Проектування електричної станції

Вступ.

Загальні поняття і визначення про проектування ЕС.

Проектування — це процес складання опису, необхідного для створення в заданих умовах ще не існуючого об'єкта, наприклад електростанції чи підстанції. Вихідною інформацією для проектування об'єкта слугує завдання на проектування. Завдання дає первинний, вихідний опис об'єкта, який складений по певній формі. Він повинен включати в себе відомості про призначення об'єкта, умови його функціонування, його вихідних параметри і т. д.

Електрична станція як об'єкт проектування відноситься до категорії технічних систем. Технічна система має, як правило, ієрархічну структуру побудови із наступними ступенями: підсистеми вищого і нижчого рівнів, фрагменти, елементи.

Елемент — це окремий предмет: машина, апарат, провідник і т. п. Вибір параметрів елемента виконують внаслідок деякої дії, яка називається проектною операцією.

Фрагмент являє собою сукупність функціонально зв'язаних елементів (наприклад розподільчий пристрій). В загальному випадку фрагмент характеризується параметрами елементів і структурою зв’язків між ними. Вибір фрагмента визначається проектною процедурою, яка складається із циклу операцій.

Підсистема (нижчого та вищого рівнів) відокремлена частина системи, яка складається із множини фрагментів та має відносно слабкі зв’язки із іншими підсистемами (наприклад, електроустановка власних потреб).

Процес проектування підсистеми складається із ряду проектних процедур. Кожна процедура представляє собою деяку сукупність операцій, виконання яких закінчується проектним рішенням, тобто описанням фрагмента об'єкта. У результаті проектування у відповідності із великою кількістю фрагментів отримуємо численні локальні проектні рішення, а їх сукупність представляє собою кінцеве рішення, яке дає повний опис підсистеми.

Кожне проектне рішення оформляється у вигляді проектного документа, виконаного по заданій формі. Комплект всіх проектних документів складає проект об'єкта.

Для здійснення процесу проектування необхідно скласти сукупність розпоряджень (формалізованих дій), яка отримала назву алгоритм проектування.

В теперішній час можливо назвати 3 способи проектування: неавтоматизоване, автоматизоване і автоматичне.

При неавтоматизованому проектуванні всі проектні операції і процедури, що необхідні для отримання кінцевого проектного рішення, виконує людина (проектувальник). При автоматизованому проектуванні весь вказаний цикл здійснюється на базі взаємодії людини і ЕВМ. Процес автоматичного проектування здійснюється без участі людини: за проектувальником залишається лише ввід в ЕВМ технічного завдання, пуск відповідної системи автоматичного проектування і контроль за її роботою.

Із розвитком електростанцій зростала і складність їх проектування. відповідно змінювались методика і способи проектування. Розглянемо спочатку основні історичні етапи, через які пройшло проектування електростанцій.

Основні стадії проектування.

У процесі проектування електростанції необхідно виділити три основні стадії: завдання на проектування, технічний проект, робочий проект в кресленнях.

Завдання на проектування електростанцій включає в себе зовнішню вихідну інформацію — місце розташування, тип, призначення станції і його вихідні параметри, паливо та джерело водопостачання, режими роботи станції, її навантаження і місце в графіку навантаження енергосистеми, схему приєднання станції до енергосистеми, дані енергосистеми. Крім того, в завданні вказуються заплановані строки проектування і спорудження, черговість спорудження.

Завдання складає заказник проекту (міністерство, відомство, промислове підприємство) на основі техніко-економічного обґрунтування доцільності запланованого будівництва. Завдання повинно бути узгодженим із проектною організацією і генеральним підрядчиком на будівельні роботи.

При проектуванні потужних електростанцій районного типу вся інформація, пов’язана із енергосистемою, отримується із назовні стадійної проектної роботи по розвитку енергосистеми, яку виконує Енерго-Сеть-Проект.

Технічний проект електростанції являє собою сукупність проектних документів, що відображають основні проектні рішення і, відповідно дають описання проектної електростанції. У склад технічного проекту електростанції входять: паспорт, техніко-економічне обґрунтування станції, кошторис, проектні документи по технічній частині (підсистеми), проектні документи по електротехнічній частині (підсистеми), проектно-технічної частини (технічне водопостачання, зовнішнє гідро золовидалення для ТЕС, водопровід і каналізація), проектні документи по будівельній частині (архітектурно-будівельний розділ, опалення, вентиляція), генеральний план будівництва і транспорт, організація будівництва станції.

Робочий проект електростанції (підстанції) — це сукупність пояснювальної записки із розрахунками і робочих креслень, по яким виконують монтажно-будівельні роботи. На рівні робочого проекту виконують коректування проектних рішень у відповідності із зауваженнями підтверджувальних інстанцій, уточнюють параметри елементів по умові їх комплектації, можливості виготовлення і поставки, вносять в проектні рішення додаткові напрацювання у напрямку необхідної деталізації.

Компоновка ТЕЦ.

Теплові електростанції мають велику кількість технологічних споруд, зовнішніх та внутрішніх технологічних комунікацій. Для ТЕЦ характерна наявність РУ генераторної напруги закритого типу (ЗРУ), від якого відходить велика кількість кабельних ліній, використання оборотного водопостачання із штучними охолоджувачами (зазвичай у вигляді градирень), вивід теплопроводів до місцевих споживачів. Для прикладу розглянемо компоновку ТЕЦ із поперечними зв’язками.

До числа основних технологічних споруд ТЕЦ відносять головний корпус, де встановлюються турбоагрегати, котли і їхнє допоміжне обладнання, градирні і водопроводи циркуляційної води, склад палива, подача палива, яка включає в себе розвантажувальний пристрій, дробильний корпус, димові труби. Розміщення основних технологічних споруд відповідає послідовності технологічного процесу.

У безпосередній близькості від основних технологічних споруд розміщують їх допоміжні споруди: хімводоочистку, мазутне господарство, механічну майстерню, матеріальний склад, що розміщуються у між складом палива і головним корпусом, трансформаторну майстерню. Масляне господарство через його пожежонебезпечність відносять до у сторону від основних споруд.

1. Вибір принципової схеми електричної станції.

Схеми електричних з'єднань і відповідні розподільчі пристрої є важливими елементами електричних станцій. Розрізняють головні схеми та схеми власних потреб.

1.1 Вибір структурної схеми.

На генераторній напрузі ТЕЦ приймаємо схему з двома системами збірних шин і з секціонуванням 1_ої системи шин. Група приєднань навантаження та приєднання власних потреб підключаються до збірних шин через розвилку двох шинних роз'єднувачів, що дозволяє здійснювати роботу як на одній, так і на іншій системі шин (один з шинних роз'єднувачів нормально відключений).

Перевагою схеми з двома системами збірних шин є можливість ремонту будь-якої системи шин без відключення споживачів і джерел. Наявність шиноз'єднуючих вимикачів дозволяє виконувати всі необхідні переключення з одної системи шин на іншу.

Розглянута схема є гнучкою і забезпечує достатню надійність енергопостачання..

Між 1_ою секцією і другою системою шин і між 2_ою секцією і другою системою шин є шиноз'єднувальні вимикачі (ШЗВ). Шини 10 і 110 кВ з'єднуються через 2 трансформатора зв’язку. На шини генераторної напруги приймаємо підключеними 2 генератора по 60 МВт по балансу навантаження шин 10,5 кВ.

Для розгляду приймаємо три варіанта електричних з'єднань ТЕЦ. У всіх цих варіантах 1_ий і 2_ий генератори підключаються до шин генераторної напруги.

В першому варіанті 3-ій і 4_ий генератори підключаються до шин 330 кВ, в другому — 3-ій генератор — до шин 110 кВ, 4_ий генератор — до шин 330 кВ.

Структурні схеми усіх варіантів показані нижче..

Рис. 1.1.

Рис. 1.2.

Таблиця 1.1 — Початкові дані.

2. Вибір електрообладнання електричної станції.

2.1 Вибір турбогенераторів.

Згідно з завданням номінальна напруга генераторів становить 10,5 кВ і в сумі вони повинні видавати активну потужність 240 МВт. Тому вибираємо чотири генератори типу ТВФ_60-2, паспортні данні якого приведенні в таблицю 2.1.:

Таблиця 2.1. Номінальні параметри генераторів.

2.2 Вибір обладнання для 1_го варіанту схеми.

Вибір трансформаторів зв'язку 110/10,5 кВ.

Для вибору трансформаторів зв'язку розглянемо 3 режима:

— режим максимального навантаження (99 МВт);

— режим мінімального навантаження ();

— аварійний режим (вихід з ладу одного турбогенератора на генераторній напрузі).

Навантаження власних потреб приймаємо 10% від генерації (12 МВт).

Потужність, що передається через трансформатори: Р = Р_Г -Р_ВП-Р_нав.

Вибір трансформатора зв’язку зводимо в таблицю 2.2.

Таблиця 2.2. — Вибір трансформатора зв’язку.

По найбільшому розрахунковому навантаженню визначаємо потужність кожного з двох трансформаторів:

В якості трансформаторів зв’язку вибираємо два трансформатора типу ТДН_63 000/110, його параметри зводимо в таблицю 2.3.

Таблиця 2.3. — Параметри трансформатора ТДН_63 000/110.

Вибір блочного трансформатора на шини 330 кВ.

При блочному з'єднанні генератора потужність трансформатора вибирається по розрахунковій потужності:.

Вибираємо трансформатор типу ТДЦ_125 000/330. Параметри трансформатора зводимо в таблицю 2.4.

Таблиця 2.4. — Параметри трансформатора ТДЦ_125 000/330.

Вибір автотрансформаторів зв'язку 330/110 кВ.

Для вибору автотрансформаторів зв'язку розлянемо 3 режима:

— режим максимального навантаження шин 10 та 110 кВ;

— режим мінімального навантаження шин 10 та 110 кВ;.

— аварійний режим (вихід з ладу одного турбогенератора на генераторній напрузі)..

Вибір автотрансформаторів зв'язку 330/110 кВ зводимо в таблицю 2.5.

Таблиця 2.5 — Вибір автотрансформаторів зв’язку 330/110 кВ.

Потужність, що проходить через автотрансформатори:

По найбільшій розрахунковій потужності визначимо потужність кожного з двох трансформаторів:

Вибираємо 2 автотрансформатори зв’язку типу АТДЦТН_200 000/330/110.

Параметри трансформатора типу АТДЦТН_200 000/330/110 зводимо в таблицю 2.6.

Таблиця 2.6. — Параметри трансформатора АТДЦТН_200 000/330/110.

Вибір секційного реактору.

Для обмеження токів КЗ на ТЕЦ застосовують секційні реактори. У нормальному режимі роботи потужності між секціями розподілені рівномірно і перетоки потужностей через секційний реактор практично дорівнюють нулю.

Номінальний струм реактора визначаємо на основі перетоків потужностей між секціями при відключенні живильних приєднань генераторів та трансформаторів зв'язку.

Номінальний струм генераторів, підключених до секції.

Номінальний струм генераторів, підключених до секції.

— номінальний струм реактора.

Вибираємо реактор типу РБДГ 10-2500-0,25У3. Параметри реактора зводимо в таблицю 2.7.

Таблиця 2.7. — Параметри реактора РБДГ 10-2500-0,25У3.

2.3 Вибір обладнання для 2_го варіанту схеми.

Вибір трансформатора зв'язку між шинами 110 і 10 кВ.

Трансформатори зв’язку між шинами 110 і 10 кВ вибираємо такі ж як і для першого варіанту схеми.

Вибір блочного трансформатора на шини 330 кВ..

Блочний трансформатор на шини 330 кВ вибираємо такий же, як і для першого варіанту схеми.

Вибір блочного трансформатора на шини 110 кВ..

Вибираємо трансформатор типу ТДЦ_80 000/110. Параметри трансформатора зводимо в таблицю 2.8.

Таблиця 2.8. — Параметри трансформатора ТДЦ_80 000/110.

Вибір автотрансформаторів зв'язку 330/110 кВ.

Для вибору автотрансформаторів зв'язку розглянемо 3 режима:

— режим максимального навантаження шин 10 та 110 кВ;.

— режим мінімального навантаження шин 10 та 110 кВ;.

— аварійний режим (вихід з ладу 1 турбогенератора на напрузі 10 чи 110 кВ).

По найбільшому розрахунковому навантаженню визначимо потужність кожного з двох автотрансформаторів:

Вибираємо 2 автотрансформатори зв’язку типу АТДЦТН_125 000/330/100.

Параметри трансформатора зводимо в таблицю 2.9..

Таблиця 2.9. — Параметри автотрансформатора АТДЦТН_125 000/330/100.

3. Техніко-економічне порівняння варіантів.

Складаємо порівняльну таблицю вартості варіантів. В таблиці 3.1 враховується тільки те обладнання, на які відрізняються варіанти.

Таблиця 3.1. — Порівняльна таблиця вартості.

'ст. 577 (Л1),.

ВВШ_110-110-25/2000_У1.

''ст. 582 (Л2),.

У_330Б — 31,5/2000_У1.

Найбільш економічний варіант визначаємо по найменшому значенню повних приведених річних витрат..

.

де — нормативний коефіцієнт ефективності.

Річні витрати складаються з трьох складових:

Амортизаційні відрахування.

де, - норма амортизаційних відрахувань,.

Витрати на обслуговування ЕС (ремонт і зарплата персоналу).

де, для і для .

Витрати, обумовлені втратами енергії..

де - вартість 1 втраченої енергії.

Приймаємо на 2015 рік.

- річні втрати електроенергії.

3.1 Розрахунок техніко-економічних показників для 1_го варіанту.

3.2 Розрахунок техніко-економічних показників для 2_го варіанту.

Таблиця 3.2. - Порівняння двох варіантів схем.

З таблиці бачимо, що за даними техніко-економічних розрахунків мінімальні повні річні витрати є в варіанті 2. Тому приймаємо схему електричних з'єднань ТЕЦ по варіанту 2.

4. Розрахунок струмів КЗ.

4.1 Розрахунок параметрів елементів схеми.

станція турбогенератор трансформатор струм За базисну потужність приймаємо:

Базисна напруга:

Розрахункова схема показана на (рис 4.1).

Рис. 4.1.

Приводимо параметри елементів схеми заміщення до базисних:

Опори генераторів:.

Опори трансформаторів:

Опір реактора:

Опори автотрансформаторів:

По розрахунковій схемі складаємо схему заміщення.

Рис. 4.2. Схема заміщення.

Для розрахунку струмів к.з. нам необхідно знати опір системи X_C. Тому згортаємо схему відносно точки K_C, що знаходиться перед виходом в систему. Так ми знайдемо X_C. Внаслідок симетричності схеми та (,) відносно точки, не враховуємо..

4.2 Розрахунок к.з. в точці К1.

Згортаємо схему справа наліво відносно точки К1..

Рис. 4.2. Схема заміщення.

Рис. 4.3. Згортання схеми заміщення.

Знайдемо коефіцієнти струморозподілу по гілкам схеми:.

Перевірка:

4.2 Розрахунок струмів КЗ методом розрахункових кривих.

Вихідну систему замінимо еквівалентною з трьома променями, в першому проміні-генератор Г₂, в другому - генератори Г_1, Г_3, Г_4, в третьому-система..

Таблиця 4.1.

Для променів маємо:

1) для променя 1:

номінальний струм променя.

розрахунковий опір променя при трифазному КЗ:

розрахунковий опір променя при двухфазном КЗ:

2) для променя 2:

номінальний струм променя.

розрахунковий опір променя при трьохфазном КЗ:

розрахунковий опір променя при двухфазном КЗ:

3) для променя 3:.

номінальний струм променя.

розрахунковий опір променя при трьохфазном КЗ:

розрахунковий опір променя при двухфазном КЗ:

По розрахункових кривих визначаємо відносне значення періодичної складової струму КЗ кожного з променів схеми, а також відразу обчислюємо значення струмів, що діють, і ударний струм для кожного виду КЗ:.

1) Трьохфазне КЗ, промінь 1 (1):

Струми в кА:

2) Трьохфазне КЗ, промінь 2.

Струми в кА:.

3) Трьохфазне КЗ, промінь 3.

Струми в кА:.

Ударний струм:

4) двухфазне КЗ, промінь 1 ():

струми в кА:

5) двухфазне КЗ, промінь 2.

Токи в кА:.

6) двухфазне КЗ, промінь 3.

струми в кА:.

Результати занесемо до табл. 4.2 і табл. 4.3.

Таблиця 4.2.

Таблиця 4.3.

5. Вибір лінійного реактора.

Визначаємо кількість одинарних реакторів..

Кількість приєднань на секцію 10,5 кВ:.

Приймаємо по 3 відгалудження на лінійний реактор.

Кількість л.р. на секцію 10,5 кВ:

. Приймаємо =1600 А..

Визначаємо опір реактора. Опір реактора повинен бути таким, що знижує до величини вимикача, який знаходиться на цій лінії..

Приймаємо вимикачі з =20 кА..

.

.

.

Приймаємо реактор РБГ₁₀-1600-0,20УЗ, з паспортними даними приведеними в табл. 5.1.

Таблиця 5.1.

Для віддаленого к.з. властивості джерел к.з. стають наближено однаковими. Індивідуальні їхні властивості проявляються слабо. Їх можна об'єднати в промінь, потужність якого дорівнює потужності всіх джерел включаючи систему Потужність променя:

Номінальний струм проміня:

.

.

станція турбогенератор трансформатор струм Враховуючи, що струми трифазного к.з. перевищують струми двофазного к.з., перевірку реактора робимо по струмам трифазного к.з..

Для трьохфазного к. з по розрахунковим кривим знаходимо:

Струми в кА:.

Ударний струм:

Фактичний струм через реактор:

1) Перевірку реактора на електродинамічну стійкість виконаємо за умовою:.

= 60 кА > = 58,913 кА.

Умова електродинамічної стійкості виконується.

2) Виконаємо перевірку реактора на термічну стійкість:.

Заводське значення теплового імпульсу струму к.з.,.

.

- струм термічної стійкості.

- час термічної стійкості.

Розрахунковий тепловий імпульс струму к.з. за реактором:

.

Приймаємо .

Приймаємо .

— повний час відключення вимикача.

.

— повний час відключення вимикача.

Умова термічної стійкості виконується..

6. Вибір апаратури на розрахунковому відгалуженні.

6.1 Вибір вимикача розрахункового відгалуження..

Робочий струм.

В обтяжувальному режимі:

Вибираємо вимикач типу МГГ₁₀-3150-45У3. Параметри вимикача занесемо в таблицю 6.1.

По робочому струму:

Перевірка на електродинамічну стійкість.

< = 120 кА.

Умова на електродинамічну стійкість вимикача виконується..

Перевірка на термічну стійкість.

Заводське значення теплового імпульсу струму к.з.,.

.

- струм термічної стійкості.

- час термічної стійкості.

Визначаємо розрахунковий тепловий імпульс струму к.з. за реактором.

.

= 0,15 с - повний час відключення вимикача,.

= 2,4 с - час дії резервного захисту.

с.

Умова термічної стійкості вимикача виконується.

Перевірка на відключаючу здатність.

В першу чергу проводиться перевірка на симетричний струм відключення по умові.

Потім провіряється можливість відключення аперіодичної складової струму к.з..

— номінальне значення відносного вмісту аперіодичної складової в струмі, що відключається.

.

де - власний час вимикача,.

- мінімальний час дії релейного захисту.

с.

Умова виконується.

Таблиця 6.1.

6.2 Вибір шинних роз'єднувачів на лінійному реакторі.

В обтяжувальному режимі:

Вибираємо роз'єднувач типу РВЗ₁₀/1000УЗ. Параметри зводимо в таблицю 5.3.

Перевірка на електродинамічну стійкість:.

< .

Умова на електродинамічну стійкість роз'єднувача виконується.

Перевірка на термічну стійкість.

Заводське значення теплового імпульсу струму к.з.,.

.

- струм термічної стійкості.

- час термічної стійкості.

Визначаємо розрахунковий тепловий імпульс струму к.з. за реактором,.

.

= 0,08 с - повний час відключення роз'єднувача.

= 2,4 с - час дії резервного захисту.

с.

Умова на термічну стійкість роз'єднувача виконується.

Таблиця 6.2.

6.3 Вибір кабелю.

Вибираємо кабель по напрузі і струму..

Вибираємо трьохжильний кабель АСБУ U_ном.=10 кВ. Визначимо економічний переріз, прийнявши економічну густину струму 1,1 А/ммІ:.

Вибираємо кабель з перерізом струмопровідної жили 150, з .

1) Визначимо значення тривало допустимого струму з врахуванням поправки на кількість прокладених поруч в землі кабелів К1 і температуру довкілля К2. При відстані між кабелями 100 мм 1, 0,92 при t=15єC:

Оскільки <, то по допустимому струму кабель підходить.

2) Виконуємо перевірку кабеля на термічну стійкість за умовою:

- мінімальний переріз кабеля, який при розрахунковому струмі к.з. обумовлює нагрів кабеля до короткочасно припустимої температури.

- розрахунковий тепловий імпульс струму к.з.

- функція, для кабелю до 10 кВ з алюмінієвими жилами .

.

Переріз кабеля.

Оскільки.

Умова на термічну стійкість кабеля виконується.

6.4 Вибір вимірювального трансформатора струму.

.

Таблиця 6.3. Вторинне навантаження трансформаторів струму.

= 4 (ВА) — сумарна потужність, що споживається приладами,.

= 5 (А) — номінальний вторинний струм.

Визначаємо сумарний опір приладів:

.

Вибираємо трансформатор струму, який для класу точності 0,5 має відповідний зовнішній опір. Вибираємо трансформатор струму ТПЛ_10 з параметрами:

Перехідний опір контактів приймаємо 0,1 Ом, тоді опір проводів:

.

Приймаючи довжину з'єднувальних проводів з алюмінієвими жилами 5,5 м, визначаємо переріз:.

.

де =0.0283 — питомий опір матеріалу проводу.

В якості з'єднувальних приладів приймаємо багатожильні контрольні кабелі КРВГ з перерізом 3 ммІ.

1) Перевірка на електродинамічну стійкість:.

Умова на електродинамічну стійкість виконується..

2) Перевірка на термічну стійкість:.

Заводське значення теплового імпульсу струму к.з.

.

- струм термічної стійкості,.

- час термічної стійкості.

Розрахунковий тепловий імпульс струму к.з. за реактором.

Умова на термічну стійкість виконується..

Результати занесемо до табл. 6.4.

Таблиця 6.4.

6.5 Вибір вимірювальних трансформаторів напруги.

Таблиця 6.5. Вторинне навантаження трансформаторів напруги.

Примітка.

1. Врахована установка ватметрів, варметрів, лічильників на кожному відгалудженні секцій і на трансформаторі зв’язку.

2. Врахована установка вольтметрів контролю ізоляції в кожній фазі.

.

Вибираємо трансформатор напруги НТМИ_10-66 УЗ.

.

Вибраний трансформатор напруги забезпечує клас точності 0,5.

Результати занесемо до табл. 6.6.

Таблиця 6.6..

7. Вибір вимикача ГРП..

Номінальний струм.

Вимикачі визначаємо за струмом режиму перенавантаження:

Вибираємо вимикач типу МГГ₁₀-5000/45 УЗ — 10. Параметри вимикача занесемо в таблицю 7.1.

Для визначення струму к.з. через вимикач виконується розрахунок.

3_фазного к.з. на шинах 10 кВ для 2_променевої схеми (1_й промінь — генератор, 2_й промінь — всі інші генератори і система).

Знайдемо коефіцієнти струморозподілу:

Для променів маємо:

1) для променя 1:

номінальний струм променя.

розрахунковий опір променя при трьохфазном КЗ:

2) для променя 2:

номінальний струм променя.

розрахунковий опір променя при трьохфазном КЗ:

1) Трьохфазне КЗ, промінь 1 (1):

Струми в кА:.

2) Трьохфазне КЗ, промінь 2 (1):

Струми в кА:.

Ударний струм:

Перевірка на електродинамічну стійкість.

< = 120 (кА).

Умова на електродинамічну стійкість вимикача виконується..

Перевірка на термічну стійкість..

Заводське значення теплового імпульсу струму к.з.,.

.

- струм термічної стійкості.

- час термічної стійкості.

Визначаємо розрахунковий тепловий імпульс струму к.з.

.

= 0,15 с - повний час відключення вимикача,.

= 2.4 с - час дії резервного захисту.

с.

Умова термічної стійкості вимикача виконується.

Перевірка на відключаючу здатність.