МВАp.

Определяем нагрузку трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

, (2.9)

где  - мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАp.

Определяем нагрузку трансформатора в аварийном режиме при отключении одного генератора по формуле (2.9)

За расчетную максимальную мощность принимаем мощность самого нагруженного режима:

Определяем мощность автотрансформатора:

, (2.10)

где  - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора. При расчетах принимаем равным 1,4

Данные автотрансформатора заносим в таблицу 2.4

Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора связи

Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд выбираются по мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжению статора генератора. На стороне 500 кВ:

 (2.11)

На стороне 330 кВ. По формуле (2.11):

Заносим номинальные данные в таблицу 2.5

Таблица 2.5 - Номинальные данные трансформаторов собственных нужд

Выбор резервного трансформатора собственных нужд выбирается по мощности самого мощного трансформатора собственных нужд

 (2.12)

Заносим номинальные денные в таблицу 2.6

Таблица 2.6 - Номинальные данные резервных трансформаторов собственных нужд

Технико-экономическое обоснование проекта. Расчет технико - экономического обоснования проекта производим для первого варианта схемы

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах подключенных к шинам высшего и среднего напряжения

, (3.1)

где  - потери холостого хода, кВт;

 - продолжительность работы трансформатора. Принимаем 8760;

 - расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

 - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

 - продолжительность максимальной потерь; ч.

, (3.2)

где  - установочная продолжительность работы энергоблоков (по заданию); ч

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи

Расчет ведется с учетом то, что обмотка низкого напряжения не нагружена

, (3.3)

где  - удельные потери в обмотках высшего и среднего напряжения, кВт, кВАp;

 - наибольшая нагрузка обмоток высшего и среднего напряжения МВА.

Определим потери в обмотках высшего и среднего напряжения.

 (3.4)

, (3.5)

где  - потери короткого замыкания для каждой пары обмоток, кВт.

Определим коэффициент выгодности

 (3.6)

Определяем наибольшую нагрузку

 (3.7)

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии

, (3.8)

где  - потери блочного трансформатора, кВт.

Определяем суммарные капиталовложения в вариант:

, (3.9)

где  - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.

Определим годовые эксплотационные затраты

, (3.10)

где  - Нормативные отчисления на армотизацию. Принимаем равным 6,4 %;

 - Нормативные отчисления на обслуживание. Принимаем равным 2 %

 - Стоимость одного кВт потерь электроэнергии.

Принимаем равным 50 .

Определяем общие затраты

, (3.11)

где  - нормативные коэффициент экономической эффективности. Принимаем равным 0,12.

Расчет технико-экономического обоснования проекта произведем для второго варианта схемы

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах подключенных к шинам высшего и среднего напряжения по формуле 3.1

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторах связи по формулам (3.3 - 3.7). Определяем суммарные годовые потери электроэнергии по формуле (3.8)

Определяем суммарные капиталовложения в вариант по формуле (3.8)

Определим годовые эксплотационные затраты по формуле (3.10)

Определяем общие затраты по формуле (3.11)

При анализе суммарных годовых потерь электроэнергии и общих затрат выбираем первый вариант схемы, который показан на рисунке 3.1

Рисунок 3.1 - Выбранный вариант схемы электростанции

Расчет токов короткого замыкания

Составим расчетную схему

Рисунок 4.1 - Расчетная схема электростанции

Остальные данные заносим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Данные для расчета токов короткого замыкания

Составляем схему замещения

Расчет ведем в именованных единицах

Рисунок 4.2 - Схема замещения выбранной схемы электростанции

За базовое напряжение принимаем напряжение на поврежденной шине U_б=340 кВ

Определяем сопротивление элементов схемы, Ом

Генератор

, (4.1)

где  - сопротивление генератора, Ом;

 - мощность генератора, МВА.

Трансформатора

где  - сопротивление трансформатора, Ом

Автотрансформатора

 (4.3)

 (4.4)

 (4.5)

где  - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;

 - напряжение короткого замыкания вн-сн, %;

 - напряжение короткого замыкания сн-нн, %.

Значение сопротивлений  не учитываем, т.к. они не обтекаются током короткого замыкания

Упрощаем схему

Рисунок 4.3 -Упрощенная схема замещения электростанции

Рисунок 4.4 - Упрощенная схема замещения электростанции

Рисунок 2.7 - Упрощенная схема замещения электростанции

Рассчитаем токи трехфазных коротких замыканий

Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания

, (4.7)

где  - сверхпереходное Э.Д.С. источника питания в номинальном режиме работы, В;

 - общее сопротивление сети, Ом.

Определим ударный ток

, (4.8)

Г

де  - ударный коэффициент

Определяем значение периодической составляющей в момент времени

, (4.9)

где  - свободное время отключение выключателя

, (4.10)

где  - коэффициент периодической состовляющей.

,

Находим отношение периодической составляющей тока короткого замыкания к номинальному току источника питания

, (4.11)

где  - номинальная мощность генератора, МВА.

Значение  определяем по кривым

Определяем апериодическую составляющую

 (4.12)

где e - экспонента;

 - расчетное время с;

постоянная времени затухания периодической составляющей с.

Все расчеты заносим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 - Результаты расчетов

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и проверка их на действие токов короткого замыкания. Выбор токопровода для связи блочного трансформатора с открытым распределительным устройством.

Определяем ток нормального режима

, (5.1)

где  - максимальная нагрузка, МВт;

 - номинальное напряжение линии, кВ;

 - количество линий, шт;

 - коэффициент мощности.

Определяем максимальный (послеаварийный) ток

 (5.2)

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока

 (5.3)

где  - нормированная плотность тока (выбирается по таблице),

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного значения - АС - 600/72.

Производим проверку выбранного сечения на нагрев

 (5.4)

где  - допустимый ток нагрузки (берем из таблицы)

Так как по условию проверки на нагрев не выполняется, то расщепляем провод на 2 провода:

Выбираем марку провода АС - 300/39

Выполняем проверку:

 (5.5)

Сечение проверяется на термическую стойкость

Данная проверка не выполняется для данного вида сечения, т.к. провода выполняются не изолированными.

Проверка на динамическую стойкость

Если ,то данная проверка не выполняется:

Проверка по условиям короны.

Определим максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля

, (5.6)

где  - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,  - радиус провода, см

Определим значение напряженности электрического поля около расщепленного провода

 , (5.7)

где  - среднее геометрическое расстояние меду фазами при подвешивании проводов на опоре, м

, (5.8)

где  - расстояние между соседними фазами, м

По таблице найдем значения  и

, (5.9)

где  - расстояние между проводами в расщепленной фазе. Принимаем 40 см

 (5.10)

Провода не будут коронироваться, если :

 (5.11)

Выбор выключателя и разъединителя

Выбор выключателя и разъединителя введем в табличной форме

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Производим проверку на термическую стойкость:

Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания

Определяем номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени

 (5.12)

Выбор измерительных трансформаторов тока. Выбор трансформатора тока введем в табличной форме

Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока в цепи линии 330 кВ

Производим проверку на термическую стойкость

Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания

Составим таблицу приборов подключенных к трансформаторам тока

Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока трансформатора тока

Проверка по вторичной нагрузке.

 (5.13)

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, то

, (5.15)

где  - сопротивление приборов, Ом;

 - сопротивление проводов, Ом;

 - сопротивление контактов. Принимаем равным 0,1 Ом.

Определим сопротивление приборов

, , (5.15)

где  - мощность самой загруженной фазы, ВА;

 - вторичной ток трансформатора тока, А.

Определим длину и сечение проводов

 (5.17)

где  - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом

где  - удельное сопротивление материала. Для алюминия принимаем 0,0175

 - расчетная длина, м.

Принимаем кабель типа КВВГ 4×1

Так как схема соединения трансформатора тока выбирается полная звезда, а длину соединительных проводов 150 м, то расчетная длина будет равняться 150метров.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Выбор трансформатора напряжения введем в табличной форме

Таблица 5.5 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока в цепи линии 330 кВ

Составим таблицу приборов подключенных к трансформаторам напряжения

Таблица 5.6 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Найдем суммарную мощность потребляемую приборами:

,

где  - сумма мощностей приборов, ВА

 - коэффициент мощности приборов.

 (5.19)

Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничителей перенапряжений выбираются по напряжению:

 (5.20)

Выбираем ограничитель перенапряжений типа ОПН - 330 У1.

Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей введем в табличной форме

Таблица 5.7 - Расчетные и номинальные данные высокочастотных заградителей.

Выбор конденсаторов связи

Конденсаторов связи выбираются по напряжению:

 (5.21)

Выбираем конденсатора связи высокочастотной связи типа

СМР - 166/ - 0,014

Описание распределительного устройства

В открытом распределительном устройстве на стороне 500 кВ применена 4/3 выключателя на цепь. В открытом распределительном устройстве на стороне 330 кВ применена схема 3/2 выключателя на цепь. В этой схеме так же применены разъединители типа РНДЗ - 500/3200 У и выключатели типа ВНВ - 330/500. Для защиты шин и обмоток трансформаторов от перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-330У1. Для высокочастотной связи на линии устанавливаются конденсаторы связи типа СМР-166-0,014 заградительные фильтры типа ВЗ-2000-0,5У1.Все перечисленные аппараты установлены на невысоких железобетонных основаниях.

Так же по территории открытого распределительного устройства предусматриваются проезды для возможности механизации и ремонта оборудования. Силовые и контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках, служащими пешеходной дорожкой. В местах прохода людей под сборными шинами и ошиновкой натянута металлическая сетка, служащая для защиты персонала.

Открытое распределительное устройство имеет ограждение.

Достоинством схемы на стороне низкого напряжения является высокая надежность: при ревизии любого одного выключателя или при коротком замыкании на сборных шинах все присоединения остаются в работе. Количество операций с разъединителем при выводе в ремонт выключателя значительно снижается. Эта схема применяется в распределительных устройствах 330 - 750 кВ на мощных электростанциях. Достоинством схемы на стороне высокого напряжения имеет все достоинства схемы на стороне низкого напряжения. Эта схема применяется в распределительных устройствах 330 - 750 кВ на мощных КЭС и АЭС.

Литература

.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станции и подстанции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

Неклепаев Б.Н., Кручков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справочный материал для курсового и дипломного проектирования. - М:Энергоатомиздат, 1989.

.Чухинин А.А. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Справочник. - М.: Информэлектро, 1994.