Учебная работа. Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Расположено на /

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. анализ начальных данных

1.1 Роль ЩГРЭС в электронной сети

1.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

1.3 Анализ схемы собственных нужд и планы вероятного совершенствования главной схемы и собственных нужд ЩГРЭС

1.4 Расчет на ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач) режима работы станции в разных режимах

1.5 Анализ вероятных вариантов развития и цели развития

2. Развитие схемы ЩГРЭС за счет присоединения ГТУ

2.1 Схема подключения ГТУ к работающей схеме ЩГРЭС

2.2 Определение расчётных электронных нагрузок на напряжение 0,4 кВ. Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 кВ

2.3 Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ. Выбор типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ

2.4 электронные расчёты в схеме собственных нужд блока

2.4.1 Разработка схемы питания электродвигателей устройств, общестанционных трансформаторов электронных сборок собственных нужд блока

2.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные движки

2.4.3 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4 кВ

2.4.4 Определение суммарных расчётных нагрузок на шины КРУ 3, 4 трансформатора ТРДН — 32000/15

2.4.5 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

3. Разработка схемы наружного электроснабжения

3.1 Выбор мощности блочного трансформатора Т1

3.2 Выбор сечений проводов питающей полосы 220кВ и определение ее характеристик

3.3 Расчёт токов недлинного замыкания на шинах 6 кВ рабочего и запасного источников питания

3.4 Расчёт тока недлинного замыкания на шинах 15,75 кВ

3.5 Расчёт токов недлинного замыкания на шинах 0,4 кВ

3.6 Расчет токов недлинного замыкания в программке «Энергия»

3.7 Проверка сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ по условию тепловой стойкости

3.8 Проверка кабельных линий на напряжение 0,4 кВ по условию тепловой стойкости

4. Выбор электрооборудования и токоведущих частей

5. Расчеты динамической стойкости программке «MUSTANG.WIN»

6. Релейная защита

7. Диагностика (процесс установления диагноза, то есть заключения о сущности болезни и состоянии пациента) состояния электрооборудования на ЩГРЭС

8. Сохранность и экологичность проекта

9. Финансовая часть

Заключение

Перечень литературы

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Система собственных нужд является принципиальным звеном, влияющим на характеристики работы электронной станции в целом. Ненадёжная работа системы собственных нужд, повреждение её частей тотчас приводят к нарушению функционирования не только лишь электростанции, да и энергосистемы. Потому, правильное, проектирования системы собственных нужд является принципиальной задачей для проектировщика.

понятие «система собственных нужд» содержит в себе рабочие машинки, обеспечивающие нормальную работу главных агрегатов электростанции, электродвигатели, приводящие рабочие машинки в действие, источники питания, распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные полосы), обеспечивающие электроснабжение движков — приводов. Электродвигатели, приводящие в действие рабочие машинки, являются значительными пользователями электронной энергии, вырабатываемой на электростанциях. В процессе проектирования безизбежно возникает вопросец о экономной работе этих потребителей.

Система собственных нужд обязана быть гибкой, обычной в эксплуатации и допускать развитие технологического процесса. Схема электроснабжения собственных нужд обязана обеспечивать сохранность основного оборудования электростанции при аварийном останове.

Главные задачки, решаемые при проектировании системы собственных нужд, заключаются в оптимизации характеристик данной нам системы путём оптимального выбора напряжений, определения расчётных нагрузок, обоснования числа и мощности трансформаторов, конструктивного выполнения сети.

При проектировании, сооружении и эксплуатации электростанций сложились некие общие принципы организации схем электроснабжения собственных нужд. Это упрощает разработку схем собственных нужд при проектировании определенных станций, понижая вероятное количество вариантов решений. Эти общие принципы последующие:

а) рабочее питание всех видов электроприёмников собственных нужд, включая и особо ответственные, осуществляется путём отбора мощности на генераторном напряжении главной электронной схемы при помощи понижающих трансформаторов. Они работают раздельно, чем достигается ограничение токов недлинного замыкания в сети собственных нужд и уменьшение воздействия токов недлинного замыкания в сети, подключённые к остальным секциям;

б) для питания электроприёмников собственных нужд нужны два уровня напряжения:

· 6 ч 10 кВ — для питания массивных электроприёмников;

· 0,4 ч 0,66 кВ — для питания электроприёмников маленькой мощности, освещения и иной перегрузки;

в) запасное питание ответственных и неответственных электроприёмников собственных нужд также обеспечивается отбором мощности от главной электронной схемы при соблюдении условия, что места присоединения запасного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей собственных нужд предусматривается доп, независящий источник энергии.

На схемы питания собственных нужд приметное воздействие оказывают последующие причины:

мощность, состав и ответственность электроприёмников собственных нужд, что сначала определяется типом станции;

режимы работы основного оборудования;

характеристики частей системы собственных нужд, выпускаемых заводами — изготовителями.

Нужная надёжность работы собственных нужд ГРЭС обеспечивается также наличием на всех элементах электронной сети собственных нужд устройств релейной защиты и автоматики, отключающих с мало вероятным временем защищаемые элементы при появлении в их повреждений. Это предутверждает долгие падения напряжений во всей сети собственных нужд в итоге недлинного замыкания, которое приводит к нарушению работы технологического оборудования.

Итак, к главным требованиям, предъявляемым к своим нуждам, относятся нужная надёжность и высочайшая экономичность в их совместном сочетании.

1. анализ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Роль ЩГРЭС в электронной сети

Щекинская ГРЭС является конденсационной электростанцией (КЭС), входящей в состав ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) Квадра.

Стройку электростанции производилось в четыре очереди. В первой очереди установлены 1-ые четыре турбогенератора мощностью 35 МВт любой. Ввод в эксплуатацию первых турбогенераторов был осуществлен в 1950 году. В этот год главным пользователем электронной энергии был город Москва. ЩГРЭС в те годы носило заглавие ГРЭС-19 и в ходило состав «Мосэнерго». Связь с сетями «Мосэнерго» осуществлялась по линиям ГРЭС-19-Кашира (на данный момент эти полосы были приделаны построена подстанция Северная 103, Хим 8.С подстанция Хим 8 идет линия на подстанцию «Каширской ГРЭС»). В 1951 году был закончен установка и включены в работу еще два турбогенератора №5 и №6 мощностью 35 МВт любой. В этом же году было начато сооружение 2-ой очереди 2-ух турбогенераторов №7 и 8 по 100 МВт с прямоточными котлами производительностью 230 тонн пара в час, с давлением 100 атм. И температурой 510°С. На третью очередь отводилось сооружение береговой насосной станции №2, ввод в действие турбогенератора №9 мощностью 100 МВт и 2-ух котлов агрегатов, подобных предшествующим. Турбогенератор №9 мощностью 100 МВт и котел №13 были введены в строй в 1955 году. работы по строительству 4-й очереди были начаты в 1956 году. Турбогенератор №10 и два котлоагрегата №14 и 15 заработали в 1957 году. Мощность электростанции возросла до 640 МВт, и она стала самой сильной термический электростанцией в Европе.

10 апреля 1959 года было принято решение Правительства о предстоящей реконструкции Щекинской ГРЭС.

Перед персоналом станции была поставлена задачка в 1964-1965гг. ввести в строй два турбоагрегата №11 и 12 мощностью по 200 МВт с прямоточными котлоагрегатами №16 и 17 производительностью 640 тонн пара в час.

Поставленная перед энергетиками задачка была выполнена. 1-ый блок 200 МВт был введен в работу в 1964 году, в 1965 году был включен в работу блок №2. Мощность электростанции превысила на тот момент превысила миллион киловатт.

На нынешний денек мощность электростанции составляет 400 МВт, а морально устаревшее оборудование было демонтировано.

Щекинская ГРЭС с установленной мощностью 400 МВт имеет два распределительных устройства высочайшего напряжении: ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ, которые употребляются энергосистемой в качестве узловых. Структурная схема и связи Щекинской ГРЭС с энергосистемой представлены на (рис. 1.1.;1.2).

Рис. 1.1. Основная схема Щекинской ГРЭС

Рис. 1.2. Схема соединения ЩГРЭС с тульской эноргосистемой

ОРУ 220 кВ имеет 5 присоединительных линий, из которых по 3 в большей степени осуществляется отпуск электроэнергии пользователям. Полосы Тула 1, Тула 2 питают подстанцию Тула 14. Подстанция Тула 14 это главный источник электронной энергии для городка Тулы и компаний Ленинского района. Две полосы (Северная 2, Бегичево) работает в реверсивном режиме и по ней происходит как отпуск, так и поступление электроэнергии на РУ 220 кВ, которое в среднем не превосходит 1,3% от суммарной выработке на станции. Полосы Серная 1, Северная 2 как уже говорилось ранее, соединяются с подстанцией Северная 103. На подстанции северная 103 находится одино из больших компаний Тульской области «Новомосковске Хим завод». Который должен размеренно получать электронную энергию, из-за собственного технологического процесса (наращение которого может повлечь за собой трагедию с вероятным выбросом хлора что показала трагедия 25 мая 2005 года).

ОРУ 110 кВ имеет 9 присоединенных линий. По 7 из их происходит в большей степени отпуск электроэнергии, а по 2-м (Плавская и Лазарево) поступление от энергосистемы, которое составляет примерно 30% от отпуска в полосы 110 кВ.

В период осенне-зимнего максимума «Тульская энергосистема» нуждается в доп источнике электроэнергии, т.к. «Столичная электронная система» начинает поступать электроэнергия. ЩГРЭС в этот период работает с наибольшей перегрузкой.

Трагедия 25 мая 2005 года показала что Тульская энергосистема, без помощи остальных энергосистем (Орловской, Рязанской, Столичной и т.д.) не способна обеспечить электронной энергией всех потребителей Тульской области. В следствии чего же нуждается в доп мощностях.

1.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

В состав котельной установки входят котел, тягодутьевые машинки, устройства чистки поверхностей нагрева, оборудование топливоподачи и топливоприготовления в границах установки, оборудование шлако и золоудаления, золоулавливающее, устройства для подготовительного обогрева воздуха, также трубопроводы, арматура, устройства контроля и защиты, дымовая труба.

В состав турбоустановки входят турбина, конденсационная установка, система регенеративного обогрева, трубопроводы пара и воды запорная, регулирующая и предохранительная арматура.

Энергоблок состоит из прямоточного котла, паровой турбины и синхронного генератора.

Котел ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем)-33 производительностью 640 тонн/час на сверхкритические характеристики пара (Р= 140 кгс/смІ, t = 545°С) состоит

Турбина паровая конденсационная типа К-200-130-1 создана для конкретного привода генератора переменного тока мощностью 200 МВт, представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат, состоящий из цилиндра высочайшего давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД).

Турбина рассчитана на характеристики пара: t = 545°С, Р= 140 кгс/смІ, скорость вращения 3000 о/мин.

Турбогенератор типа ТВВ-220-2-ЕУЗ является синхронной машинкой переменного тока с замкнутой системой водородного остывания статора и ротора с газоплотным корпусом. В корпусе генератора газоохладители расположены горизонтально. Турбогенераторы имеют конкретное остывание обмоток ротора водородом и конкретное остывание обмоток статора дистиллированной водой, а сталь статора охлаждается водородом косвенно. В качестве системы возбуждения употребляются тиристорные возбудители ВТ-4000.

Котел ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем)-33-1 — прямоточный “П” — образной компоновки, имеет промежный перегрев пара. Сделан Подольским машиностроительным заводом им. С. Орджоникидзе. Котел работает в блоке с вышеуказанными турбинами. Все элементы поверхностей нагрева котла выполнены в одном корпусе по двухпоточной схеме с независящим питанием по всему контуру. Топка котла разбита на три равные секции 2-мя двухсветными экранами от прохладной воронки до начала поворотной камеры, оборудована 12-ю газовыми горелками типа ГМПВ-50, расположенными с фронта котла в два яруса. На задней стене в три яруса по 6 сопел смонтировано острое дутьё (в связи с установкой горелок ГМВП-50 сопла острого дутья 1 и 2-го ярусов отглушены). Крепление частей топочной камеры и горизонтального газохода осуществлено навесноыми трубами.

Отработавший пар поступает в конденсатор турбины, где он охлаждается водой из реки УПЫ, собранной около ГРЭС в искусственном водохранилище (пруде-охладителе).

Конденсатные насосы подают образовавшийся конденсат в деаэраторы, откуда питательными насосами вода снова нагнетается в котел. Цикл замкнулся. Дальше процесс повторяется.

На блоках 200 МВт для увеличения КПД цикла принята наиболее разветвленная система регенерации и имеется ступень промежного перегрева, т.е., опосля отдачи части энергии ротору высочайшего давления, пар ворачивается в котел, в специальную промежную зону, где он подогревается (увеличивается его энтальпия ПВД и ПНД) и вновь подается в турбину.

В состав энергоблока с прямоточным котлом врубается обессоливающая установка для чистки основного конденсата от растворенных примесей.

Свойство свежайшего пара, поступающего в турбину, контролируется по давлению, температуре, содержанию Na, электропроводимости и значению рН. Турбины должны продолжительно работать при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °С и влажности до 9 %. Предельная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, как правило, составляет 33 °С.

Рис. 1.3. Продольный разрез котла

В проектной термический схеме турбоустановки с турбиной (рис. 1.4) подогреватели высочайшего давления врубались по типовой поочередной схеме, В процессе эксплуатации было установлено преимущество подсоединения ПВД по схеме Виолен. В течение года значительную часть времени турбоустановка работает с перегрузками, наименьшими номинальной (разгрузка ночкой и в выходные деньки). При всем этом перегрев пара второго регенеративного отбора незначителен. Незначимый перегрев пара на пониженных отягощениях и утрата части давления в пароохладителе понижают его эффективность. Может быть увеличение энергетической эффективности термический схемы при установке среднего ПВД без пароохладителя. Подогреватель низкого давления П-2 смешивающий. Для восполнения утечек в схему включена испарительная установка. В состав испарительной установки входят испаритель И, конденсатор испарителя КИ и деаэратор испарителя ДИ.

Воздух, подаваемый в котёл, также проходит обогрев, т.к. воздух без обогрева может конденсироваться на стенах котла, что может привести к возникновению кислот, которые разрушают трубопроводы котла.

Опосля сгорания природного газа появляется углекислый газ, который удаляется при помощи дутьевых вентиляторов. часть жарких углекислых газов отбираются дутьевыми вентиляторами рециркуляции для подогрева прохладного воздуха.

Рис. 1.4.Принципная термическая схема турбоустановки с турбиной:

ОЭУ— охладитель эжектора уплотнений; ОЭ — охладитель пара эжекторов

Режимы работы ЩГРЭС зависят от перегрузки на энергоблок, из всего спектра нагрузок можно выделить 3 главных режима энергоблока.

Полная перегрузка на блоке 200МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 2-х ПЭН, наибольшая перегрузка котла — 640 т/ч по паромерам, при температуре питательной воды 158ч242 С.

Малая перегрузка на блоке 100МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 1-го ПЭН, Мало долгая перегрузка котла — 360 т/ч.

Перегрузка (активная мощность) на блоке зависит от количество пара подаваемого в турбину, чем больше пара тем активная мощность выше, реактивная мощность вырабатываемая на генераторе зависит тока подаваемого на обмотку возбуждения.

Изменять нагрузку котла следует ступенями в согласовании со скоростью перегрузки и разгрузки турбины.

При подъеме перегрузки нужно:

— нагрузить тягодутьевую установку, исходя из роста перегрузки;

— наращивать подачу горючего умеренно на всех горелках, по мере роста температуры дымовых газов в поворотной камере наращивать подачу воды в котел, поддерживая на данном уровне температуры пара по тракту котла впрысками;

— при перегрузке и разгрузке котла вести контроль за показаниями температуры сплава поверхностей нагрева котла;

— опосля заслуги устойчивого режима котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара, повторяя операции, повысить нагрузку котла до величины, обозначенной начальником смены либо старшим машинистом.

При понижении перегрузки нужно:

— уменьшить расход горючего умеренно на всех работающих горелках, по мере понижения температуры дымовых газов в поворотной камере уменьшать подачу воды в котел, поддерживая на данном уровне температуры пара по тракту котла при помощи впрыска;

— разгрузить тягодутьевую установку, исходя из понижения перегрузки, поддерживая разрежение вверху топки 2-3 мм.вод.ст;

— опосля заслуги устойчивого режима работы котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара повторяя операции прошлых подпунктов данного пт, понизить нагрузку до величины, обозначенной начальником смены либо старшим машинистом.

В границах от малой до наибольшей перегрузки котла должны быть в работе:

— два дымососа;

— по два дутьевых вентилятора и ДВР;

— четыре РВП;

— 12 газовых горелок.

Неизменная температура перегретого пара по первичному тракту обеспечивается поддержанием неизменного соотношения подачи питательной воды по ниткам — W и горючего B при всех режимах работы котла.

Соответствие подачи питательной воды и горючего контролируется величиной впрысков и температурами пара по тракту котла.

Средние температуры пара по тракту кола в границах нагрузок от 60% до 100% при средней величине впрысков должны быть последующие:

Тпз — за переходной зоной 354 С

ТСРЧ — за СРЧ 385С

Т1 ВПР — за первым впрыском 360 С

ТВРЧ — за ВРЧ 400 С

Тпе — за потолочным экраном 430 С

ТШ-1 — за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 480 С

ТШ-2 — за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 515 С

Т2ВПР — за вторым впрыском 465 С

Т0 — за конвективным пароперегревтелем 545 С

Средняя величина расхода воды на 1-ый впрыск обязана составлять 6% (при колебании от 0 до 12%) от перегрузки котла. Регулирование расхода воды на 1-ый впрыск следует вести исходя из поддержания неизменной температуры за ВРЧ.

Средняя величина расхода воды на 2-ой впрыск обязана составлять 3% (при колебании от 0 до 6%) от перегрузки котла.

Нормы и допуски.

температура пара за конвективным пароперегревателем:

— обычная — 545 С;

— аварийная — верхний предел — 570 С — защита на отключение с выдержкой 3 минутки;

— аварийная — нижний предел — 490 С — защита на отключение.

Температура пара за промперегревателем:

— обычная — 545 С;

— аварийная — верхний предел — 570 С — защита на сигнал;

— аварийная — нижний предел -490 С — защита на сигнал.

Температура отдельных витков НРЧ:

— обычная температура — 347 С;

— предельно-допустимая отдельных витков — 380 С;

— аварийная — 400 С.

Останов котла.

Получив разрешение от НСС на останов блока, начальник смены блоков предупреждает персонал о дальнейшем останове блока.

Прогреть паропровод БРОУ, т.к. при понижении перегрузки на турбине излишек пара сбрасывается через БРОУ в конденсатор.

При перегрузке 150ч160 МВт персонал турбинного отделения производит отключение ПВД, опосля чего же приступить к предстоящей разгрузке котла. Понижение перегрузки создавать со скоростью 2 МВт/мин., при перегрузке 100 МВт ключи защит ПЗБ 1,2,3 перевести в положение «Сигнал»

При перегрузке 60ч70 МВт начать открывать клапан БРОУ, за счет чего же разгрузить турбину до 5ч7 МВт.

Попеременно закрыть арматуру на газовые горелки в любом отсеке котла, обжать газовые задвижки перед всеми горелками.

Опосля полного погасания факела закрыть и обжать задвижки. Проверить открытие свеч сохранности, открыть все продувочные свечки.

Опосля отключения генератора от сети приостановить дутьевые вентиляторы рециркуляции.

Приостановить питательный насос опосля прекращения подачи горючего в топку.

Закрыть БЗЗ, ЗВ, ГПЗ, Д- 3, Д-4, впрыски.

Опосля вентиляции топки в течении 10 минут отключить дутьевые вентиляторы. Если требуется стремительно расхолодить топку для производства ремонтных работ, опосля погашения котла, дымососы бросить в работе на первой скорости.

При температуре уходящих газов 800С приостановить РВП.

3. Блок находится в резерве- генератор отключен от сети. Главные движки с.н. блока находятся в отключённом положении (ждущий режим). Котёл подготовлен к растопке.

4. Блок находится в ремонте- на всех механизмах проводятся ремонтные работы.

Собственные нужды ЩГРЭС делятся на две части блочные и не блочные.

При рассмотрении технологических схем КЭС отмечено, что Создание термический и электронной энергии вполне механизировано. Огромное количество устройств обеспечивает работу главных агрегатов электростанции — питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуляционных насосов и др.

Для привода большинства рабочих устройств употребляют трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для устройств, требующих регулирования частоты вращения, используют электродвигатели неизменного тока.

Обычная работа электростанции вероятна лишь при надежной работе всех устройств с.н., что может быть только при их надежном электроснабжении. Пользователи с.н. относятся к пользователям I группы.

Главными напряжениями, используемыми в истинное время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью наиболее 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для других электродвигателей и освещения. Электроснабжение производятся по круговой схеме, на каждое КРУ подключается основное и запасное питание.

Генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С повышением мощности энергоблоков вырастает потребление на собственные нужды, как следует, возрастает и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ используют трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ.

Не считая рабочих источников с.н., должны предусматриваться запасные источники питания. Таковыми источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам завышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при выключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редчайший вариант, когда трагедия на электростанции совпадает с трагедией в энергосистеме и напряжение с. н. не быть может подано от запасного трансформатора, для более ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи.

1. Блочная часть собственных нужд относятся КРУ-16, КРУ-17 6кВ и секции-16, сексии-17 0,4кВ. (рис.1.5)

Главными источниками питания на КРУ являются электродвигатели главных устройств, которые не должны останавливаться при выключении блока от сети (ДС- для вентиляции топки котла во избежание взрывоопасных консистенций и т.д.). Рабочее питание КРУ это трансформаторы Т-661, Т-662, данные трансформаторы подключены к шинопроводу генератора агрессивно. Блочные КРУ имеют запасное питание от трансформатора Т-120Б, который подключен по обмоткой ВН на 110кВ (подстанция 110кВ). При работе генератора ТГ-11, ТГ-12 Собственные нужды питаются от трансформаторов Т-661, Т-662. Если блоки 1, 2 отключены либо находятся в состоянии растопки питания собственных нужд осуществляются от запасного трансформатора Т-120Б, опосля синхронизации блока с энергосистемой и набора перегрузки собственные нужды переводятся на рабочее питание. Трансформатор Т-120Б обмотки низкого напряжения объедены, для роста пропускаемой перегрузки при пуске ПЭН. Это соединено с тем что при работе 1-го бока №1 от запасного трансформатора, на втором блоке секцию КРУ 17А переводят на питание от запасного трансформатора (для первого и второго блока он один Т-120Б) происходит повышение перегрузки. Если трансформатор Т-120Б будет работать с расщеплением обмоток по секциям, то его мощности недостаточно чтоб запитать 2 секцию, а при пуске ПЭН на одной секции произойдет резкое падение напряжения на секциях что приведет к срабатыванию малой защиты КРУ, и отключению всех движков КРУ.

Секции 0,4кВ также обустроены рабочим и независящим запасным питанием. Рабочее питание секций осуществляется от трансформаторов К-16, К-17 .

2. Собственные нужды не блочная часть ЩГРЭС могут питаться как от трансформатора основного питания Т-659, Т-658 так и от запасного трансформатора Т-120А рис. 6. Трансформатор 658, 659 питается от трансформаторной группы 8, 9 по стороне 13,8 кВ.

От трансформатора 659 отходит кабель на кабельную сборку рабочего питания, а с нее запутываются все другие не блочные КРУ (10, 11, 12, 13, 14, 15, 20, 21) Из всех КРУ основная перегрузка находится на КРУ-14, КРУ-15, на их размещаются электродвигатели участвующие в технологическом процессе Котлов 14, 15. Котлы 14, 15 необходимы для производства пара для фабрики SCA и отопления городка Советска.

город Советск отапливается от ЩГРЭС, для этих целей на станции употребляются Сетевые насосы городка установленные на КРУ-1,2. Данное КРУ употребляются для оборудования бойлерной (отопление ЩГРЭС и городка Советска). КРУ-1 запинывается от КРУ-11, КРУ-2 запинывается от КРУ-10 по кабельным линиям. Меж КРУ-1 и КРУ-2 установлен меж секционный масленый выключатель, для обеспечения резервирования.

На всех оставшихся КРУ перегрузки не значительны. В планы по реконструкции собственных нужд не блочной части входят вопросцы переноса оставшегося рабочего оборудования в КРУ 11, 10. И подмене на оставшихся КРУ масленых выключателей на вакуумные. Масленые выключатель, были установлены еще 60 годы (на данный момент не может быть отыскать деталей для ремонта, имеют огромную выработку устройств приводов).

Основная схема электронных соединений электростанции (подстанции) — это совокупа основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, полосы), сборных шин, коммутационной и иной первичной аппаратуры со всеми выполненными меж ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электронной части электростанции (подстанции), потому что он описывает полный состав частей и связей меж ними. Избранная основная схема является начальной при составлении принципных схем электронных соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

Рис. 1.5. Схема питания собственных нужд блока 1

В критериях эксплуатации вместе с принципной, главной схемой, используются облегченные оперативные схемы, в каких указывается лишь основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и заносит в нее нужные конфигурации в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

Основная схема ЩГРЭС состоит из подстанций 220кВ, 110кВ соединённых меж собой трансформаторными группами 8, 9 (рис. 1.6). Схема подстанция 220кВ собрана по американской схеме две системы шин и на одно присоединение приходится два выключателя. Достоинство данной схемы пред остальными состоит в том, что при ремонте одной системы шин все присоединения остаются в работе. Данная схема дороже, чем о железные схемы. Главной целью модернизации подстанции 220кВ является подмена масляных выключателей на элегазовые. системы шин выполнена медными проводом, на систему шин в прошедшем работали 10 генераторов с общей мощностью 600МВт. Подмена проводов на системе шин не целесообразна.

Рис. 1.6. Основная схема Щекинской ГРЭС

Подстанция 110кВ состоит из 2-х систем шин, с обходной системой шин. На каждое присоединение приходится один выключатель, в случае ремонтов выключателя линия работает от обходной системы шин. Это схема дешевле, чем на подстанции 220кВ, но не так надежна. На обходной системе шин установлен один выключатель, который подменяет рабочий выключатель полосы при работе полосы от обходной системы шин. Главным шагом реконструкции подстанции необходимость подмены воздушных выключателей на элегазовые.

Как было показано, схемы выдачи электроэнергии КЭС свойственны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Разглядим схему реконструкции наиболее тщательно схемы энергоблоков генератор — трансформатор (рис. 1.7).

В блоках меж генератором и двухобмоточным трансформатором, как правило, должен устанавливаться генераторный выключатель (допускается использовать выключатель перегрузки) [3]. наличие генераторного выключателя упрощает операции по включению и отключению блока, также уменьшает количество оперативных переключений в РУ 110—750 кВ, что в особенности принципиально в схемах с 3/2 либо 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы (см. рис. 1.12) используют для энергоблоков, которые участвуют в регулировании графика перегрузки энергосистемы.

Рис. 1.7. Схема энергоблока генератор трансформатор

Необходимо подчеркнуть, что наличие генераторных выключате запасного трансформатора с. н. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с. н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с. н. Опосля всех операций по пуску генератор синхронизируется и врубается выключателем Q2.

Заместо массивных и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться выключатели перегрузки. В этом случае повреждение в любом энергоблоке приводит к отключению выключателя QL

На современных ТЭС отпайка к трансформатору с. н. производится комплектным токопроводом с разбитыми фазами, которые обеспечивают высшую надежность работы, фактически исключая междуфазные КЗ в этих соединениях, потому никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении к трансформатору с.н. не предусматривается. Если ответвление к ТСН от блока GT выполнено открытой ошиновкой либо кабелями, то устанавливается выключатель, рассчитанный на КЗ на открытой ошиновке.

Установившиеся режимы электронных сетей — это режимы при фактически постоянных параметрах (напряжение, перегрузки, частота) либо весьма неспешных их конфигурациях. Расчет делается для оценки уровней напряжения в узлах и элементах сети и разработки мероприятий, обеспечивающих поддержание уровней напряжения в допустимых границах.

В данном дипломном проекте делается расчет режимов обычных, ремонтных и т.д. Расчет делается при помощи программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» на ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач). Результаты расчета режимов приведены на в приложении П.2.

В установившиеся режиме наибольших нагрузок электронных сетей собственных нужд: Блок 1-загрузка рабочего и запасного трансформатора при работе устройств участвующих в технологическом процессе блока 1 равна 0,759. загрузка находится в границах нормы и допускается. Перегрузка на трансформаторы 6/0,4кВ 0,8-0,856 данная загрузка изменяется. Блок 11 — на трансформатор Т-661 подключена большая перегрузка, перегружающая его. Коэффициент загрузки 1,11. Для разгрузки трансформатора нужно перенести часть движков на не блочные КРУ. Самый мощнейший движки на блоке ПЭНы 4МВт. Рекомендуется для обычной работы трансформатора включать ПЭНы на различных секциях. Трансформатор освещения 0-24 перенести в КРУ-21. Напряжение на шинах КРУ 6,05кВ ОПН -5 положении. Другие загрузки трансформаторов ЩГРЭС показаны в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Результаты расчеты нагрузок в программке «Энергия»

Режим работы

Загрузка трансформатора

№ РПН

Напряжение на шинах

НН кВ

Наибольшая перегрузка

Т-1

Т-601

Т-658

Т-659

Тр-ная гр. 8

Тр-ная гр. 9

Т-11

Т-661

Т-12

Т-662

К-33

К-34

К-16

К-17

0,765

0,805

0,806

0,758

0,773

0,481

0,861

1,1

0,828

0,86

0,808

0,856

0,758

0,773

-4

-2

-1

-5

-1

-2

15,1

6,15

6,16

6,06

6,16

14,3

14,9

6,09

15,8

6,12

0,391

0,394

0,782

0,79

Блоки нагружены на 50%

Т-1

Т-601

Т-658

Т-659

Тр-ная гр. 8

Тр-ная гр. 9

Т-11

Т-661

Т-12

Т-662

К-33

К-34

К-16

К-17

0,375

0,72

0,705

0,954

0,302

0,481

0,385

0,871

0,411

0,613

0,754

0,690

0,758

0,773

-4

-7

-4

-2

15,1

6,15

6,16

13,9

14,3

14,1

6,06

14,9

6,18

0,39

0,398

0,782

0,799

Для работы блоков на 50% по технологическому процессу, часть движков отключается, а 2-ух скоростные движки перебегают на первую скорость. В следствии этого перегрузка на трансформаторах собственных нужд миниатюризируется.

1.5 анализ вероятных вариантов развития и цели развития

Как уже говорилось выше все оборудование ЩГРЭС включено в работу 1975 году. Данное оборудование отработало собственный срок службы и нуждается в подмене. Стоимость на вырабатываемая электро энергия на данный момент ЩГРЭС выше чем на новейших энергоблоках в (табл. 1.1) приведены «ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ Рынок ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ Рф от 30.12.2010 № 498-э/3 ООО Квадра». Из (табл. 1.2) необходимо подчеркнуть что ЩГРЭС не конкурентно способна на рынке электроэнергии.

ЩГРЭС находится в центральной части Тульской области, и имеет связи с самыми сильными пользователями электроэнергии, что дает ей перспективу для развития перед остальными станциями «ООО Квадра».

Перспективное направление развития энергетики соединено с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками термических электростанций. Эти установки имеют особенные конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.

Бессчетные публикации посвящены ГТУ [1] различного предназначения, применяемым в авиации, наземном и морском транспорте, на газоперекачивающих станциях. В крайние годы существенно возрос Энтузиазм к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе — единственные энерго установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто наиболее 58 %.

В хоть какой стране энергетика является базисной отраслью экономики. От ее состояния и уровня развития зависят надлежащие темпы роста остальных отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика делает предпосылки для внедрения новейших технологий, обеспечивает вместе с иными факторами современный уровень жизни населения страны.

Необходимыми факторами при оценке эффективности работы отдельных энергосистем служат себестоимость отпуска электроэнергии, удельные Издержки на разные виды электрогенерирующего оборудования и сроки ввода разных объектов энергетики в эксплуатацию. Учет этих причин осуществляется при расширении энергосистем и возникновении новейших генерирующих мощностей.

Таблица.1.1. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ Рынок ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ Рф от 30.12.2010 № 498-э/3

СУБЪЕКТ ОРЭ

НАИМЕНОВАНИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ

ТАРИФ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (РУБ./МВТ.Ч) (БЕЗ НДС)

ТАРИФНАЯ СТАВКА НА РАСПОЛАГАЕМУЮ МОЩНОСТЬ, (РУБ./МВТ) В МЕСЯЦ (БЕЗ НДС)

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Квадра»

Губкинская ТЭЦ

ТЭЦ Луч

Брянская ГРЭС

Клинцовская ТЭЦ

Воронежская ТЭЦ-1

Воронежская ТЭЦ-2

Липецкая ТЭЦ-2

Елецкая ТЭЦ (ПГУ-52) — новейший ввод, ДПМ

Тамбовская ТЭЦ

Котовская ТЭЦ

Калужская ТЭЦ

837,80

1 288,81

785,50

1 793,49

1 499,12

1 234,62

983,82

1 121,41

989,79

1 294,87

2 099,17

1 296 726,19

4 519 533,55

1 412 814,09

354 251,80

913 667,86

155 979,58

202 192,53

110 392,74

95 841,76

636 518,38

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Квадра»

Курская ТЭЦ-1

Курская ТЭЦ-4

Орловская ТЭЦ

Ливенская ТЭЦ

Дягилевская ТЭЦ

Смоленская ТЭЦ-2

Дорогобужская ТЭЦ

Щекинская ГРЭС

Новомосковская ГРЭС

Алексинская ТЭЦ

Ефремовская ТЭЦ

1 024,92

1 364,92

864,57

1 533,94

921,26

846,10

1 146,40

1 127,34

1 348,69

1 519,66

1 174,92

84 327,63

259 604,99

71 579,58

68 569,53

132 056,71

114 777,73

130 021,01

126 024,34

137 563,83

139 849,88

221 464,63

Таблица 1.3. Удельные Издержки на разные виды электрогенерирующего оборудования в мире (2000—2010 гг.) у.е./кВт

разработка, применяемая для производства электроэнергии

Удельные финансовложения

ГТУ, дизельные электростанции

Комбинированный цикл (ПТУ)

ТЭС

Улучшенные ТЭС

Котлы с циркулирующим бурлящим слоем под давлением

Циклы с газификацией горючего (угля)

Волновые установки берегового типа

Приливные электростанции

ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) большенный мощности

ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) малой мощности

Ветровые электростанции берегового типа.

325

535

1150—1470

1350—1600

1340—1370

1435—1450

4800

1840—3680

1840—2760

1150—3450

1200

Таблица 1.4.Сроки ввода объектов энергетики в эксплуатацию

Тип установок

Длительность строительства, год

Паросиловые ТЭС

ПГУ

АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)

Кооперационная установка

6-8

1-3

7—10

0,5—2

Из всего, что было сказано в разделе 1 можно отметить. Тульская область нуждается в доп мощностях в связи с ростом пользователя мой электроэнергии. ЩГРЭС размещается экономически прибыльно размещена перед остальными станциями. Для возращения соперника возможности станции нужно установить новейший энергоблок типа ГТУ, т.к. стоимость на электро энергию ниже чем на термических блоках, Издержки на стройку ГТУ меньше чем на ПГУ в 40%, и имеет возможность предстоящей модернизации. Сроки строительства меньше чем паросиловых установок практически в 2 раза.

Все это делает установка ГТУ экономически прибыльнее перед остальными вариациями развития.

2. РАЗВИТИЕ СХЕМЫ ЩГРЭС ЗА СЧЕТ ПРИСОЕДИНЕНИЯ

2.1 Схема подключения ГТУ к работающей схеме ЩГРЭС

ГТУ устанавливается в основном корпусе не блочной части ЩГРЭС. Трансформаторы Т-611, Т-1 инсталлируются у стенки головного корпуса (в 1984 г. на этом месте находилась трансформаторная группа 6). В ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 1находится шины генератора с выключателями. На подстанции 220кВ есть пространство для установки новейших выключателей, опосля демонтажа старенькых МВ оставшихся опосля трансформаторной группы 10. Трансформатор Т-120В (запасное питание КРУ) Установленный на подстанции 110кВ около трансформаторной группы 8 (рис. 2.1.).

2.2 Определение расчётных электронных нагрузок на напряжение 0,4 кВ

Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 Кв

Расчетные перегрузки определяются по установленной мощности:

, (квар) (2.1)

, (кВА) (2.2)

Данные и результаты по расчету силовой перегрузки цехов представлены в табл. 2.1 и табл. П.1.1.

Таблица 2.1.Определение полной перегрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование присоединения

Рн,

кВт

Iн,

cosц

tan ц

Qн

квар

Sн

кВА

Секция 3

Насос газоохладителя (НГО-1А)

129,7

234,01

0,8

0,75

97,28

162,125

Сетевой электронасос (СЭН-1А)

84,8

153,00

0,8

0,75

63,60

106,000

Насос остывания лопаток турбины (НОЛТ-1А)

98,22

175,02

0,81

0,724

71,11

121,260

Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1А)

54,73

99,99

0,79

0,776

42,47

69,276

Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1А)

27,71

48,19

0,83

0,672

18,62

33,385

Циркуляционный насос высочайшего давления (ЦНВД-1А)

75,84

127,29

0,86

0,59

44,75

88,056

Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1А)

44,93

83,14

0,78

0,802

36,03

57,595

Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1А)

54,7

93,99

0,84

0,646

35,34

65,121

Насос остывания стержней (НОС-1А)

21,5

38,31

0,81

0,724

15,57

26,543

Насос остывания стержней (НОС-1Г)

21,5

38,31

0,81

0,724

15,57

26,543

Насос пожара тушения №5

94,65

170,77

0,8

0,75

70,99

118,313

Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1А)

12,8

23,09

0,8

0,75

9,60

16,000

Валоповорот Г-1

27,6

48,00

0,83

0,672

18,55

33,253

Дренажный насос №5

39,7

71,63

0,8

0,75

29,78

49,625

Сумма:

788,38

569,24

972,405

Рис 2.1. Схема подключения ГТУ к работающей схеме ЩГРЭС

Для выбора ТСН 6/0,4 кВ употребляется методика, изложенная в [21]. Расчётная мощность таковых трансформаторов определяется через переводные коэффициенты, которые учитывают неодновременность работы, настоящую недогрузку электродвигателей, коэффициент мощности, коэффициент полезного деяния. Так как состав электроприёмников неоднороден как по характеристикам, так и по режиму работы, то все электроприёмники разбиваются на четыре группы, для каждой из которых принимается своё

Расчётным режимом для выбора ТСН 6/0,4 кВ является режим наибольших нагрузок главных агрегатов станции.

Таковым образом, расчётная перегрузка ТСН 6/0,4 кВ определяется по формуле:

Sрасч=0,7•Р1+0,35•Р2+0,15•Р3+0,85•Р4, (2.3)

где Р1 — суммарная мощность электродвигателей мощностью выше 70 кВт,

Р2 — суммарная мощность электродвигателей мощностью наименее 70 кВт,

Р3 — суммарная мощность электронных сборок, кВт,

Р4 — мощность осветительной перегрузки, кВт.

Таблица 2.2.Определение расчётной перегрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование ЭП

Расчётный коэффициент группы ЭП

Номинальная мощность 1-го ЭП, кВт

Суммарная мощность группы, кВт

Расчётная, полная мощность группы, кВ*А

НГО — 1А

0,7

130

590

413

СЭН — 1А

НОЛТ-1А

100

НОЛТ-1Б

100

Нас. Пожар. Туш. №5

ЦНВД-1А

МЭН смазки Г-1А

0,35

309

108,15

НРГПК-1А

ЦННД-1А

МЭН уплот. Г-1А

НОС 1А

21,5

НОС 1Г

21,5

Валоповорот Г-1

МЭН ПЭН 1А

Дренажный №5

Сборки

0,15

—

295,8

59,2

Суммарная расчётная полная мощность секции

580,35

На основании выше изложенного составляются таблицы нагрузок трансформаторов 6/0,4 кВ, и определяется их расчётная, полная мощность. В качестве примера показано определение расчётной перегрузки на секцию 3 (трансформатор К — 33). ). Данные по расчёту других нагрузок на трансформаторы 6/0,4 приведены в табл. П.1.3. Приложения 1.

Трансформаторы 6/0,4 кВ питают нагрузку лишь присоединённых к ним секций 0,4 кВ и не резервируют никакую другую нагрузку, потому номинальная их мощность выбирается по условию:

Sн.т ? Sнагр. (2.4.)

где Sн.т — номинальная мощность трансформатора;

Sнагр — суммарная расчётная полная мощность.

характеристики трансформаторов представлены в таблице 2.2. Так как в [4] отсутствуют данные по потерям реактивной мощности холостого хода, активному и реактивному сопротивлениям трансформаторов, которые потребуются в последующих расчётах для определения утрат в трансформаторах, найдём эти величины по выражениям:

(2.5.)

(2.6.)

(2.7.)

где Iх.х. — ток холостого хода в % от номинального;

ДРк. — утраты недлинного замыкания; кВт

Uк — напряжение недлинного замыкания в % от номинального;

U — напряжение на высочайшей стороне трансформатора.

Таблица 2.3. характеристики ТСН 6/0,4 блока 1

Тип

Sн.т, кВ*А

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном.обмоток кВ

Uk,%

ДРк,кВт

ДРх,кВт

Iх,%

Rт,Ом

Хт,Ом

Qх,квар

ВН

НН

ТСЗС-1000

1000

6,3

0,4

0,47628

3,1752

ТСЗС-1000

1000

6,3

0,4

0,47628

3,1752

ТСЗУ

1600

0,69

5,5

3,4

0,7

0,23906

1,2375

11,2

ТСЗУ

1600

0,69

5,5

3,4

0,7

0,23906

1,2375

11,2

Примечание: значения Rт и Хт приведены к высокому напряжению трансформатора.

В качестве независящего источника запасного питания используем трансформатор Т-30Г. Мощность данного трансформатора определяется по сумме нагрузок секций 3,4.

Потому что на секциях 0,4 кВ по технологическому процессу не все движки включены (находятся в резерве на АВР), и не могут сразу включится. Избираем для установки трансформатор ТСЗС-1600/6, характеристики трансформатора приводим в табл. 2.4 .

Таблица 2.4. характеристики запасного ТСН 6/0,4 блока 1

Тип

Sн.т, кВ*А

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном.обмоток кВ

Uk,%

ДРк,кВт

ДРх,кВт

Iх,%

Rт,Ом

Хт,Ом

Qх,квар

ВН

НН

ТСЗС

1600

0,4

5,5

3,4

0,7

0,23906

1,2375

11,2

На основании советы [1] расчётная мощность ТСН, питающего шины 6 кВ, определяется по выражению:

(2.8.)

где Красч — расчётный переводной коэффициент;

— суммарная расчётная мощность электродвигателей, подключённых к шинам секций 6 кВ;

— суммарная номинальная мощность понижающих ТСН 6/0,4 кВ.

Расчётный переводной коэффициент определяется по формуле:

(2.9.)

где Кр — коэффициент разновремённости максимумов нагрузок движков;

Кн.ср, — средние значения коэффициента перегрузки, КПД и движков.

Для перегрузки 0,4 кВ [1] советует переводной коэффициент 0,9.

Согласно указаниям [1], расчётная мощность всякого электродвигателя принимается равной расчётной мощности на валу механизма. Все электродвигатели (рабочие и запасные) принимаются присоединёнными к секциям. Расчётная мощность на валу механизма определяется:

для вентиляторов

(2.10.)

где Q — расход (производительность) рабочей машинки, м3/ч;

Н — напор (давление), кгс/м3;

— КПД вентилятора;

— КПД передачи.

для насосов

(2.11.)

где G — производительность, кг/ч;

Н — полный напор, м вод.ст.

Определение расчётной мощности на валу механизма покажем на примере дымососа ДС — 1А.

Таблица 2.5. Технические свойства дымососа

Наименование

Размерность

Величина

Производительность

Полный напор

КПД дымососа

КПД передачи (муфта)

м3/час

кг/м2

о.е.

775000

475

0,71

0,98

кВт

Согласно [1], установленная (номинальная) мощность электродвигателя дымососа определяется по формуле:

Рн=Кзап•Рр (2.12.)

где Кзап — коэффициент припаса мотора (1,1ч1,3).

Таковым образом, номинальная мощность электродвигателя дымососа составляет:

Рн=1,1•1421=1563,1 кВт

Для привода дымососа установлен движок ДАЗО-1914-10/12 А, Рн=1500 кВт, как следует, определение расчётной мощности на валу дымососа проведено правильно.

Примечание: данные по технической характеристике дымососа взяты из[2,6].

Расчёт нагрузок на шины 6 кВ представлен в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Расчёт нагрузок на шины 6 кВ блока №1

Наименование присоединения

Тип мотора, трансформатора

Рн,

кВт

Рр,

кВт

Кол-во

Суммарная мощность, кВт

КРУ-3

КРУ-4

ДВ 1А,Б

ПЭН 1А,Б,В

ДК-1А,Б

ДС 1А, Б

ЦЭН 1А, Б

КЭН 1А, Б, В

Пусковой МЭН

Золосмывной 1 А,Б

Промывочный №4

СЭН городка №5

Насос ПТЭЦ 4

СЭН городка №6

Насос кислотной промывки 1

ДАЗО-1916-8/10

4АЗМ-2000/6000

2АЗМ-4000/6000

ДАЗО-1914-10/12

ДВДД-215/39-12/16

АВ-113-4

А-114-6

MQUe18

ДАМТ 137-4

А-114-4

А-13-59-6

А-114-4

АВ-113-4

625/1100

2000

4000

850/1500

500/1000

250

200

230

220

200

800

200

250

1027

1904

3544

1421

982

180

146

129

166

560

166

130

1027

3808

3544

1421

982

360

—

129

166

—

1027

1904

3544

1421

982

180

146

129

—

560

166

130

К-33

К-34

ТСВ-1

ТПУ-1

ТСЗ 630/10

ТСЗУ-1600/10

—

Итого на блок по секциям

?Рр.д = 11514кВт

?Рр.д = 10189кВт

?Sн.т =2230кВ*А

Sр=0,9• (11514+2230+10189+2230) = 23546,7 кВ•А

Примечание: Знаком # в таблице обозначены секции 6 кВ (А либо Б), от которых запитывается соответственный трансформатор.

Опосля проведения расчётов, представленных в (табл. П.1.2.), получены последующие результаты: Sр.т.= 23546,7 кВ*А

На основании данных [7.т.3.4.] в качестве рабочего трансформатора, питающего шины 6 кВ, избран трансформатор ТРДН-32000/15, характеристики которого приведены в (табл. 2.7).

Таблица 2.7. характеристики рабочего трансформатора ТРДН-32000/15

Тип

Sн.т. кВ*А

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном.обмоток, кВ

Uк,%

ДРк.з,кВт

ДРх.х,кВт

Iх.х,%

Rт,Ом

Хт,Ом

ДQх.х, квар

ВН

НН

ТРДН-32000/15

32000

15,75

6,3-6,3

12,2

145

0,6

0,035

0,946

192

В качестве запасного питания на КРУ 3, 4 употребляется трансформатор Т-120Г. Потому что перегрузка на секциях КРУ подчитана выше избираем трансформатор [7.табл. 3.6] ТРДН-40000/110, характеристики которого приведены в (табл. 2.8)

Таблица 2.8.характеристики рабочего трансформатора ТРДН-32000/110

Тип

Sн.т. кВ*А

Каталожные данные

Расчётные данные

Uном.обмоток, кВ

Uк,%

ДРк.з,кВт

ДРх.х,кВт

Iх.х,%

Rт,Ом

Хт,Ом

ДQх.х, квар

ВН

НН

ТРДН-32000/110

32000

121

6,3-6,3

10,5

170

0,55

1,556

38,433

220

2.4 электронные расчёты в схеме собственных нужд блока

Для питания электродвигателей 6 кВ и 0,4 кВ применим электронные кабели, идущие от секций КРУ 6 кВ и 0,4 кВ в кабельных каналах, находящихся на отметке -1 метр. Любой электродвигатель запитывается по отдельной кабельной полосы от секций 6 либо 0,4 кВ. В схемах питания сборок, согласно советов [5], избегают ступенчатого их питания от главных секций 0,4 кВ с тем, чтоб исключить затяжку времени отключения повреждения на отходящих от главных секций линиях и избежать затруднений, связанных с обеспечением селективного отключения, неминуемых при ступенчатом питании. Таковым образом, сборки запитываются любая по отдельной полосы.

2.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные движки

Выбор сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ делается по экономической плотности тока. Для этого нужно найти расчётный ток, который будет протекать по полосы. Выполним расчёты для кабелей, питающих электродвигатели 6 кВ.

Для круговой схемы, где кабель питает один электроприёмник, расчётный ток обусловится по выражению:

, А (2.13)

где Рр — расчётная мощность электродвигателя, кВт;

Uн — номинальное напряжение, кВ.

Экономическое сечение кабеля находится из дела:

, мм2 (2.14)

где jэ — финансовая плотность тока, А/мм2, которая зависит от материала проводника и числа часов использования максимума полной мощности в году, Тмп, определяемое по [6].

Для электростанций Тмп составляет наиболее 5000 часов, потому для кабелей с картонной пропитанной изоляцией и дюралевыми жилами принимаем jэ равным 1,2 А/мм2.

Экономическое сечение округляем до обычного наиблежайшего значения, определяемого по [5], приобретенный при всем этом допустимый ток должен быть принят с поправками на коэффициент прокладки и коэффициент температуры, принимаемыми по [5].

I’доп = Iдоп.таб•Кt•Kп•Кпер (2.15)

где Iдоп.таб — табличное

Кt — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

Кп — поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля;

Кпер — коэффициент перегрузки.

Выбор сечения кабеля покажем на примере дымососа, результаты расчёта для остальных электроприёмников сведём в(табл. 2. 9)

Расчёт ведётся по выражениям (2.13), (2.14), (2.15). Находим расчётный ток кабельной полосы:

151,6 А

Экономическое сечение кабельной полосы:

126,34 мм2

По [6.т.1.3.18.] определяем обычное сечение: Fст = 120мм2, Iдоп.таб =190 А.

По [6]: Кп — поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля принимаем равным 0,75 для кабелей, проложенных открыто на лотках в кабельном туннеле;

Кt — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды принимаем равным единице;

Кпер — коэффициент перегрузки принимаем равным 1,35.

Допустимый ток кабеля с учётом коэффициентов Кп, Кt и Кпер обусловится

I’доп = 1,0*0,75*1,35*190 =192,38 А

Выбранное сечение кабеля нужно проверить по условию работы в послеаварийном режиме: I’доп?Iп/а.

Находим ток в послеаварийном режиме, которым будет являться режим работы мотора при номинальных параметрах:

=160,03 А

— условие выполнено.

Принимаем к установке кабель ААШв (3х150).

Для других кабелей расчёт ведётся аналогично.

Таблица 2.9. Расчёт сечений кабельных линий 6 кВ, питающих высоковольтные движки

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Учебная работа. Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...