Реферати українською » Физика » Проектування електростанції типу ГРЕС


Реферат Проектування електростанції типу ГРЕС

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Запровадження

Основою економіки всіх індустріальних країн світу є електроенергетика. ХХ століття стало періодом розвитку цієї найважливішої галузі промисловості. У 1920 р. було прийнято державний план електрифікації Росії – ГОЕЛРО, який передбачає будівництво 30 нових районних електричних станцій загальної потужністю 1750 МВт протягом десяти – 15 років із доведенням виробітку електроенергії до8,8ТВтч на рік. Цей план зараз реалізували за 10 років.

Торішнього серпня 2003 р. Урядом РФ затверджена «Енергетична стратегія Росії на період до 2020 року». До найважливіших завдань Енергетичної стратегії Росії ставляться визначення основних кількісних і якісних параметрів розвитку електроенергетики і конкретні механізмів досягнення цих параметрів, і навіть координація розвитку електроенергетики з недостатнім розвитком інших галузей паливно-енергетичного комплексу, й потребами економіки нашої країни. Стратегічними цілями розвитку вітчизняної електроенергетики у найближчій перспективі до 2020 р. є:

·Надежное енергопостачання економіки та населення електроенергією;

· Збереження цілісності та розвитку Єдиної енергетичної системи Росії, інтеграція ЄЕС коїться з іншимиенергообъединениями на Євразійському континенті;

· Підвищення ефективності функціонування та забезпечення сталого розвитку електроенергетики з урахуванням нових сучасних технологій;

· Зменшення шкідливого впливу галузі на довкілля.

У оптимістичному варіанті розвиток енергетики Росії орієнтоване на сценарій економічного розвитку, що передбачає форсоване проведення соціально-економічних реформ з темпами зростання виробництва валового внутрішнього продукту до 5 – 6 відсотка на рік і відповідатиме стійким зростанням енергоспоживання 2 – 2,5 відсотка на рік. Через війну щорічне споживання має досягти до 2020 року: в оптимістичному варіанті – 1290 млрд. кВ год, в помірному – 1185 млрд. кВ год.

Структуру уведень генеруючих потужностей у перспективі, як й у час, визначатимуть особливості територіального розміщення паливно-енергетичних ресурсів:

· Нові АЕС повинні споруджуватись на європейських районах країни й частково на Уралі;

· ГЕС доцільно будувати переважно у Сибіру та Далекому Сході, частково – на північному Кавказі;

· Вугільні ТЕС введуть переважно у Сибіру та Далекому Сході, і навіть на Уралі;

· На ТЕС, спалюють газ, основним напрямом стане заміна на парогазові установки (ПГУ) на майданчиках діючихгазомазутних ГРЕС, а спорудження нових газових ТЕС здійснюватиметься з цього палива.

У цьому світлі нових завдань із підвищеннюнадежности ЄЕС Росії, коли якісно змінюються вимоги до п'ятирічним прогнозам як базі програм розміщення й розвитку об'єктів галузі на перспективний період, безсумнівний цікаві рекомендації для вдосконалення підготовки «>Прогнозного балансу електроенергетики і холдингу РАТ «ЄЕС Росії» на 2005–2009 рр.», хто був запропоновані спільне засіданняНаучно-технического ради з проблемам надійності та безпеки систем енергетики.

Нині у Росії створено сімОГК (>Оптово Генеруючі Компанії). У процесі реформування генеруючі компанії оптового ринку (>ОГК) стануть найбільшими учасниками оптового ринку. КожнаОГК об'єднує станції, перебувають у різних регіонах країни, завдяки чому мінімізовані можливості монопольних зловживань. ВАТ «>Невинномисская ГРЕС» входить до складу ВАТ «>ОГК – 5»

Мені видано завдання на курсової проект проектування електростанції типу ГРЕС, потужність якого має складати 2200 МВт. З нашого боку високої напруги 330 кВ здійснюється зв'язку з енергосистемою. Ця електростанція працюватиме «газі». Місце споруди електростанції Краснодарський край.



1. Вибір генераторів

На сучасних електростанціях застосовують синхронні генератори трифазного змінного струму. Первинним двигуном нього є парова турбіна (турбогенератор).Паровие турбіни, найбільш економічні при високих швидкостях. Більшість турбогенераторів швидкохідні, тобто. мають максимальну кількість оборотів 3000, за частоти 50 гц та найменшому можливий числі пар полюсівр=1.

За умовою курсового проекту мені відомо число котлів та його потужність 4 200 МВт; Необхідно вибрати кількість генераторів та його потужність.

Вибираємо кількість і потужність турбогенераторів для I варіанта схеми по рис. 3.1. Звідси бачу, що у такій схемі зображено, 5 турбогенераторів загальної потужністю станції 800 МВт, заВН встановлено 3 200 МВт, але в боці СП встановлено 2 100 МВт, заВН здійснюється зв'язку з системою.

Вибираємо кількість і потужність турбогенераторів для II варіанта схеми по рис. 3.2. на такій схемі зображено, 4 турбогенераторів загальної потужністю станції 800 МВт, заВН встановлено 3 200 МВт, але в боці СП встановлено 1 200 МВт, заВН здійснюється зв'язку з системою.

Вибираємо тип генератора за проектною потужністю по довідкової літературі [6.] і вносимо в таблицю.

Таблиця 2.1.

Тип

генератора

Частота

обертання

об./хв.

Номінальні значення >xd

Системи

порушення

Охолодження

>Рном.

МВт

>Uном.

кВ

>Iном.

>кА

>cos ротор >статор
>ТГВ-200–2У3 3000 200 15,75 8,625 0,85 0,19 МС (ТН) >НВ >НВ
>ТВФ-120–2У3 3000 100 10,5 6,875 0,8 0,192 ВЧ >НВ КВ

Системи порушення: МС –тиристорная система порушення; ТН –тиристорная система незалежного порушення з збудником змінного струму; ВЧ – порушення від машинного збудника змінного струму підвищеної частоти,соединенного безпосередньо з валом генератора через окремо що стоїтьвипрямительное пристрій.

Охолодження:НВ – безпосереднє водневе; КВ – непряме водневе охолодження.

 

2. Вибір двох варіантів схем на проектованої електростанції

 

I Варіант.

>Рис. 2.1.

 


3 Вибір трансформаторів на проектованої електростанції

При виборі блокових трансформаторів слід врахувати, що все потужність генератора мусить бути передано до мережі високої напруги;

>Sном.г =; [>3.с. 8. (1.1.)]

>Sном.г. (I) = = 235МВ·А;

>Sном.г. (II) = = 125МВ·А;

Визначаємо потужність потреб, якщо коефіцієнт потреб дорівнює 0,84;

 >МВ·А;

 >МВ·А;

Визначаємо номінальну потужність трансформатора вМВ·А;

>Sном.т Sном.г –Sс.н; [>3.с. 14. (1.6.)]

>Sном.т (I) 235 – 8,4 = 226,6МВ·А;

>Sном.т (II) 125 – 4, 2 = 120,8МВ·А;

По довідкової літературі [5.§ 3.1.] вибираємо трансформатори, і всі дані вносимо в таблицю 4.1.


Таблиця 4.1.

Тип

Потужність

>МВ А

Напруга кВ Втрати кВт

Напруга

>к.з.Uк, %

>ВН >НН >Рх >Рк
>ТДЦ-250000/220 250 242 15,75 207 600 11
>ТДЦ-125000/110 125 121 10,5 120 400 10,5

Відповідно до завдання, зв'язку з системою складає вищому напрузі 220 кВ, аавтотрансформатори має забезпечити харчування споживачів середнього напруги, і навіть видачу надлишкової потужності РУ в режимах навантаження на середньому напрузі. При аварійному відключенні однієї завтотрансформаторов зв'язку, інший то, можливо перевантажений на 40 відсотків.

Вибираємоавтотрансформатори зв'язку на ГРЕС, структурні схеми варіантів I і II показані наРис. 2.1. іРис. 2.2., на станції встановлено 4 генератора по 200 МВт,cos = 0.85, навантаження середньому напрузі 110 кВ.,Рmax = 150MBт;Pmin = 100 МВт;cos = 0.92. Уся інша потужність видається до мережі 220 кВ.

>Подсчитиваем реактивні складові потужностей:

>Qс.max =Pс.max tg = 150 0,4259 = 64Mвар;

>Qс.min =Pс.min tg = 100 0,4259 = 43Mвар;

>Qном.г. =Pном.г tg = 200 0,62 = 124Mвар;

4 Техніко-економічне порівняння варіантів схем проектованої електростанції

 

Економічна доцільність схеми визначається мінімальнимиприведенними витратами:


; [4. § 5.1.7. з. 327 (5.10.)]

дерн – нормативний коефіцієнт економічну ефективність, рівний 0,12; До – капіталовкладення зведення електроустановки, тис. р.; І – річніексплутационние витрати, тис.р./год.

Друга складоварасчетних витрат – річні іексплутационние витрати – визначається за такою формулою: ; [4. § 5.1.7. з. 327 (5.11.)]

дера,ро – відрахування на амортизацію і обслуговування, %; – вартістькВтч втрат електроенергії,коп./(кВт·ч); W – втрати електроенергії, кВт·год.

>Произведем техніко-економічне порівняння структурних схем ГРЕС, приведених малюнку 2.1. – 2.2.

На ГРЕС встановленоРис. 2.1. 5 генераторів 3 ТГВ – 200 –2У3;

2ТВФ – 120 –2У3; наРис. 2.2. 4 генератора 3 ТГВ – 200 –2У3; у блоці з трансформаторамиТДЦ – 250 000/220 (>Рх =207кВт;Рк =600кВт); іТДЦ – 125 000/110 (>Рх =120кВт;Рк =400кВт).Туст = 7000 год.Тmax = 7205 год. Уся інша потужність видається до системи лініями 220 кВ. Зв'язок між РУ здійснюється з допомогоюавтотрансформаторов:

>АТДЦТН-125 000/220/110 (>Рх = 65 кВт;Рк.в-с = 315 кВт;Рк.в-н = 235 кВт;Рк.с-н = 230 кВт).

>Составляем таблицю підрахунку капітальних видатків, враховуючи основне устаткування.


Таблиця 4.1.

Устаткування Вартість одиниці, тис. крб. ВАРІАНТИ:
I варіантРис. 2.1. II варіантРис. 2.2.

>колич. єдиний.

прим.

Загальна вартість тис. крб.

>колич. єдиний.

прим.

Загальна вартість тис. крб.

>Генератор

>ТГВ-200–2У3

593,4 3 1780,2 4 2373,6

>Генератор

>ТВФ-120–2У3

350 2 700 ··· ···

>Блочний трансформатор

>ТДЦ – 250 000/220

316 3 948 4 1264

>Блочний трансформатор

>ТДЦ – 125 000/110

243 2 486 ··· ···

>Автотрансформатор

>АТДЦТН –

125 000/220/110

270 2 540 2 540
ОсередкиОРУ – 110 кВ 30 3 90 2 60
ОсередкиОРУ – 220 кВ 76 4 304 4 304
РАЗОМ 4848,2 4541,6
РАЗОМ з урахуванням подорожчання До = 26 126053,2 118081,6

>Определяю приведені витрати з формулі [4. § 5.1.7. з. 327 (5.10.)] без обліку шкоди;

>З(I) = 0,12 · + 10589 = 25715,4 тис.руб./год.

>З(II) = 0,12 · + 9919 = 24088,8 тис.руб./год.

>ЗI >ЗII ;

Варіант IIРис. 2.2. економічніше першого на отже, вибираємо II варіант.

 


5.Расчет струмів короткого замикання

 

1.Составляем схему сполуки.

>Рис. 5.1.

Параметри окремих елементів:

Система:Sс1 = 2500МВ·А;Хс* = 1,2;L1 – 150 км;L2 – 120 км;L3 – 100 км;

Генератори:G1 =G2 =G3 =G4 – ТГВ – 200 –2У3;Sном = 235,3МВ·А;Хd = 0,19;

Трансформатори:Т1 =Т2 =Т3 –ТДЦ – 250000/220;Sном = 250МВ·А;Uк% = 11;

>Т4 –ТДЦ – 125000/110;Sном = 125МВ·А;Uк% = 10,5;

>Автотрансформатори:АТ1 =АТ2 –АТДЦТН – 125000/220/110;Sном = 125МВ·А;

>Uк.в-с% = 11;Uк.в-н% = 45;Uк.с-н% = 28;

>Расчет ведемо в відносних одиницях. Для подальших розрахунків приймаємо

>Sб = 1000МВ·А. Знак (*) опускаємо спрощення записи.


>Рис. 5.2.

Таблиця 5.2.

Крапка

>КЗ

>Uср; кВ Джерела >In.o;кА >Iу;кА >In.;кА >Iа;кА
К1 230

З

>G1,G2,G3

>G4

3,2

5

1,3

7,7

13,895

3,6

3,2

4,25

0,98

0,22

5,95

1,5

Сумарні струми 9,5 25,195 8,43 7,67
>К2 115

З,G1,G2,G3

>G4

6,3

3,4

17,5

9,5

6,3

2,2

7,5

4,1

Сумарні струми 9,7 27 8,5 11,6

6 Вибір електричних апаратів ітоковедущих частин для ланцюга 220 кВ

Вибір вимикачів і роз'єднувачів:

Визначаєморасчетние струми тривалого режиму на ланцюга блоку генератора – трансформатора визначається по найбільшої електричної потужності ТГВ – 200

;      [8. з. 223. (4–3)]

 А;


Розрахункові струми короткого замикання приймаємо за таблицею 5.2., з урахуванням те, що все ланцюга перевіряються по сумарному току короткого замикання. Термічна стійкість визначається за такою формулоюкА2з; [8. з. 225. (4–8)]

Вибираємо вимикач серіїВМТ –220Б – 20/1000 і роз'єднувач серіїРДЗ – 220/1000.

Подальший розрахунок проводимо в таблиці 6.1.

Таблиця 6.1.

Розрахункові дані >Каталожние дані
>ВиключательВМТ –220Б – 20/1000 >РазъединительРДЗ – 220/1000
>Uуст = 220 кВ >Uном = 220 кВ >Uном = 220 кВ
>Iмах = 618 А >Iном = 1000 А >Iном = 1000 А
>In. = 8,6кА >Iоткл = 20кА ∙∙∙
>iу = 26,4кА >Iдин = 52кА >Iдин = 100кА
>Iа. = 9,2кА

∙∙∙

>Вк = 33кА2з

Вибір шин:

Вибираємо збірні шини 220 кВ ітоковедущие частини по найбільшої електричної потужності ТГВ – 200; А.

Приймаємо провід серії АС 300/48; буд =300мм2;Iдоп = 690 А. Фази розташовані горизонтально з відстанню між фазами 300 див.

 

7. Вибір схеми потреб і трансформаторів потреб

На проектованої електростанції генератори з'єднуються в блоки. На блокових електростанціях трансформатори потреб приєднуютьсяотпайкой від енергоблоку. РУ виконується з цими двомасекционированними системами шин. З кількості блоків, на станції вибираємо щодо встановлення дві робочі і двоє резервних трансформатора потреб.

Визначаємо потужність трансформаторів потребприсоединенних до блокам 200 МВт;

трансформатор електростанція короткий замикання

 >МВА;

Відповідно до таблиці [>8.с. 446. (>Т.5.3.)] потужність робочого трансформатора потреб дорівнює: 25МВА. Приймаємо щодо встановлення трансформатор потребТРДНС – 25000/35.

Вибираємо потужністьпускорезервного трансформатора потреб більшої потужності з таблиці довідника [5.] на шинах 110 кВ, приймаємо трансформатор потреб:ТРДНС – 32000/110. Вибираємо трансформатор потребприсоединенний до нижчою обмотціавтотрансформатора, приймаємо трансформатор потреб:

>ТРДНС – 32000/10.

 

8. Вибір та обґрунтуванняупрощенних схем розподільних пристроїв різних напруг

Відповідно до норм технологічного проектування при числі приєднань за шин РУ – 220 кВ рівним восьми приймаємо схему з цими двома робітниками і обхідної системою шин. З нашого боку шин РУ – 110 кВ необхідно вибрати число відведених ліній: приймаємо пропускну спроможність лінії рівної 33,3МВА., отже, при потужності РУ 200МВА число ліній одно 6, а число приєднань одно дев'яти, приймаємо схему з цими двома робітниками і обхідної системою шин.


9. Опис конструкції розподільного устрою

>ОРУ – 220 кВ виконано за схемою з цими двома робітниками і обхідної системою шин.

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація