Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой

Главные электронные станции Беларуси не могут находиться в маневровом режиме, для покрытия недостатка электроэнергии в дневное время, нужны какие-то остальные источники энергии. Для данной нам цели можно применять промышленные газовые турбины, отлично адаптированные для работы в маневровом режиме. Газовые турбины являются одной из основных составляющих топливно-энергетического комплекса почти всех государств мира. сейчас наиболее 65 % новейших электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире, основываются на использовании парогазовых установок и газотурбинных термических электростанций, превосходящих по почти всем показателям классические пылеугольные паротурбинные станции. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания горючего. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной индустрии. На одном валу с турбиной находится 1-ый генератор, который за счет вращения ротора производит электронный ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей только часть собственной энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высшую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. температура товаров сгорания достаточна для того, чтоб довести пар до состояния, нужного для использования в паровой турбине либо для отпуска пара на промышленные либо теплофикационные нужды.

1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАСШИРЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Теплоэлектроцентрали предусмотрены для централизованного снабжения промышленных компаний и городов теплом и электроэнергией. Они различаются от конденсационных электростанций внедрением тепла «отработавшего» в турбинах пара для производственных нужд, отопления, вентиляции и жаркого водоснабжения. При таковой комбинированной выработке электронной и термический энергии достигается значимая экономия горючего сравнимо с раздельным энергоснабжением, другими словами выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Потому станции типа ТЭЦ получили обширное распространение в районах и городках с огромным потреблением тепла. Радиус деяния массивных городских ТЭЦ снабжения жаркой водой для отопления не превосходит 10 км. Загородные ТЭЦ передают жаркую воду при высочайшей исходной температуре на расстояния до 30 км.

ТЭЦ является работающей электростанцией и обеспечивает термический и электронной энергией промышленные компании и потребителей городка и пригородного поселка.

В истинное время на ТЭЦ в эксплуатации находятся два энергоблока с развитой системой теплофикации, ОРУ 110 кВ и химводоочистка.

Теплофикационные энергоблоки ТЭЦ содержат в себе котлоагрегаты БКЗ-320-140ГМ, турбоагрегаты ПТ-70-130/13, ПТ-60-130/13, Р-50-130/13, трехфазные турбогенераторы ТВФ-60-2У3 с водородным остыванием, созданные для выработки электронной энергии.

Система технического водоснабжения ТЭЦ — обратная с 2-мя башенными градирнями площадью 3200 м2 и циркуляционньми насосами типа Д-12500-24 производительностью 12500 м3/час и напором 24 м вод. ст.

Главным топливом ТЭЦ является природный газ (70 %), запасным — мазут (30 %). Для припаса мазута построены три резервуара ёмкостью 30000 тонн любой. Природный газ подается по газопроводу на газораспределительный пункт (ГРП), откуда он распределяется по энергоблокам.

Котельный агрегат БКЗ-320-140ГМ имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и отпускной конвективной шахты, соединенных в верхней части переходным горизонтальным газоходом, предназначен для получения перегретого пара при сжигании газообразного и водянистого горючего. Схема испарения двухступенчатая, циркуляция — естественная. Котельный агрегат обустроен:

— 2-мя вентиляторами ВДН-25 производительностью 452 тыс. нм3/час и напором 770 мм вод. ст.;

— 2-мя дымососами ДОД-25.5 ГМ производительностью 585/680 тыс. нм3/час и напором 384/523 мм вод. ст.;

— 2-мя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями РВП-68Г поперечником 6800 мм;

— 2-мя дымососами рециркуляции газов ГД-5007 с подачей 156 тыс. нм3/час и напором 500 мм вод. ст.;

— 2-мя питательными электронасосами ПЭ-380-200-2 производительностью 380 м5/час и напором 2190 м вод. ст.;

— одним деаэратором ДСП-1000 с аккумуляторным баком емкостью 100 м3 и деаэрационной колонкой производительностью 1000 м3/час.

Конструктивно турбоустановки ПТ-60-130/13 и ПТ-70-130/13 представляет собой одновальные двухцилиндровые агрегаты. Турбина типа Р-50-130 одноцилиндровая с противодавлением номинальной мощностью 50 МВт.

На ТЭЦ установлены последующие трансформаторы: трансформаторы блоков (Т1, Т2,) типа ТРДН-63000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный с дутьевым остыванием и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под перегрузкой); трансформатор блока Т3 типа ТРДН-80000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с дутьевым остыванием и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под перегрузкой).

Запасный трансформатор СН (РТСН) типа ТДН-16000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с масляным остыванием, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха и регулировкой под перегрузкой).

Выдача мощности осуществляется на напряжении 110 кВ и 10 кВ.

Для ОРУ 110 кВ использована схема выдачи мощности с 2-мя рабочими и обходной системами шин. Станция связана с системой мощностью 4500 МВ·А при помощи 3-х линий электропередач.

Планируется расширение имеющейся ТЭЦ добавлением газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 110 МВт, с газовой турбиной, которые приводят в действие турбогенератор. Также планируется установка комплектного распределительного устройства (КРУ) 10 кВ для питания местных потребителей электронной энергии.

Газотурбинная установка с котлом-утилизатором (ГТУ с КУ) — одна из самых многообещающих и обширно применяемых в энергетике установок, отличающаяся простотой и высочайшей эффективностью производства электронной энергии. Перспективность использования ГТУ связана с их высочайшей энергоёмкостью, автономностью, не требующей подвода доборной энергии и огромным моторесурсом. Компактность ГТУ дозволяет создавать их в блочно-модульном выполнении, облегчая условия монтажа и обслуживания.

Эксплуатационные Издержки сильной современной ГТУ в два раза ниже по сопоставлению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ГТУ с КУ, в индивидуальности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства массивных термических электростанций остальных типов.

одной из основных обстоятельств перспективности ГТУ является внедрение природного газа — горючего, мировые припасы которого весьма значительны. Газ — это наилучшее горючее для энергетических ГТУ — основного элемента установки. Природный газ отлично транспортируется на далекие расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в водянистом виде, как сжиженный природный газ (LNG — Liquefied Natural Gas). Таковым топливом, к примеру, пользуются для ПГУ в Стране восходящего солнца и Южной Корее.

Парогазовые установки могут также работать при использовании в ГТУ томного нефтяного горючего, сырой нефти, побочных товаров переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей.

При расширении ТЭЦ вводим в эксплуатацию блок ГТУ мощностью 110 МВт.

Устанавливаем в основном корпусе электростанции ГТУ в составе:

— газовой турбины типа ГТЭ-110 электронной мощностью 110 МВт производства ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Рыбинские моторы» НПО (Научно-производственное объединение, также научно-производственное предприятие — организация любой организационно-правовой формы, проводящая научные исследования и разработки) «Сатурн» — один набор;

— парового котла-утилизатора типа П-91 — один набор.

Газовая турбина ГТЭ-110 с частотой вращения ротора 3000 о/мин, создана для привода генератора ТВФ-110-2ЕУ3 мощностью 110 МВт.

Котёл-утилизатор подключаются к имеющейся дымовой трубе. установка ГТУ дозволит не только лишь прирастить выработку электронной энергии на ТЭЦ, да и удовлетворить потребности в термический энергии развивающегося населенного пт, увеличив при всем этом КПД станции.

Аспектом принятия решения о расширении станции ГТУ служит понижение издержек на Создание электроэнергии и тепла, т. е. минимум приведенных издержек на Создание термический и электронной энергии.

Не считая того при установке ГТУ расширяется круг потребителей. Возникает возможность роста числа линий электропередач. Увеличивается надежность электроснабжения.

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ СТРОИТЕЛЬСТВА СТАНЦИИ

Под площадкой электростанции понимается фактически промплощадка ТЭС, на которой расположены все главные сооружения, также земляные участки, нужные для размещения остальных объектов, входящих в комплекс сооружения ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад горючего и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т. д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных стальных и авто дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новейшей электростанции является исходным и одним из более ответственных шагов проектирования, потому что принятое решение в значимой мере описывает сроки и стоимость строительства, возможность действенной эксплуатации объекта. вопросец о размещении энергетического объекта решается поочередно, начиная с разработки многообещающего плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции. Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в каких определяются конкурентноспособные пункты размещения и на базе их технико-экономического сопоставления и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род горючего.

пространство сооружения ТЭЦ определяется перспективами развития экономического района: планируемой потребляемой мощностью термический и электронной энергии, стоимостью и длительностью сооружения, экономичностью эксплуатации, расстоянием до пользователя энергии и до места добычи горючего и др. При проектировании ТЭЦ стремятся приблизить к месту употребления термический энергии. Передача электроэнергии при напряжении 110 кВ делается на расстояние наиболее 150 км, транспорт жаркой воды до 35 км и пара на 8-12 км. Расстояние ТЭЦ от пользователя описывает и источник водоснабжения, метод золошлакоудаления, расстояние до золошлакоотвала, свойство и вид сжигаемого горючего.

Выбор площадки для строительства ТЭЦ и сборка сооружений и спостроек определяются НТП ТЭС и ТС. При всем этом учитываются размещение объектов на избранной либо отведённой для строительства санитарной местности и перспективы развития района. Выбор площадки должен согласовываться с проектной организацией, выполняющей планировку в данном административно-экономическом районе.

При выбирании площадки для строительства ТЭЦ учитываются последующие главные требования:

— Наибольшее приближение площадки к месту добычи горючего и источникам водоснабжения, обеспечивающим надёжную и экономную работу станции. Площадка ТЭЦ выбирается с учётом издержек на транспорт термический энергии.

— Близость расположения ТЭЦ к источникам горючего с учётом имеющихся транспортных способностей: транспорт твёрдых топлив с огромным балластом экономически оправдан для расстояний до 150-200 км, природного газа — при наличии магистральных газопроводов на маленьком расстоянии от ТЭЦ, мазута при способности доставки по трубопроводам либо по стальной дороге.

— Площадка ТЭЦ обязана иметь достаточные размеры для размещения главных и вспомогательных сооружений исходя из нормы 0,01-0,03 га/МВт и лучше, чтоб она была прямоугольной формы при соотношении сторон 1:2 либо 2,5:4.

— Земля ТЭС обязана иметь крепкий грунт и допускать давление строй объектов до 0,2-0,25 МПа. Грунт не должен состоять из твёрдых скальных пород, плывунов, что наращивает стоимость оснований. При выбирании площадки для строительства ТЭЦ учитывается нескончаемая мерзлота, сейсмичность района и т. п.

— Грунтовые воды обязаны иметь уровень на 3-4 м ниже уровня планировки строения, другими словами не выше уровня залегания фундаментов строения и оборудования и низа подвалов. Это понижает Издержки на гидроизоляцию подземных частей строения и сооружений. Хим состав грунтовых вод не должен вызывать коррозии подземных частей спостроек и сооружений.

— Протяжённость путей связывающих ТЭЦ с стальной дорогой и автострадой не обязана превосходить 10 км. Не считая того, учитывается наличие местных строй материалов: леса, песка, кирпича и др., возможность комфортного вывода линий электропередачи, трубопроводов пара и жаркой воды, шлакозоловой пульпы, технической, санитарной, ливневой канализации, возможность сооружения больших дымовых труб.

совокупа этих требований быть может выполнена на основании топографических, геологических, гидрологических, погодных, метеорологических и остальных изысканий. При выбирании площадки делают сопоставление технико-экономических характеристик разных вариантов. Расходы на Отчужде местности ТЭЦ (стройку участка, снос спостроек и сооружений, наличие нужных ископаемых, злачных земель) должны быть малы.

Для размещения проектируемой ТЭЦ нужна строительная площадь около 3,6 гектар, из расчета 0,01-0,03 га/МВт. При всем этом не учитывается земля, на которой расположены: склад горючего, жд станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы, которые выносятся за границы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ располагается поблизости центра термических нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При всем этом учитывается предстоящий рост электронной перегрузки, роза ветров и требования норм санитарной сохранности.

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИИ

Генераторы и трансформаторы относятся к основному электронному оборудованию электростанций. Их характеристики, также количество агрегатов выбирается зависимо от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и новейшего оборудования. Наметим схемы, в каких оно будет работать.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем главные многофункциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи меж ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения перегрузки различного напряжения, наличия потребителей и расположения электростанции по отношению к источнику горючего либо пользователям. При разработке главной схемы электронных соединений появляются варианты, подлежащие анализу и сравнению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сопоставление вариантов может выполняться с целью выявления более экономического варианта, выбора схемы РУ, когда данным техническим требованиям удовлетворяет несколько схем.

Разработка вариантов схем выдачи мощности.

Согласно заданию (набросок 3.1) перегрузка выдается на напряжении 10 кВ и 110 кВ.

Набросок 3.1 — Начальные данные к дипломному проекту

Структурная схема выдачи электроэнергии станцией до расширения ее парогазовой установкой показана на рисунке 3.2.

Набросок 3.2 — Структурная схема станции до расширения

Разработаем 2 варианта структурной схемы станции при ее расширении парогазовой установкой и в технико-экономическом сопоставлении этих вариантов определим более экономный. Разработанные схемы представлены на рисунках 3.3 и 3.4.

Набросок 3.3 — Схема выдачи мощности № 1

Набросок 3.4 — Схема выдачи мощности № 2

Схемы разработаны, исходя из данной перегрузки и уровня напряжения потребителей, также из суждений экономичности и надежности электроснабжения.

К основному электронному оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. количество агрегатов и их характеристики выбираются зависимо от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и остальных критерий.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения перегрузки меж распредустройствами различного напряжения. В начальном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высочайшего напряжения 110 кВ.

При выбирании генераторов руководствуемся последующими соображениями:

— все генераторы принимаются схожей мощности;

— число генераторов обязано быть не наименее 2 и не наиболее 8;

— единичная мощность генератора не обязана превосходить 10 % установленной.

На ТЭЦ до расширения установлены 3 схожих генератора ТВФ-60-2ЕУЗ, которые работают в комплекте с турбинами ПТ-70-130/13, ПТ-60-130/13 и Р-50-130/13. расширение электронной станции делается установкой ГТУ в одновальном выполнении с турбиной, которая является приводом синхронного генератора мощностью

характеристики установленных генераторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Технические данные турбогенераторов

Тип

Pном, МВт

Sном, МВ·А

Uном, кВ

ТВФ-60-2УЗ

60

0,8

75

10,5

0,195

ТВФ-110-2ЕУ3

110

0,8

137,5

10,5

0,189

3.1 Выбор трансформаторов:

Вариант № 1.

Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их предназначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на любом из напряжений.

Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной либо большей мощности генератора.

Трансформаторы Т1 = Т2 избираем исходя из условия:

,(3.1)

где — соответственно расчетная и номинальная мощность трансформатора, МВ·А. Расчёт будем вести для режима малых нагрузок.

Режим малых нагрузок:

Больший поток будет протекать в режиме малых нагрузок:

МВ·А.

С учётом вероятного роста перегрузки на напряжении 110 кВ и, соответственно, с ростом потоков мощности, протекающих через трансформаторы по [2], совсем избираем двухобмоточные трансформаторы Т2, Т3 ТРДН-63000/110.

Трансформатор Т3 работает в блоке с генератором ТВФ-60-2У3, полная мощность которого равна 75 МВА.

Как следует, его мощность обязана быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТРДН-80000/110.

Трансформатор Т4 работает в блоке с генератором ТВФ-110-2У3, полная мощность которого равна 137,5 МВА.

Как следует, его мощность обязана быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТДЦ-160000/110.

Таковым образом для генераторов Г1 и Г2 ТВФ-60-2УЗ, работающих в блоке с трансформаторами избираем трансформаторы типа ТРДН-63000/110 с параметрами: Sном = 63000 МВ·А, Uвн = 115 кВ, Uнн = 10,5 кВ, Рном = 50 кВт, Uк = 10,5 %.

Для генератора Г3 ТВФ-60-2УЗ, работающего в блоке с трансформатором избираем трансформатор типа ТРДН-80000/110 с параметрами: Sном = 80000 МВ·А, Uвн = 115 кВ, Uнн = 10,5 кВ, Рном = 58 кВт, Uк = 10,5 %.

Для генератора ГТУ ТВФ-110-2ЕУ3 избираем трансформатор типа ТДЦ-160000/110 с параметрами: Sном = 160 МВ·А, Uвн = 121 кВ, Uнн = 10,5 кВ, Рх = 125 кВт, Uк = 11 %.

Выбор основного электротехнического оборудования и его состав для блоков 1, 2, 3 и 4 будет аналогичен первому варианту схемы выдачи мощности. Во 2-м варианте предлагается запитать потребительское КРУ 10 кВ от шин 110 кВ через 2 трансформатора.

Выберем оборудование для второго варианта схемы. Трансформаторы Т5 = Т6 избираем исходя из условия:

,(3.2)

где — соответственно расчетная и номинальная мощность перегрузки и трансформатора, МВ·А.

Больший поток будет протекать в режиме наибольших нагрузок на КРУ 10 кВ: МВ·А. Возможность долговременной перегрузки 1-го из трансформаторов связи при выключении параллельного трансформатора учтём, разделив расчётную мощность на коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,4. МВ·А. По [2], совсем избираем двухобмоточные трансформаторы Т5, Т6 ТРДН-63000/110 с параметрами: Sном = 63 МВ·А, Uвн = 115 кВ, Uнн = 10,5 кВ, Рх = 50 кВт, Uк = 10,5 %.

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Система питания СН электронных станций занимает особенное положение посреди остальных потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения устройств собственных нужд вызывает нарушение работы не только лишь самой станции, да и потребителей энергосистемы в случае недочета мощности.

Напряжение СН принимаем 6 кВ. Напряжение источника не совпадает с генераторным, потому собственные нужды запитываются от трансформаторов.

Расчет нагрузок трансформаторов СН в дипломном проекте не производится, потому мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из данного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд выберем по формуле:

(3.3)

где Kсн = 0,07 ? коэффициент учитыающий мощность потребляемую СН,

— коэффициент спроса. По [1] для газомазутной ТЭЦ .

Для генератора ТВФ-60-2У3 ранее установлен трансформатор ТМНС-6300/10.

Для генератора ТФ-110-2У3:

По [2] избираем трансформатор ТДНС-10000/10.

На имеющейся станции установлен один запасный трансформатор собственных нужд типа ТДН-16000/110.

Технические данные установленных трансформаторов собственных нужд представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — характеристики установленных трансформаторов

Тип трансформатора

Стоимость,

тыс. у. е.

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

ТДНС-10000/10

10,5

6,3

17

85

10,5

0,7

43

ТДН-16000/110

115

6,6

18

85

10,5

0,7

48

3.3 Выбор схемы распределительных устройств всех напряжений

Определим число присоединений в любом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к пользователям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи, присоединенных к данному РУ по [3].

количество отходящих линий определяется исходя из дальности передач и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

,(3.4)

где — наибольшая мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;

— большая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Суммарная мощность, выдаваемая на напряжение 110 кВ, составляет 85 МВт. Тогда нужное число линий для питания перегрузки:

.

Принимаем 3 линий.

Для перегрузки на стороне 10 кВ нужно линий:

Принимаем 12 линий.

Для обоих вариантов структурной схемы определим количество присоединений к ОРУ 110 кВ.

Для первого варианта мы имеем три полосы, для выдачи лишней мощности в энергосистему; три полосы, для питания перегрузки; четыре блочных трансформатора и один запасный трансформатор СН. Итого — 11 присоединений. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для второго варианта мы имеем три полосы, для выдачи лишней мощности в энергосистему; три полосы, для питания перегрузки; четыре блочных трансформатора, один запасный трансформатор СН и два трансформатора для питания перегрузки на напряжения 10 кВ. Итого — 13 присоединений на напряжении 110 кВ. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для РУ 10 кВ имеем 12 отходящих линий. Для обоих вариантов принимаем к установке две системы шин (есть до начала расширения).

3.4 Выбор реакторов

Для первого варианта схемы нужно избрать реакторы для подключения генераторов Г1 и Г2 к КРУ 10 кВ. Реакторы (LR1-LR4), питающие КРУ 10 кВ:

Избираем реакторы РБД 10-2500-0,20У3.

Для выбора варианта структурной схемы выдачи электроэнергии для предстоящего расчета нужно выполнить технико-экономическое сопоставление структурных схем.

3.5 Технико-экономическое сопоставление структурных схем

При сопоставлении 2-ух вариантов будем исходить из последующих критериев: оба варианта должны быть идиентично на техническом уровне совершенны (надежность, сохранность обслуживания), должны создавать однообразный производственный эффект. При сопоставлении будем использовать однообразный уровень цен и схожую точность расчета.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных издержек:

(3.5)

где — финансовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.

Финансовложения при выбирании хороших схем выдачи электронной энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям цены частей схемы.

— нормативный коэффициент экономической эффективности финансовложений, равный 0,125;

— годичные эксплуатационные Издержки;

— вред от недоотпуска энергии.

Потому что в обоих вариантах некие установленные генераторы, трансформаторы и распредустройства схожи, то для упрощения расчетов в технико-экономическом сопоставлении мы их учесть не будем.

Серьезные Издержки на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Финансовложения в сооружение электрооборудования 2-ух вариантов схем

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. у. е.

Варианты

1-ый

2-ой

количество единиц, шт.

стоимость, тыс. у. е.

количество единиц, шт.

стоимость, тыс. у. е.

ТРДН-63000/110

110

—

—

2

220

РБД 10-2500-0,20У3

4,290

4

17,160

—

—

Ячейка ОРУ 110 кВ

32

11

352

13

416

Общие серьезные Издержки

369,160

636

Рассчитаем 2-ой вариант схемы:

Для равнозначного сопоставления вариантов наибольший поток мощности через трансформаторы будем брать для режима наибольших нагрузок.

Утраты электроэнергии в трансформаторах определим по формуле:

кВт·ч, (3.6)

где — утраты мощности холостого хода, кВт;

— утраты мощности недлинного замыкания, кВт;

— расчетная наибольшая мощность трансформатора, МВ·А;

— номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

— длительность работы трансформатора, Т = 8760 ч;

— время наибольших утрат, ч. Определяется исходя из Тmax.

Принимаем длительности использования наибольшей перегрузки Тmax = 5500 часов, тогда по [2]

— количество трансформаторов, штук.

Утраты электроэнергии в трансформаторе ТРДН-63000/110:

кВт·ч.

Годичные эксплуатационные расходы определим по формуле:

(3.7)

где — отчисления соответственно на амортизацию и сервис оборудования, в процентах по [2];

— серьезные Издержки на оборудование, тыс. у. е.;

— стоимость утрат электроэнергии ();

— утраты электроэнергии в трансформаторе, кВт•ч.

Определим годичные эксплуатационные расходы для первого варианта структурной схемы:

Приведенные Издержки для второго варианта структурной схемы:

Рассчитаем 1-ый вариант схемы.

Определим годичные эксплуатационные расходы для второго варианта структурной схемы:

Приведенные издержки для второго варианта структурной схемы:

Разность в приведенных издержек меж вариациями в процентах:

.

2-ой вариант структурной схемы экономически наименее прибыльный, потому примем 1-ый вариант для предстоящей разработки.

4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Внедрение газотурбинных установок на электростанциях сейчас является всераспространенным мероприятием в области производства энергии, позволяющим прирастить выработку электроэнергии. В особенности отлично ГТУ работают в когенерационном цикле, т. е. при одновременной выработке как электронной, так и термический энергии. Термический КПД установки при таком цикле может достигать 85 %.

Оборудование и термическая схема ГТУ должны удовлетворять техническим требованиям и маневренности зависимо от режимов эксплуатации. Основное оборудование постоянно стремятся избрать однотипным, потому что при всем этом обеспечивается возможность наибольшей Индустриализации строительства, а не считая того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживаемого персонала.

К основному энергетическому оборудованию термических электростанций относится турбины и котлы.

На имеющейся ТЭЦ в качестве основного термического оборудования были установлены четыре турбоагрегата: ПТ-60-130/13, ПТ-70-130/13, Р-50-130/13 и три котлоагрегата БКЗ-320-140ГМ.

В процессе расширения ТЭЦ планируется:

— установка ГТУ мощностью 110 МВт;

— установка котла-утилизатора, рассчитанного на последующие характеристики пара Р = 1,3 МПа, Т = 280 °С, G = 310 т/час.

Подключение котла-утилизатора по контуру предвидено к общестанционным коллекторам пара 1,37 МПа. Схема подключения ГТУ показана на листе 1 графической части.

Принципная термическая схема теплофикационной ГТУ 110 МВт последующая: газотурбинная установка ГТУ является одновальным турбоагрегатом, работающим по обычному термодинамическому циклу.

Забираемый воздух, зависимо от температуры окружающей среды подогревается и, проходя систему фильтров всеохватывающей воздухоочистительной установки, поступает в компрессор. При помощи входного направляющего аппарата, установленного перед компрессором, регулируется массовый поток воздуха.

Компрессор имеет 15 ступеней и размещен на одном валу с турбиной.

Сжатый в компрессоре воздух подаётся в камеру сгорания. часть воздушного потока, смешиваясь с газом, образует газовоздушную смесь, оставшаяся часть воздуха разгорается за счёт сгорания газовоздушной консистенции.

Продукты сгорания, имеющие температуру 1210 С, направляются в газовую турбину, где происходит преобразование части термический энергии потока во вращательное движение вала ГТУ.

Переработанные газы, имеющие температуру 517 С (средняя по 12 точкам) направляются в котёл-утилизатор, который подсоединён к выхлопу газовой турбины переходным смешивателем. На входе в котёл-утилизатор делается контроль температуры по 15 точкам (температура не наиболее 550 С) и давление газов (1,043 кг·с/смІ).

Пароводяной тракт котла-утилизатора состоит из контуров низкого и высочайшего давлений. Образующийся при работе паровых турбин конденсат попадает в газовый подогреватель конденсата котла-утилизатора для обогрева.

Нужная температура конденсата для обеспечения припаса от вскипания его в контуре обеспечивается контуром рециркуляции с насосами рециркуляции газового подогревателя конденсата.

Рециркуляция поддерживает температуру на входе в газовый подогреватель конденсата для предотвращения низкотемпературной коррозии.

Из газового подогревателя конденсата питательная вода питательными электронасосами подаётся в экономайзер и дальше в барабан.

Барабан и испаритель соединены меж собой и образуют контур естественной циркуляции. Образовавшаяся в испарителе пароводяная смесь поступает в барабан, где отсепарированная влага смешивается с питательной водой и за счёт естественной циркуляции поступает в испаритель.

Образовавшийся в барабан пар поступает в пароперегреватель и дальше перегретый пар отбирается на промышленные нужды.

Отвод дымовых газов осуществляется через дымовую трубу.

ГТУ 110 МВт создана для работы в базисном и полупиковом режимах.

Устанавливаем в основном корпусе электростанции ГТУ в составе:

— газовой турбины типа ГТЭ-110 электронной мощностью 110 МВт производства предприятием ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Рыбинские моторы» НПО (Научно-производственное объединение, также научно-производственное предприятие — организация любой организационно-правовой формы, проводящая научные исследования и разработки) «Сатурн» — один набор;

— парового котла-утилизатора типа П-91 — один набор;

Одновальная газотурбинная установка ГТЭ-110 работает по бинарному термодинамическому циклу.

4.1 Газовая турбина ГТЭ-110

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 создается на базе мотора ГТД-110. Она создана для использования на электростанциях в составе парогазовых установок, либо персонально для работы в ординарном и когенерационном циклах, для производства электронной и термический энергии, в базисном, полупиковом и пиковом классах использования.

ГТЭ-110 представляет собой технологический комплекс оборудования в блочно-комплектном выполнении, что обеспечивает удобство монтажа и обслуживания.

Короткая черта газовой турбины ГТЭ-110 представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Короткая черта газовой турбины ГТЭ-110

Наименование параметра

Единица измерения

Номинальная мощность

Пиковая

мощность

Расход выхлопных газов

кг/с

362±5

362±5

Выбросы оксидов азота, не наиболее

мг/м3

50

—

температура газов перед ГТ

°С

1210

—

Температура газов на выходе из турбины

°С

517

—

Мощность электронная

МВт

110,5

120

Мощность термическая

Гкал/час

118,8

136,9

Степень увеличения давления

14,7

—

КПД (ISO 2314)

%

36

—

Расход горючего

природный газ (c Hu = 50056 кДж/кг)

кг/час

22600

24700

нм3/час

33500

36000

жидкое горючее (c Hu = 42000 кДж/кг)

кг/час

27300

29400

Частота вращения ротора ГТЭ-110

о/мин

3000

3000

В состав ГТЭ-110 входят:

— газотурбинный движок ГТД-110 мощностью 110 МВт на раме с выносным воздухоохладителем системы остывания лопаток турбины;

— теплозвукоизолирующее укрытие газотурбинного мотора с установленными в нем настилами, бронещитом, глушителями шума на входе и выходе охлаждающего воздуха, трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

— турбогенератор ТЗФГ-110-2МУ3 мощностью 110 МВт на раме с замкнутой системой воздушного остывания активных частей с интегрированной водяной системой остывания;

— тиристорная система самовозбуждения турбогенератора типа СТСН-2П-200-2000-2,5УХЛ4;

— тиристорное пусковое устройство (преобразователь частоты полупроводниковый) ПУ-6-08Т;

— блок маслоагрегатов (БМА), единый для мотора и генератора;

— блок топливорегулирующей аппаратуры (БТАГ) газообразного горючего со стоп-кранами (стопорными клапанами) в укрытии, оборудованном трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

— блок топливорегулирующей аппаратуры водянистого горючего (БТАЖ) со стоп-кранами (стопорными клапанами) и насосами высочайшего давления водянистого горючего и аппаратурой системы пневмоуправления;

— коробка приводов с установленным на ней валоповоротным устройством и навешенным маслонасосом системы аварийной остановки ГТЭ-110;

— соединительный вал с муфтой;

— всеохватывающее воздухоочистительное устройство (КВОУ) с фильтрами, шумоглушением и антиобледенительным устройством;

— входная улитка для обеспечения равномерного подвода воздуха к газотурбинному движку с коллекторами и форсунками системы промывки проточной части;

— патрубок выхлопной (выходной газоход);

— система автоматического регулирования, управления, защиты и контроля (САУ) ГТЭ-110 с блоками бесперебойного питания, источником питания 27 В, блоком критического останова, пультом управления, видеотерминалом и многофункциональной клавиатурой;

— система контроля вибрации подшипниковых опор газотурбинного мотора и генератора;

— система контроля кругового биения и осевого сдвига ротора ГТЭ-110.

4.2 Котел-утилизатор

Барабанный котел-утилизатор П-91 предназначен для выработки технологического пара и обогрева воды за счет утилизации тепла выхлопных газов, поступающих в котел утилизатор опосля ГТУ мощностью до 150 МВт.

На вход в КУ поступают переработанные газы из ГТУ и проходя поочередно поверхности нагрева, теряют термическую энергию и на выходе в атмосферу имеют температуру 110 °С. Котел утилизатор выполнен однокорпусным вертикального профиля с принудительной циркуляцией среды в испарительном контуре, с подвеской поверхностей нагрева к скелету через промежутожные металлоконструкции. Котел утилизатор выполнен газоплотным за счет железной обшивки. Главный контур включает экономайзерную, испарительную и пароперегревательную поверхность. Поверхности нагрева котла утилизатора делаются из труб с внешним спиральным оребрением и поставляются модулями наибольших габаритов исходя из критерий доставки.

Короткая черта характеристик котла-утилизатора П-91:

— паропроизводительность контура — 310 т/ч;

— давление пара высочайшего давления — 15 кгс/см2;

— температура пара высочайшего давления — 275 °С;

— температура воды на входе в котел — 60 °С;

— температура (max) газов на входе в КУ — 550 °С;

— температура уходящих газов — 110 °С.

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор электронных аппаратов и токоведущих частей — сложная задачка при проектирование и для правильного ого воплощения нужно верно оценить величины токов недлинного замыкания (КЗ). Также нужно учесть, что предполагаемые значения токов КЗ будут разными в различных частях схемы, потому определяются расчетные точки, надлежащие более томным условиям:

— на сборных шинах РУ всякого напряжения;

— на выводах генератора;

— за линейным реактором (на шинах КРУ);

— за трансформаторами собственных нужд.

Структурная схема станции с расставленными расчетными точками КЗ представлена рисунке 5.1.

Набросок 5.1 — Схема станции с расставленными расчетными точками КЗ

Токи КЗ рассчитаем с помощью программки «ТоКо: Расчет токов недлинного замыкания», разработанной на кафедре «Электронные станции, сети и системы» Южно-Уральского муниципального института (ЮУрГУ). программка создана для расчета токов недлинного замыкания (КЗ) в электроэнергетических системах выше 1 кВ и быть может применена при выбирании и проверке электрооборудования, также уставок РЗ по условиям КЗ.

Удачный интерфейс ввода расчетной схемы, всепригодная выборка частей с широкими способностями ввода характеристик, система подсказок, интегрированная базой данных каталожных характеристик электрооборудования и набор типовых кривых — все плюсы данной программки делают её очень комфортной при расчёте токов КЗ.

При использовании данной элементы схемы будут задаваться в ней своими каталожными параметрами. На рисунках 5.2-5.5 представлены формы ввода данных для различных частей схемы в программке «ТоКо»: