Расчет основных технико-экономических показателей Заларинской ГРЭС

1.Социально-экономическое обоснование необходимости строительства станции в заданном районе

Иркутская область расположена в центре Сибири. Столица город Иркутск с численностью населения 578,1 тыс. чел. По площади территория области(775,8 тыс. м2) занимает шестое место среди 20-ти регионов Сибири. От 160 до 180 дней в году держится устойчивая температура ниже 0?С. Зима холодная(температура января по области от -17?С до -33?С), лето жаркое и сухое в первой половине(температура июля от +17?С до +33?С), во второй половине дождливое. Иркутская область богата полезными ископаемыми. Главными минеральными ресурсами является углеводородное сырье, золото, слюда, железо, бурый и каменный уголь, поваренная соль. Область богата месторождениями нерудного сырья для черной металлургии. Иркутская область имеет достаточно разветвленную и развитую инфраструктуру, представленную различным видом транспорта.

Проектируемую ГРЭС предполагается построить в районе п.г.т. Залари. Население насчитывает около 35 тыс. чел. Строительство мощной ГРЭС обусловлено особенностью энергетики Иркутской области. В настоящее время на территории области построено 4 гидроэлектростанции(Иркутская, Мамаканская, Братская, Усть-Илимская) суммарной мощностью 9,5 ГВт, кроме того иметься 17 тепловых электростанций значительно меньшей мощности. Таким образом на ГЭС сосредоточено 70% мощностей, а на ТЭЦ 30%. Подобная структура положительно сказывается на экономике области, но есть и отрицательная сторона. В периоды затягивающегося маловодья снижается уровень воды в водохранилищах до критических отметок. Последствиями таких явлений стало резкое уменьшение выработки электроэнергии, что заставило четко нормировать её потребление, сокращая объем производства даже на ведущих отраслях. Убытки понесенные из-за периодов маловодья исчисляется сотнями миллионами долларов. Подобная ситуация прогнозировалось, поэтому предлагается уменьшить дисбаланс между гидро- и теплоэнергетическими мощностями.

П.г.т. Залари является поставщиком рабочей силы, в следствии чего не требуется сооружение поселка для строителей и работников ГРЭС. При строительстве будут использоваться уже существующие железные и автомобильные дороги, а так же существующие сети энергосистемы, что уменьшит капиталовложения и длительность строительства. Проектируемая ГРЭС будет крупным потребителем водных и топливных ресурсов. Источником водных ресурсов будет служить река Залари. Источником топливных ресурсов будет служить Иркутско-Черемховской бассейн.



2. Технологическая часть

станция схема электрический оборудование

Одной из важнейших задач технологической части настоящего дипломного проекта является определение состава основного технологического оборудования, устанавливаемого на станции, и выбор конкретных агрегатов, удовлетворяющих намеченному составу. Помимо этого, здесь решается широкий круг важнейших вопросов, связанных с тепловой частью электростанции, таких как выбор принципиальной тепловой схемы, расчёт выбранной схемы, выбор основного оборудования тепловой части и определение некоторых технико-экономических показателей проектируемой станции.

2.1 Выбор основного технологического оборудования станции

Надёжность, экономичность, мобильность и другие важнейшие характеристики станции в целом непосредственно зависят от состава используемого в ней оборудования. Именно поэтому задачей данного раздела настоящего дипломного проекта можно считать выбор оптимального состава основного оборудования, отвечающего техническим требованиям и являющегося необходимой базой для составления вариантов структурной схемы станции на следующем этапе проектирования.

2.1.1 Графики нагрузки

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции, не является постоянной во времени величиной. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. изменением мощности нагрузки во времени.

При отсутствии точного графика, его можно определить по известному характеру потребителя на основе типовых графиков нагрузки, имеющихся в справочной литературе, например [4]. Техническое задание на данный дипломный проект предусматривает точный график нагрузки.

Для упрощения дальнейших расчётов примем, что график реактивной мощности повторяет по форме график активной мощности.

Принимаем значение максимальной мощности каждого потребителя (1390 и 720 МВт соответственно) за 100% и находим значение мощности на каждом временном интервале графика. Графики нагрузки отдельных потребителей изображены на рисунке 2.1

	Потребитель1	Потребитель 2	Суммарный
0-4	1112	612	1724
4-8	1181	576	1757
8-12	1251	684	1935
12-16	1042	648	1690
16-20	1390	720	2110
20-24	1251	576	1827

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузки потребителей

Одной из важнейших характеристик графика нагрузки является максимальное и минимальное значение параметра, представленного на нём. Однако в расчётах удобнее оперировать не максимальным и минимальным значением нагрузки, а коэффициентом понижения нагрузки в минимальном режиме, определяемом отношением вышеназванных величин.

Коэффициент понижения нагрузки в минимальном режиме для потребителей, о.е.:

,

где-максимальное значение мощности по рисунку 2.1 МВт

-минимальное значение мощности по рисунку 2.1 МВт.

2.1.2 Общий баланс мощности

Общий баланс мощности представляет собой баланс между общей электрической нагрузкой и установленной мощностью станции, составляющийся для определения последней.

Суммарная нагрузка определяется с учётом коэффициента спроса путём суммирования нагрузок на всех напряжениях.

,

где n-число напряжений, на которых имеется нагрузка;

-Нагрузка на j-ом напряжении, МВт;

-Коэффициент спроса, характеризующий нагрузку на j-ом напряжении, о.е.

Техническое задание на данный дипломный проект предусматривает наличие двух потребителей на одном напряжении (220 кВ). Тогда суммарная мощность нагрузки, МВт:

,

где-мощность нагрузки на напряжении 220 кВ, МВт. Следует принять (см. Техническое задание);

-коэффициент спроса нагрузки , о.е. Следует принять (см. Техническое задание);

Полная мощность, покрываемая генераторами станции должна включать в себя также и мощность собственных нужд, которая на данном этапе может быть ориентировочно определена по рассчитанной мощности нагрузки.

Предварительно мощность собственных нужд по отношению к нагрузке, МВт:

,

где - процент установленной мощности электростанции заданного типа, определяющий мощность собственных нужд, %. В соответствии с типом станции (ГРЭС) и видом топлива (уголь) по [3, таблица 2.4] ориентировочно принимаем .

Мощность, покрываемая генераторами станции, МВт:

,

По условию устойчивости единичная мощность самого крупного агрегата, устанавливаемого на станции, не должна превышать резерва мощности системы, который находится в пределах 612 %. Для заданной мощности энергосистемы Pc=12,9 ГВт, приняв коэффициент резерва р=7 %, рассчитаем мощность резерва, МВт:

,

Учитывая полученное значение мощности нагрузки, мощности резерва и то обстоятельство, что на стадии проектирования мощность станции не может быть принята меньше мощности нагрузки (т.е. станция не должна быть дефицитного типа) [1], выберем установленную мощность станции и состав агрегатов, МВт:

Таким образом, установленная мощность станции принята равной 2500 МВт при составе турбогенераторов 5500 МВт, что удовлетворяет требованиям по устойчивости и полному покрытию нагрузки, и, следовательно, выполнению условия не дефицитности станции на этапе проектирования.

2.1.3 Выбор генераторов, турбин и котлоагрегатов

Данный этап проектирования ставит своей целью выбор конкретных агрегатов, которые будут установлены на станции, поскольку для проведения последующих расчётов необходимо располагать их параметрами и техническими характеристиками.

Поскольку любая электростанция конденсационного типа, в том числе и рассматриваемая в настоящем дипломном проекте, работает по графику, независимому от графика выработки тепловой энергии, то целесообразно проводить выбор оборудования в следующей последовательности: генераторы-турбины-котлоагрегаты.

Выбор генераторов осуществим по рассчитанной ранее мощности одного блока - 500 МВт. Основные параметры и технические характеристики выбранных генераторов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические данные турбогенераторов по [3, таблицы 3.4-3.6]

Параметр	Ед. изм.	Значение
Тип турбогенератора	-	ТГВ-500-2У3
Номинальная полная мощность Sном	МВА	588
Номинальная активная мощность Pном	МВт	500
Номинальное напряжение Uном	кВ	20
Номинальный ток статора Iном	кА	17
Номинальный коэффициент мощности cos	о.е.	0,85
Номинальное напряжение возбуждения Uв.ном	В	444
Номинальный ток возбуждения Iв.ном	А	5120
КПД	%	98.84
Схема соединения обмоток статора	-	YY
ОКЗ	о.е.	0,44
Синхронное сопротивление по продольной оси Xd	о.е.	2,41
Переходное сопротивление по продольной оси Xd'	о.е.	0,373
Сверхпереходное сопротивление по продольной оси Xd''	о.е.	0,243

Для выбранного типа генератора выберем также систему возбуждения. Согласно [3, таблица 3.12] на генераторе ТГВ-500 может быть установлена тиристорная система независимого возбуждения, параметры и характеристики которой представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические данные системы возбуждения по [3, таблица 3.12]

Параметр	Ед. изм.	Значение
Тип вспомогательного генератора	-	СТВ-125
Номинальная полная мощность Sном	кВА	6240
Номинальное напряжение Uном	В	490
Номинальный ток Iном	А	3350
КПД	%	92,6

По известной мощности генераторов выбираем турбины. Здесь необходимо учитывать то обстоятельство, что помимо электрической станция несёт тепловую нагрузку, путей покрытия которой в рассматриваемом случае может быть несколько. Наметим два из них наиболее простых и часто применяемых на практике:

На станции устанавливаются 3 конденсационные и 2 теплофикационная турбина. Базисная часть графика тепловой нагрузки при этом покрывается за счёт регулируемых отборов теплофикационной турбины, а пиковая - за счёт отдельно устанавливаемых пиковых водогрейных котлов (ПВК).

На станции устанавливаются 5 конденсационные турбины. При этом вся тепловая нагрузка покрывается за счёт нерегулируемых отборов пара конденсационных турбин на сетевые подогреватели.

Для дальнейшего рассмотрения принимаем 2-й вариант состава турбин, как в большей степени предпочтительный для электростанции заданного типа. Основные технические параметры и характеристики турбин представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические данные турбин по [6, таблица 2.79]

Параметр	Ед. изм.	Значение
Тип турбины	-	К-500-240-2
Номинальная мощность Pном	МВт	500
Максимальная мощность Pмакс	МВт	535
Начальная температура tо	оС	540
Температура промперегрева tпп	оC	565
Завод-изготовитель: Ленинградский металлический завод

Далее следует выбрать котлоагрегаты, которые должны обеспечить расход свежего пара в голову турбины, необходимую начальную температуру пара и температуру промежуточного перегрева пара. Помимо этого следует учесть заданный вид топлива, поскольку котлоагрегаты рассчитываются на определённый вид топлива. Основные технические параметры и характеристики котлоагрегатов представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Технические данные котлоагрегатов по [5, таблица 3.3]

Параметр	Ед. изм.	Значение
Тип котлоагрегата	-	П-57(Пп-1650-25-545КТ)
Паропроизводительность Gо	т/ч	1650
Давление Pо	МПа	25
Температура после промперегрева tпп	оС	545
Завод-изготовитель: Машиностроительный завод им.Орджоникидзе

Итак, разработка данного раздела позволила определить состав основного технологического оборудования, устанавливаемого на станции:

Три турбогенератора марки ТГВ-500 для выработки электроэнергии;

Три конденсационных турбины марки К-500-240-2для привода турбогенераторов и покрытия графика тепловой нагрузки за счёт нерегулируемых отборов;

Три котлоагрегата марки П-57(Пп-1650-25-545КТ) для обеспечения турбин паром необходимых параметров.



2.3 Расчёт годового отпуска теплоты

При проведении расчёта годового отпуска теплоты из нерегулируемых отборов турбин энергоблоков проектируемой электростанции допускается, что электроэнергия в течение года вырабатывается равномерно работающими агрегатами, каждый из которых в течение года находится в работе, в среднем, одинаковое время (за вычетом ремонтных и иных простоев). В этом предположении определяется среднегодовая электрическая нагрузка энергоблока, которая считается неизменной по месяцам года.

На рассматриваемой в настоящем дипломном проекте электростанции установлено пять энергоблоков 500 МВт, каждый из которых оборудован сетевой подогревательной установкой, состоящей из основного и пикового подогревателей, обогреваемых паром из отборов №6 и 5 турбины соответственно. Ввиду полной идентичности установленных на станции энергоблоков, расчёт годового отпуска теплоты целесообразно провести для сетевой подогревательной установки одного энергоблока, считая при этом, что тепловая нагрузка и расход сетевой воды равномерно распределены между всеми работающими агрегатами.

Для проведения расчёта отпуска теплоты необходимо иметь определённый набор графиков теплосети, а именно: график теплопотребления, график температуры прямой и обратной сетевой воды, график расхода сетевой воды (все как функция от температуры наружного воздуха).

В теплосети, питаемой от проектируемой электростанции расчётная тепловая нагрузка Qот'=230 МВт; доля нагрузки горячего водоснабжения гв=0,21; расчётные температуры теплоносителя 2'/1'=137/67 оС.

По [16, п. 6.2] для заданного месторасположения электростанции (по городу Иркутск [14, 187 Б-2]) определена расчётная минимальная температура наружного воздуха tно=-38 оС и расчётная продолжительность тепловых нагрузок в отопительном периоде (см. таблицу 2.28). Прочие расчётные температуры наружного воздуха приняты равными tво=+8 оС, tвр=+18 оС, tн.пер=0 оС.

Таблица 2.28 - Расчётная продолжительность тепловых нагрузок

t, оС	-38	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	+8
Т, ч	7	58	172	458	864	1730	2600	3300	4320	3780

Расход теплоты на горячее водоснабжение остается постоянным в течение года и равен:

Абсолютная величина производной от тепловой нагрузки по температуре наружного воздуха, МВт/?С,

Тепловая нагрузка при включенном отоплении

Отопительная нагрузка при переходе от количественного к качественному регулированию теплоты:

Расход сетевой воды при максимальной отопительной нагрузке (расчетный расход сетевой воды):

Минимальная расчетная температура прямой сетевой воды, ?С,

Расход сетевой воды при включении отопления:

Расход сетевой воды на горячее водоснабжение:

Рисунок - График температур прямой и обратной сетевой воды

от температуры наружного воздуха.

Рисунок - График расхода сетевой воды

В соответствии с данными температурного графика теплосети при температуре прямой сетевой воды, равной , температура наружного воздуха и температура обратной сетевой воды составляют, °С,

Максимальная тепловая нагрузка ОСП и ПСП, составляет, МВт:

Таблица - Отпуск теплоты теплофикационной установкой ГРЭС по температурным интервалам

<-40	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	+8
-	58	172	458	864	1730	2600	3300	4320	3780
	-32,5	-27,5	-22,5	-17,5	-12,5	-7,5	-2,5	+4	св. +8
	58	114	286	406	866	870	700	1020	3210
	212,345	196,295	180,245	164,195	148,145	132,095	116,045	95,18	48,3
	147,2	147,2	147,2	147,2	147,2	132,095	116,045	95,18	48,3
	65,145	49,095	33,045	16,995	0,945	0	0	0	0

Годовой отпуск теплоты теплофикационной установкой ГРЭС

Gном, кг/с	425
Gпп, кг/с	352,97
iном, кДж/кг	3324,366
iпп, кДж/кг	3539,26
iопп, кДж/кг	2887,688
tпв, кДж/кг	1216,2

Среднегодовой расход теплоты на турбоустановку, МВт,

где- коэффициент отношения среднегодового расхода пара на турбину к номинальному;

G0 - номинальный расход пара на турбину по [5] принимается равным G0=425кг/с;

Gпп - расход пара через промежуточный пароперегреватель по [5] принимается равным Gпп=352,97 кг/с;

- энтальпия свежего пара поступающего в турбину по [5] составляет кДж/кг;

- энтальпия питательной воды на входе в котлоагрегат по [5] принимается равнойкДж/кг;

- номинальная энтальпия пара на выходе из промежуточного по [5] принимается равной пароперегревателякДж/кг;

- номинальная энтальпия пара на входе в промежуточный пароперегреватель по [5] составляет кДж/кг;

Расход теплоты на турбоустановку равен:

1024,62МВт

Среднегодовая недовыработка электрической мощности из-за отпуска теплоты потребителям, МВт

МВт

Фактическая среднегодовая мощность турбоустановки составляет, МВт

МВт

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии турбоустановкой равен

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии равен

Суммарный расход теплоты котлоагрегатом, МВт

Суммарный расход теплоты на блок, МВт

МВт

КПД энергоблока по выработке электроэнергии

КПД электростанции по отпуску теплоты

Годовая выработка электроэнергии с учетом мощности питательного турбонасоса составляет, МВт*ч

Годовой расход теплоты станции составляет

Годовой расход теплоты станции, относимый на отпуск теплоты в систему теплоснабжения

Абсолютный КПД станции по выработке электроэнергии составляет

Удельный расход топлива на ГРЭС для выработки электроэнергии

Удельный расход топлива на ГРЭС по отпуску теплоты

2.2 Выбор принципиальной тепловой схемы станции

Принципиальная тепловая схема (ПТС) характеризует сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела в цикле его работы. Основными элементами этой схемы на паротурбинной ТЭС являются следующие: котельный и турбинный агрегаты, конденсатор, насосы для перекачки рабочего тела цикла (теплоносителя), подогреватели различных типов и др.

Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в ПТС линиями трубопроводов для воды и пара в соответствии с последовательностью движения теплоносителя в установке.

Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема, т.е. одинаковое оборудование, включенное параллельно, изображается на ней одним элементом, за исключением цилиндров и выхлопных частей турбин, которые изображаются все. Кроме того, ПТС рассматриваемой в настоящем дипломном проекте электростанции конденсационного типа с одинаковым блочным составом оборудования для всех пяти энергоблоков, может быть изображена как ПТС одного энергоблока.

Учитывая выбранный ранее состав основного технологического оборудования станции и конкретные прототипы ПТС турбоустановок [5, 5.1], разработаем ПТС энергоблока проектируемой станции (см. рисунок 2.2).

Рис. 2.2 Принципиальная тепловая схема турбоустановки K-500-240-2:

Турбоагрегат К-500-240-2 используется с одноступенчатым промежуточным перегревом пара и имеет три цилиндра. Цилиндр высокого давления выполнен с петлевым потоком пара (пар поступает во внутренний корпус в средней части цилиндра, проходит через несколько ступеней в левой части ЦВД, протекает в противоположном направлении между внутренним и наружным корпусами, проходит через оставшиеся ступени ЦВД и затем через выходной патрубок направляется на промежуточный перегрев). Цилиндр среднего давления состоит из ЦСД и ЦНД, рассчитанного на пропуск одной трети расхода пара в конденсатор. Цилиндр низкого давления двухпоточный.

Начальные параметры пара 23.5 МПа, 540 оС. Промежуточный перегрев пара при давлении 3.81 МПа до 540 оС. Давление отработавшего пара 3.16 кПа [5, табл.5.5]. Котёл прямоточного типа. Предусмотрено восемь нерегулируемых регенеративных отборов пара из турбины.

Турбина имеет девять регенеративных отборов пара: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и три - из ЦНД. Все ПВД и ПНД поверхностного типа имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД4 и ПНД3 - в смеситель после ПНД3; дренажи охладителей уплотнений поступают в конденсатор турбиныУстановка предварительного подогрева котельного воздуха состоит из энергетических калориферов, установленных за дутьевыми вентиляторами котла. Греющий пар отбирается из пятого отбора, а его конденсат направляется в специальный расширитель дренажа.

Теплофикационная установка имеет в своём составе основной и пиковый подогреватели сетевой воды. Основной подогреватель находится в работе круглогодично (из-за наличия горячего водоснабжения). Греющей средой основного подогревателя является пар из отбора №6 турбины. Пиковый подогреватель включается в работу только при низких температурах наружного воздуха и обогревается паром из отбора №5 турбины. Конденсат греющего пара из пикового подогревателя сливается в основной подогреватель, откуда дренаж поступает в расширитель дренажа сетевых подогревателей, а затем в конденсатор. Регулирование температуры сетевой воды осуществляется перепуском части этой воды по байпасу.

Перекачка рабочего тела от конденсатора в паропроизводящую установку (котёл) осуществляется конденсатными, питательными, а также дренажными насосами. В рассматриваемой ПТС установлено две группы конденсатных насосов. Насосы 1-го подъёма, откачивающие конденсат из конденсатора, имеют малую частоту вращения, что позволяет им работать с небольшим подпором на всасе. Конденсатные насосы 2-го подъёма при этом выполняются на оптимальную частоту вращения, что обеспечивает повышение экономичности всей установки.

Добавочная вода после глубокого химического обессоливания поступает в конденсатор турбины. Паро-воздушная смесь из конденсатора турбины отсасывается водоструйным эжектором.

Таблица 2.5 - Параметры системы регенеративного подогрева питательной воды (на номинальном режиме)

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, оС	Количество пара, кг/с
I	ПВД9	6,0	299	43,75
II	ПВД8	4,23	340	28,5
III	ПВД7	1,75	425	22,4
IV	Деаэратор	1,76	367	8,2
V	ПНД5	0,554	276	27,9
VI	ПНД4	0,324	217	13,08
VII	ПНД3	0,174	162	11,86
VIII	ПНД2	0,092	106	19,1
IX	ПНД1	0,018	58	11,5



3. Электротехническая часть

3.1 Структурная электрическая схема станции

Определение наиболее предпочтительной структурной схемы станции является важнейшей и необходимой базой для последующего проектирования и расчётов, относящихся к электрической части электростанции.

3.1.1 Варианты структурной схемы

Составление нескольких возможных вариантов структурной схемы станции необходимо для выбора наиболее оптимальной по своим технико-экономическим показателем схемы, которая обеспечит наибольший положительный экономический эффект по сравнению с другими возможными вариантами.

Наметим ряд известных (заданных, рассчитанных ранее) параметров, которым должен соответствовать каждый из вариантов:

Все пять генераторов станции должны иметь блочную схему подключения (объединение на параллельную работу в этом случае производится на повышенном напряжении);

Связь с системой осуществляется на напряжении 500 кВ по воздушной линии электропередачи;

Питание двух потребителей осуществляется по двухцепным линиям электропередачи на напряжении 220 кВ;

Таким образом, получение различных вариантов схемы, возможно путём варьирования следующими параметрами и характеристиками схемы:

Распределение блоков генератор-трансформатор (далее Г-Т) между распределительными устройствами (далее РУ) различных напряжений;

Возможность присоединения одного из блоков Г-Т непосредственно к РУ ближайшей подстанции [1, п. 8.1.4] - в данном случае рассмотрено быть не может, ввиду отсутствия информации о расположении в районе проектируемой станции действующих подстанций;

Схема связи РУ различных напряжений. Здесь возможна вместо двух установка одного автотрансформатора связи (либо вообще полный отказ от них) при наличии соответствующей связи в системе [1, п. 8.1.5] - также не может быть рассмотрено ввиду отсутствия информации;

Использование автотрансформаторов связи одновременно в качестве блочных.

Очевидно, что в общем случае переток мощности через автотрансформаторы связи, которым будет определяться их мощность, будет минимален, если разница суммарной мощности генераторов, подключенных через блочные трансформаторы к шинам РУ 220 кВ и мощность нагрузки на этом же напряжении, будет также минимальна. Определим оптимальное число блоков Г-Т, которые необходимо подключить к шинам РУ 220 кВ для обеспечения минимального перетока мощности через автотрансформаторы связи, шт.:

,

где суммарная мощность нагрузки на напряжении 220 кВ, МВт;

-мощность одного генератора, МВт.

,

Полученное значение n позволяет наметить три варианта структурной схемы станции: вариант №1 - с пятью блоками Г-Т, присоединёнными к шинам РУ 220 кВ (см. рисунок 3.1 а); вариант №2 - с четырьмя блоками Г-Т, присоединёнными к шинам РУ 220 кВ (см. рисунок 3.1 б); и вариант №3 - также с четырьмя блоками Г-Т, присоединёнными к РУ 220 кВ и использовании автотрансформаторов связи одновременно в качестве блочных (см. рисунок 3.1 в).

Рисунок 3.1 а

Рисунок 3.1 б

Рисунок 3.1 в

Вариант №1 имеет два распределительных устройства - 220 и 500 кВ. Все пять блоков Г-Т присоединены к РУ 220 кВ, с шин которого также получает питание нагрузка. К РУ 500 кВ присоединена линия электропередачи 500 кВ, несущая функцию связи станции с энергосистемой, а также два автотрансформатора связи 500/220 кВ, обеспечивающие связь распределительных устройств между собой.

Вариант №2 также имеет два распределительных устройства - 220 и 500 кВ. Блок Г-Т №1 присоединён к РУ 500 кВ, а блоки №2, 3, 4, 5 - к РУ 220 кВ. Питание нагрузки также осуществляется с шин РУ 220 кВ. Связь распределительных устройств 220 и 500 кВ осуществляется аналогично варианту №1 - с помощью двух автотрансформаторов 500/220 кВ.

Вариант №3 имеет существенные отличия от двух вышерассмотренных вариантов. Здесь блок №1 образуют генератор G1 и два автотрансформатора связи 500/220 кВ. Блоки №2, 3, 4, 5 выполнены аналогично предыдущему варианту и присоединены к шинам РУ 220 кВ.

Во всех трёх вариантах генераторные выключатели в блоках генератор - двухобмоточный трансформатор отсутствуют, поскольку установка такого выключателя целесообразна только в следующих случаях [1, п. 8.15.1-8.15.3]:

Для повышения надёжности питания собственных нужд генераторов с турбинами, работающих с противодавлением (в состав технологического оборудования проектируемой станции не входят);

Для обеспечения резервного питания собственных нужд (в главе 3.4 настоящего дипломного проекта принято иное схемное решение обеспечения резервного питания собственных нужд );

Для возможности применения схемы генератор-трансформатор-линия без установки выключателя на стороне повышенного напряжения (блоки такого типа ни в одном из вариантов схемы не применяются).

Проведённый анализ позволяет отказаться от установки генераторных выключателей в блоках генератор - двухобмоточный трансформатор. Наличие же генераторного выключателя при соединении генератора в блок с автотрансформатором (вариант №3) является обязательным [1, п. 8.15].

Во всех трёх вариантах схемы автотрансформаторы связи, в том числе и при использовании их в качестве блочных, имеют устройство регулирования напряжения под нагрузкой (далее РПН); наличие же такого устройства на блочных двухобмоточных трансформаторах не является необходимым [1, п. 8.7].

3.1.2 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Для выбора автотрансформаторов связи необходимо произвести расчёт перетоков мощности через них в трёх режимах [1, п. 8.3, 8.4]:

Нормальный режим, максимальная нагрузка;

Нормальный режим, минимальная нагрузка;

Аварийный режим, максимальная нагрузка (рассматривается отключение по любым причинам одного из генераторов, включенного через свой блочный трансформатор на шины повышенного напряжения, напрямую не связанные с системой).

Каждый блочный двухобмоточный трансформатор должен без перегрузки обеспечивать выдачу в сеть повышенного напряжения полной номинальной мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд блока. При выборе же автотрансформаторов, необходимо учесть возможность их допустимой перегрузки при отключении одного из параллёльно работающих автотрансформаторов; в любом другом режиме их перегрузка не допустима.

В нормальных и аварийном режимах мощность, идущая на собственные нужды станции принимается максимальной, кроме случая отключения блока (аварийный режим) - здесь мощность собственных нужд этого блока принимается равной 40 % от максимальной. Балансы мощности для каждого из вариантов представлены в таблицах 3.1-3.3.

Мощность блочного трансформатора, МВА:

,

В соответствии с рассчитанной мощностью по [10, таблица 3.8] для блоков, присоединённых к шинам РУ 220 кВ, выбираем трансформатор ТЦ-630000/220-74У1, имеющий следующие параметры: Sном=630 МВА; Uв.ном=242 кВ; Uн.ном=20 кВ; Pх=380 кВт; Pквн=1200 кВт; Uк=12,5 %. Для блока, присоединённого к РУ 500 кВ, по [10, таблица 3.8] выбираем трансформатор ТЦ-630000/500, имеющий следующие параметры: Sном=630 МВА; Uв.ном=525 кВ; Uн.ном=20 кВ; Pх=420 кВт; Pквн=1210 кВт; Uк=14 %.

Таблица 3.1 - Результат перетоков мощности для первого варианта схемы

Вариант 1
Режим максимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	147,05 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
		Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	2483,5 МВА	Итого	2941,2 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	457,7 МВА
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-
Расход на СН	-
		Мощность от ОРУ 220кВ	457,7 МВА
Итого	-	Итого	457,7 МВА
Режим минимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	1792,78 МВА	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	147,05 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
		Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	1942,08 МВА	Итого	2941,2 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	999,12 МВА
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-
Расход на СН	-
		Мощность от ОРУ 220кВ	999,12 МВА
Итого	-	Итого	999,12 МВА
Избыток 999,12 МВА
Аварийный режим(отключение G1)
Шины 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G1	-
Расход на СН	128,87 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
		Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	2465,32 МВА	Итого	2352,96 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	-112,36 МВА
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-
Расход на СН	-
		Мощность от ОРУ 220кВ	-
Итого	-	Итого	-
Избыток -

Мощность одного автотрансформатора связи в варианте №1, МВА:

,

где - наибольший переток мощности через автотрансформаторы в одном из трёх режимов (максимальном, минимальном или аварийном), МВА. В соответствии с таблицей 3.1 следует принять (режим минимальных нагрузок);

n -количество параллельно работающих автотрансформаторов связи. Следует принять n=2;

1.4 -коэффициент аварийной перегрузки (учитывает возможность допустимой перегрузки оставшегося в работе автотрансформатора при отключении второго).

В соответствии с рассчитанной мощностью для связи РУ 220 и 500 кВ в варианте №1 структурной схемы станции по [10, таблица 3.8] выбираем группу из 3х однофазных трансформаторов 3хАОДЦТН-267000/500/220, имеющих следующие параметры: Sном=267 МВА; Uв.ном=500/v3 кВ; Uн.ном=230/v3 кВ; Pх=125 кВт; Pквн=470 кВт; Uк=11,5 %; I; РПН в линии НН 12.36% 6 ступеней.

Таблица 3.2 - Результат перетоков мощности для второго варианта схемы

Вариант 2
Режим максимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
Расход на СН	117,64 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	2454,09 МВА	Итого	2352,24 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	-101,13 МВА
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА
		Мощность от ОРУ 220кВ
Итого	29,41МВА	Итого	588,24МВА
Избыток 558,83
Режим минимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	1792,78 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
Расход на СН	117,64 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	1910,42 МВА	Итого	2352,96 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	442,54 МВА
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА
		Мощность от ОРУ 220кВ	442,54
Итого	-	Итого	1030,78 МВА
Избыток 1001,37 МВА
Аварийный режим(отключение G2)
Шины 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G2	-
Расход на СН	117,64 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
		Итого	1764,72 МВА
Итого	2454,09 МВА	Итого	1764,72 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	-689,37
Шины РУ 500кВ
Нагрузка на шинах	-	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА	Мощность от ОРУ 220кВ	-
Итого	29,41 МВА	Итого	588,24 МВА
Избыток 558,83 МВА

Мощность одного автотрансформатора связи в варианте №2, МВА:

,

где - наибольший переток мощности через автотрансформаторы в одном из трёх режимов (максимальном, минимальном или аварийном), МВА. В соответствии с таблицей 3.2 следует принять (аварийный режим);

В соответствии с рассчитанной мощностью для связи РУ 220 и 500 кВ в варианте №2 структурной схемы станции по [10, таблица 3.8] выбираем два автотрансформатора АТДЦН-500000/500/220, имеющих следующие параметры: Sном=500 МВА; Uв.ном=500 кВ; Uн.ном=230 кВ; Pх=220 кВт; Pквн=1050 кВт; Uк=12 %; Iх=0.3 %; РПН в линии НН 12.36% 6 ступеней. Отсутствие третичной обмотки также допустимо, поскольку в варианте №2 она не используется.

Таблица 3.3 - Результат перетоков мощности для второго варианта схемы

Вариант 3
Режим максимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
Расход на СН	117,64 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	2454,09 МВА	Итого	2352,24 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	-101,13 МВА
Обмотка НН автотрансформатора
Дефицит 220кВ	101,13 МВА	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА
Итого	130,54 МВА	Итого	588,24МВА
Избыток(идущий в обмотку ВН) 457,7
Режим минимальных нагрузок
Шины РУ 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	1792,78 МВА	Генератор G2	588,24 МВА
Расход на СН	117,64 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
Итого	1910,42 МВА	Итого	2352,96 МВА
Избыток	442,54 МВА
Обмотка НН автотрансорматора
		Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА
		Мощность от ОРУ 220кВ	442,54
Итого	29,41	Итого	999,12 МВА
Избыток 999,12 МВА
Аварийный режим(отключение G2)
Шины 220кВ
Потребность	Покрытие
Нагрузка на шинах	2336,45 МВА	Генератор G2	-
Расход на СН	88,23 МВА	Генератор G3	588,24 МВА
		Генератор G4	588,24 МВА
		Генератор G5	588,24 МВА
		Итого	1764,72 МВА
Итого	2424,68 МВА	Итого	1764,72 МВА
Переток мощности через автотрансформатор связи	-659,96
Обмотка НН автотрансформатора
Дефицит ОРУ 220кВ	659,96 МВА	Генератор G1	588,24 МВА
Расход на СН	29,41 МВА		-
Итого	689,37 МВА	Итого	588,24 МВА
Мощность идущая из системы: 130,54МВА

В варианте №3 к третичной обмотке автотрансформаторов подключен генератор, что существенно завышает их мощность (поскольку обмотка низшего напряжения рассчитывается не на номинальную, а на типовую мощность) и меняет режим работы (возникает так называемый комбинированный режим, требующий проверки на перегрузку общей или последовательной обмоток). Таким образом, для выбора автотрансформаторов в варианте №3 необходимо рассмотрение двух условий, первое из которых учитывает мощность третичной обмотки, второе проверяет последовательную или общую (в зависимости от режима работы) обмотку на перегрузку.

Суммарная мощность автотрансформаторов с учётом выполнения третичной обмотки на типовую мощность, МВА:

,

где - коэффициент типовой мощности .

Согласно этому условию предварительно выбирается группа из трех однофазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-267000/500/220. Номинальная мощность МВА

В варианте №3 могут возникнуть два вида комбинированного режима работы автотрансформаторов связи (см. таблицу 3.3): режим передачи мощности из обмотки НН в обмотки ВН и СН (нормальный режим работы станции) и режим передачи мощности из обмотки НН в обмотку СН с одновременной передачей мощности из обмотки ВН в обмотку СН (аварийный режим - отключение одного блока). Согласно [9, рисунок 2.35] оба этих режима опасны возможной перегрузкой общей обмотки.

Суммарную мощность автотрансформаторов связи, исключающая возможность перегрузки общей обмотки в этом случае определим по формуле, МВА:

,

Для того, чтобы проверить выбранный автотрансформатор в схеме нужно определить перетоки мощности между обмотками 500, 220 и 20кВ с помощью таблицы 3.3

1)Режим максимальной нагрузки:

Обмотка 20кВ - 558,83 МВА(избыток)

Обмотка 220кВ - 101,13 МВА(дефицит)

Часть мощности поступает по обмотке 20кВ в обмотку 220кВ, необходимая для покрытия дефицита, а остальная мощность уходит в обмотку 500кВ. При таком потокораспределении автотрансформатор работает в трансформаторном режиме, то есть проверка проводится по третичной обмотке. Она не будет перегружена.

2)Режим минимальной нагрузки

Обмотка 20кВ - 558,83 МВА(избыток)

Обмотка 220кВ - 442,54 МВА(избыток)

Третичная обмотка не перегружена.

3) Аварийный режим

Обмотка 20кВ - 558,83 МВА(избыток)

Обмотка 220кВ - 689,37 МВА(дефецит)

При таком потокораспределении автотрансформатор работает в комбинированном режиме в котором более всего оказывается загружена общая обмотка.

Расчетная мощность определяется по формуле, МВА

В соответствии с рассчитанной мощностью для связи РУ 220 и 500 кВ в варианте №3 структурной схемы станции по [10, таблица 3.8] выбираем две группы однофазных автотрансформаторов 3АОДЦТН-267000/500/220, имеющих следующие параметры: Sном=267 МВА; Sнн.ном=120 МВА; Uв.ном= кВ; Uс.ном= кВ; Uн.ном=20 кВ; Pх=125 кВт; Pквн=470 кВт; Uквн-сн=11.5 %; Uквн-нн=37 %; Uксн-нн=23 %; Iх=0.25 %; РПН в линии НН 11.2% 8 ступеней.

Установка вместо трёхфазных автотрансформаторов гру...