Размещено на http://www.allbest.ru/

6

АННОТАЦИЯ

теплотехнический электростанция напряжение релейный

В данном проекте в соответствии с заданием спроектирована конденсационная электростанция мощностью 4000 МВт.

В разделе №1 проведен расчет принципиальной тепловой схемы и выбрано вспомогательное оборудование тепловой схемы. В разделе №2 проведено сравнение возможных вариантов структурной схемы станции и выбран вариант структурной схемы станции. В разделе №3 проведено сравнение и выбор вариантов схем распределительных устройств на напряжение 500 кВ и 220 кВ. В разделе №4 был проведен расчет токов короткого замыкания и выбор электрооборудования. В разделе №5 проведен выбор схемы собственных нужд. В разделе №6 осуществлен выбор релейной защиты основных элементов блока. В разделе №7 осуществлен расчет технико-экономических показателей КЭС. Раздел №8 посвящён вопросам безопасности персонала. Раздел №9 посвящён исследовательскому вопросу, а именно, анализу эффективности использования батарей конденсаторов большой ёмкости.

ОГЛАВЛЕНИЕ

• Введение
• 1. Выбор тепловой схемы и основного теплотехнического оборудования
• 1.1 Расчёт принципиальной тепловой схемы КЭС
• 1.2Выбор основного и вспомогательного оборудования станции
• 2. Выбор структурной схемы КЭС
• 2.1 Варианты структурной схемы КЭС
• 2.2 Выбор трансформаторов
• 2.3 Расчёт потерь электроэнергии
• 2.4 Технико-экономический расчёт структурной схемы «7+1»
• 2.5 Технико-экономический расчёт структурной схемы «6+2»
• 2.6 Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы КЭС
• 3. Выбор схемы РУ 500 и 220 кВ
• 3.1 Общие сведения
• 3.2 Выбор схемы РУ ВН 500 кВ
• 3.3 Выбор схемы РУ СН 220 кВ
• 3.4 Расчёт схемы «4/3» РУ ВН 500 кВ
• 4. Расчёт токов КЗ и выбор электрооборудования
• 4.1 Расчётные точки и значения токов КЗ
• 4.2 Условия выбора электрооборудования
• 4.3 Выбор электрооборудования для КЭС 8х500 МВт
• 5. Выбор схемы собственных нужд
• 5.1 Общие положения
• 5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 5.3 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд
• 6. Разработка РЗ основных элементов блока
• 6.1 Общие положения
• 6.2 Нарушение нормального режима
• 6.3 Основные защиты от внутренних повреждений
• 6.4 Резервные защиты
• 6.5 Продольная дифференциальная токовая защита генератора
• 6.6 Защита от замыканий на землю в обмотке статора
• 6.7 Поперечная дифференциальная токовая защита генератора
• 6.8 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения
• 6.9 Дифференциальная защита трансформатора
• 6.10 Газовая защита
• 6.11 Защита от повышения напряжения
• 6.12 Дистанционная защита
• 6.13 Токовая защита обратной последовательности
• 6.14 Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью
• 6.15 Защита от симметричных перегрузок
• 6.16 Токовая защита от перегрузок током возбуждения в роторе
• 6.17 Защита от потери возбуждения
• 6.18 Дополнительная резервная токовая защита на стороне ВН
• 6.19 Релейная защита собственных нужд электростанций
• 7. Эффективность инвестиций в проект с анализом
• 7.1 Расчет технико-экономических показателей КЭС
• 7.2 Экономическая и финансовая осуществимость проекта
• 7.3 Анализ критериев эффективности инвестиций в КЭС
• 7.4 Ранжирование влияющих факторов
• 8. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций
• 8.1 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ на подстанции
• 8.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
• 9. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой емкости
• 9.1 Батарея конденсаторов большой ёмкости - общие сведения
• 9.2 Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости
• Заключение
• Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики России, её потенциал полностью покрывает потребности народного хозяйства и населения страны электрической энергией, а также экспорт электроэнергии.

Рост потребления электроэнергии - одна из основных тенденций развития мировой экономики. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн. кВтч по сравнению с 14,8 трлн. кВт•ч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

Электростанции являются одним из важных элементов электроэнергетической энергосистемы и единственно возможным источником большой генерирующей мощности. Таким образом, их проектирование является неотъемлемой частью развития ЭЭС в целом. В период с 1991 г. только 19 субъектов РФ имели избыточную электроэнергию, 13 регионов были самобалансирующими, а в остальных 57 регионах электроэнергия в дефиците.

В связи с выявленным дефицитом в энергоснабжении потребителей в европейском регионе и согласно долгосрочному планированию в энергетике намечено строительство конденсационной электростанции (КЭС). На новой КЭС намечается к установке восемь энергоблоков мощностью 500 МВт каждый. Суммарная установленная мощность КЭС при полном развитии составит 4000 МВт. В качестве основного топлива планируется использоваться природный газ, в качестве резервного - мазут. Электростанция предназначена для электроснабжения крупного промышленного района, который получает по линиям электропередач 220 кВ. На напряжении 500 кВ станция связана с энергосистемой.

Все финансово-экономические расчеты, связанные с реализацией энергетической продукции потребителям подтверждают необходимость и выгодность строительства станции.

1. ВЫБОР ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ОСНОВНОГО ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Расчёт принципиальной тепловой схемы КЭС

1.1.1 Общие сведения

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования и использования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в этом процессе: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором; теплообменники - для отпуска тепла внешним потребителям (сетевые подогреватели, паропреобразователи), для использования пара, отработавшего в турбине, внутри электростанции (регенеративные подогреватели), для очистки питательной и добавочной воды от агрессивных газов (деаэраторы). Помимо перечисленного выше оборудования ПТС включает также насосы для перекачки рабочего тела: питательные насосы котлов и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, сетевых и регенеративных подогревателей.

Теплоэнергетическое оборудование на принципиальной тепловой схеме показывают вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающих это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема; резервное оборудование в эту схему не включается. ПТС показывает лишь принципиальные связи между оборудованием, необходимые для осуществления основного технологического процесса. Принципиальная тепловая схема КЭС, ввиду блочной структуры электростанции, является ПТС энергоблока.

Принципиальная тепловая схема энергоблока с турбиной К-500-23,5-4 представлена на рис.1.1. Нижний ПВД подсоединён по схеме Никольного-Рикара. В схеме имеются восемь регенеративных отборов. Теплофикационная нагрузка равна 16,7 МВт. Подогреватель ПНД-6 имеет встроенный охладитель дренажа (на схеме не показан). Давление в деаэраторе 0,68 МПа. Паровая турбина состоит из следующих цилиндров: ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Четыре выхлопных патрубка ЦНД соединены с конденсатором. Конденсатор турбины состоит из двух корпусов. Охлаждающая вода проходит внутри трубок последовательно через каждый корпус конденсатора. Пар поступает в две секции конденсатора.

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока 500 МВт, с турбоустановкой К-500-23,5-4

1.1.2 Построение процесса расширения пара в турбине

Процесс расширения пара в турбине представлен на рис.1.2.

Рис. 1.2. Процесс расширения пара в турбине К-500-23,5-4

1) По h,s-диаграмме, в соответствии с параметрами свежего пара (, ) определяем энтальпию “т.0”: .

Потери давления в стопорных регулирующих клапанах составляют 5%. Давление пара с учетом этих потерь (“т.0' ”):

;

.

2) Строим процесс в ЦВД:

.

На пересечении кривой с прямой находим “т. 2т” и строим процесс "0'-2т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины.

Из -диаграммы:

.

3) Строим процесс "0'-2д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦВД

находим

4) Определяем энтальпию пара после промежуточного пароперегревателя по и из диаграммы:

;

;

5) Расчёт параметров пара в цилиндре среднего давления (ЦСД) турбины.

Давление пара на выходе из ЦСД турбины (т. 4т) обычно составляет 0,25 МПа. На пересечении кривой 0,25 МПа с прямой находим “т. 4т” и строим процесс "3-4т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины:

Из h,s-диаграммы:

.

6) Процесс "3-4д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦСД

находим :

7) Расчёт параметров пара в цилиндре низкого давления (ЦНД) турбины.

Давление пара на выходе из ЦНД турбины (т. 5) равно давлению в конденсаторе (). В нашем случае: . На пересечении кривой с прямой находим “т. 5т” и строим процесс "4-5т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины.

Из -диаграммы:

.

Строим процесс "4-5д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины (с потерями).

Из определения внутреннего относительного КПД ЦНД

находим :

1.1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням

П1 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т. 1 () ЦВД турбины:

Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П1:

.

Для подогревателей высокого давления поверхностного типа недогрев () обычно составляет 1-5 градусов. В наших расчётах для всех ПВД поверхностного типа примем: . Тогда температура конденсата греющего пара в регенеративном подогревателе П1 с учётом недогрева воды () составляет:

.

Давление воды, создаваемое питательным насосом (ПН), составляет:

.

Потерю давления питательной воды в каждом ПВД поверхностного типа примем равной: .

Тогда давление питательной воды за регенеративным подогревателем П1:

.

Зная и , определяется энтальпия питательной воды за П1:

.

Зная , определяется давление и энтальпия пара в П1:

;

.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель ().

.

Зная , по процессу расширения пара в ЦВД, построенному на h,s-диаграмме, определяем:

;

.

П2 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.2 () ЦВД турбины (пар на выходе из ЦВД).

Пар отбора имеет те же параметры, что и пар на выходе из ЦВД:

Зная определяется температура и энтальпия пара в П2:

;

.

Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П2:

.

Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П2 с учётом недогрева составляет:

.

Зная и , определяется энтальпия питательной воды за П2:

.

Процесс сжатия воды в питательном насосе (ПН):

Давление в деаэраторе:

Повышение энтальпии воды за счёт сжатия:

где - средний удельный объем воды,

- КПД насоса.

Энтальпия питательной воды за ПН:

.

П3 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.3 () ЦСД турбины.

Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П3:

.

Подогрев в П2 больше, чем в П3 на величину , отсюда имеем:

примем , тогда:

.

Температура питательной воды за П3:

.

Температура пара в регенеративном подогревателе П3 с учётом недогрева воды:

.

Давление и энтальпия пара в П3:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе():

.

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

К - конденсатор (пар на выходе из турбины):

Конечное давление пара:

Зная давление, определим температуру и энтальпию пара в конденсаторе:

Д (П4) - деаэратор (подогреватель смешивающего типа):

Отбор пара из т.4 () ЦСД турбины.

В подогревателе смешивающего типа находится смесь подогреваемой питательной воды и конденсата греющего пара, поэтому в деаэраторе параметры пара и воды одинаковы:

; ; ; ;

(из исходных данных);

;

_.

Зная , по процессу сработки пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем:

;

.

Зная ,определяем температуру и энтальпию пара в П4:

;

.

П5 - подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.5 () ЦСД турбины.

Давление воды на выходе из П5 (с учётом потерь) примем:

;

;

Определим энтальпию питательной воды:

Температура пара в регенеративном подогревателе П5 с учётом недогрева воды:

Давление и энтальпия пара в П5:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

Общий подогрев питательной воды в ПНД, разделенный поровну между подогревателями:

где - количество ПНД.

П6 - подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:

Отбор пара из т.6 () ЦСД турбины.

Давление воды на выходе из П6 (с учётом потерь) примем:

Энтальпия воды за подогревателем:

.

Определим температуру воды за подогревателем:

Температура пара в подогревателе П6 с учетом недогрева воды:

Давление и энтальпия пара в П6:

Энтальпия пара дренажа:

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:

Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦНД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:

П7 - подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:

; ; ; ;

Отбор пара из т. ЦНД турбины:

.

Зная определяем давление и температуру воды в П7:

;

.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.

.

Зная , по процессу сработки пара в ЦНД, построенному в h,s-диаграмме, определяем:

;

.

П8 - подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:

; ; ; ;

Отбор пара из т. ЦНД турбины:

.

Зная определяем давление и температуру воды в П8:

;

.

Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.

.

Зная , по процессу сработки пара в ЦНД, построенному в h,s-диаграмме, определяем:

;

.

Вышепредставленные расчёты параметров пара и воды сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

Таблица параметров пара и воды

Точки процесса	Элементы тепловой схемы	Пар в отборе	Пар в регенеративном подогревателе	Вода за регенеративным подогревателем
		P	t	h	Pп	tп	h'п	hдр	и	Pв	tв	hв	?hв
		МПа	°С	кДж/кг	МПа	°С	кДж/кг	кДж/кг	°С	МПа	°С	кДж/кг	кДж/кг
-	-	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
0	-	23,5	540	3325	-	-	-	-	-	-	-	-	-
0'	-	22,325	540	3325	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1	П1	6,542	339,5	2998	6,23	278	1226,5	1176,5	2	29,05	276	1211	112
ПП'(2)	П2	4,167	279	2946	3,968	249,85	1085	1035	2	29,55	247,85	1078	190,962
ПП”	-	3,75	540	3540	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3	П3	1,743	413,2	3281	1,66	203,18	866,6	816,6	2	30,05	201,18	870,27	127,308
-	ПН	-	-	-	-	-	-	-	-	30,55	163,79	731,56	39,59
4	П4(Д)	0,952	324,8	3106	0,68	163,8	692	-	0	0,68	163,8	692	63,9
5	П5	0,536	250,2	2960	0,51	152,8	644,3	594,3	4	2	148,8	627	156,75
6	П6	0,179	130,86	2731	0,17	115,8	486	436	4	2	111,8	470,25	156,75
7	П7	0,04032	76	2487	0,0384	74,89	313,5	-	0	0,0384	74,89	313,5	156,75
8	П8	0,0675	38	2244	0,00643	37,42	156,75	-	0	0,00643	37,42	156,75	156,75
-	К	0,0033	26,7	2242,13	-	-	-	-	-	0,0033	26,7	107,73	-

1.1.4 Составление уравнений материального баланса и конденсата для схемы

Расчёт проводится в относительных единицах расхода пара.

Относительный расход пара в турбину:

.

Относительный расход перегретого пара из котла:

Подогреватель П1:

Подогреватель П1 расположен непосредственно перед котлом, следовательно относительный расход воды через подогреватель будет равен относительному расходу питательной воды. Схема подогревателя П1 представлена на рис. 1.3.

Рис.1.3. Подогреватель П1

Энтальпия воды за регенеративным подогревателем определена по известным значениям температуры и давления:

.

Ранее была найдена энтальпия за подогревателем П2, которая равна энтальпии на входе в подогреватель П1:

.

Энтальпия пара в отборе турбины также была ранее определена:

.

Значение энтальпии дренажа было найдено ранее:

.

КПД подогревателя принято равным: .

Относительный расход пара из первого отбора определяется из уравнения теплового баланса:

Из решения уравнения находим:

Аналогично находятся относительные величины расходов для всех подогревателей и деаэратора.

Подогреватель П2:

Схема подогревателя П2 представлена на рис. 1.4.

Рис.1.4. Подогреватель П2

Уравнение теплового баланса:

.

Подогреватель П3:

Схема подогревателя П3 представлена на рис. 1.5.

Рис.1.5. Подогреватель П3

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор П4:

Схема деаэратора П4 представлена на рис. 1.6. Для него необходимы два уравнения: материального и теплового баланса.

Рис.1.6. Деаэратор

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения материального баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Подогреватель П5:

Схема подогревателя П5 представлена на рис. 1.7.

Рис.1.7. Подогреватель П5

Уравнение теплового баланса:

,

Подогреватель П6:

Схема подогревателя П6 представлена на рис. 1.8.

Рис.1.8. Подогреватель П6

Уравнение теплового баланса:

;

Подогреватель П7:

Схема подогревателя П7 представлена на рис. 1.9.

Рис.1.9. Подогреватель П7

Является подогревателем смешивающего типа.

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения теплового баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Подогреватель П8:

Схема подогревателя П8 представлена на рис. 1.10.

Рис.1.10. Подогреватель П8

Является подогревателем смешивающего типа.

Уравнение теплового баланса:

Уравнение материального баланса:

Из уравнения теплового баланса:

подставляем в первое уравнение и получаем:

Давление в приводной турбине (турбина подключена к четвертому отбору):

.

Давление пара на входе приводной турбины с учетом потерь:

.

Из h,s-диаграммы:

.

Из определения внутреннего относительного КПД ТП

находим :

.

Теоретический теплоперепад в приводной турбине:

.

Действительный теплоперепад в приводной турбине:

.

Расход пара в приводную турбину:

.

Баланс пара в конденсаторе турбины:

Схема конденсатора представлена на рис. 1.11.

Рис.1.11. Конденсатор турбины

,

Значения приведенного теплоперепада по отсекам турбины сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Определение приведенного теплоперепада

Ци-линдр	Отсек тур-бины	Доля пропуска пара через отсек	Теплоперепад пара в отсеке	Внутренняя работа на 1 кг свежего пара
ЦВД	0-1			327
	1-2			47,983
ЦСД	ПП-3			211,838
	3-4			135,988
	4-5			89,003
ЦНД	5-6			127,586
	6-7			123,629
	7-8			113,047
	8-К			0,842
				1176,917

1.1.5 Расходы пара

Расход пара в голову турбины:

.

где - электрическая мощность, МВт;

- приведенный теплоперепад, кДж/кг;

- механический КПД;

- КПД генератора.

Абсолютные расходы рабочего тела по элементам тепловой схемы:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

1.1.6 Показатели тепловой экономичности энергоблока

Расход теплоты на турбоустановку:

Абсолютный электрический КПД конденсационной турбогенераторной установки:

.

Удельный расход теплоты на турбогенераторную установку:

.

Удельный расход пара турбоустановки:

.

Тепловая нагрузка парового котла:

.

Примем, что , тогда:

КПД транспорта теплоты:

.

КПД энергоблока брутто:

,

где:

- для газа; - для мазута; - для ископаемого угля.

КПД энергоблока нетто:

.

Доля электроэнергии собственных нужд: - для ископаемого угля; - для мазута; - для газа.

Удельный расход условного топлива при :

.

Удельный расход натурального топлива при :

.

Расход натурального топлива на энергоблок

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования станции

1.2.1 Выбор котла

На КЭС с промежуточным перегревом пара применяются блочные схемы котел - турбина. Паропроизводительность энергетических котлов для таких моноблоков согласно выбирается по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запасом в размере 3 %, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

кг/с или 1755,712 т/ч.

Параметры котла определяются выбранным типом турбины. Для блока выбран котел типа ТМП-501 (Пп-1800-25-545МН). Технические характеристики котлоагрегата приведены в табл.1.3.

Таблица 1.3

Параметры котлоагрегата

Показатель	Значение
Паропроизводительность, т/ч	1800
Давление на выходе из котла, МПа	25
Температура пара, оC	545
Температура промперегрева, оC	545
Топливо	газ, мазут
Высота подъема воды от оси насоса до уровня в барабане (Нк), м	62,57
КПД брутто, %	92,93

1.2.2 Выбор регенеративных подогревателей

Тип и мощность турбины предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как завод-изготовитель турбины поставляет ее вместе со вспомогательным оборудованием в комплекте. Производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору соответствует один корпус. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва.

Основными параметрами выбора регенеративных подогревателей служат: пропускная способность, т/ч; давление греющего пара, МПа; давление воды, МПа; температура воды на входе и выходе подогревателя, ^оC.

Исходя из вышесказанного выбрана группа подогревателей высокого давления:

ПВД1: ПВ-1800-37-2,0;

ПВД2: ПВ-1800-37-4,5;

ПВД3: ПВ-1800-37-6,5.

Аналогично выбраны подогреватели низкого давления:

ПНД5: ПНСВ-2000-1;

ПНД6: ПНСВ-2000-2;

ПНД 7: ПНСВ-1100-25-6-I;

ПНД 8: ПНСВ-850-25-6-I.

1.2.3 Выбор деаэратора питательной воды

Выбираем деаэратор ДП-2000/150.

Техническая характеристика деаэратора колонки типа ДП-2000/150 приведена в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Параметры деаэратора

Тип колонки	ДП-2000/150
Производительность, т/ч	2000
Рабочее давление, МПа	0,7
Диаметр, м	3,4
Полезная вместимость бака-аккумулятора, м3	150

1.2.4 Выбор питательных насосов

На блоках с закритическими параметрами устанавливают питательные насосы с турбоприводами. Для блока 500 МВт предусмотрено два насоса с турбоприводом на 50% подачи каждый. При установке на блок двух турбонасосов насос с электроприводом не устанавливается, а к турбоприводам предусматривается резервный подвод пара.

Для электростанций со схемой блочного типа питательные насосы выбирают по максимальному расходу питательной воды на котел с запасом не менее 5%.

D_ПН = 1,05D_ПВ =1,05 473,764 = 497,45 кг/с = 1790,8 т/ч.

Для прямоточных котлов давление нагнетания питательного насоса , МПа, составляет

,

где - давление пара на выходе из котла, МПа;

- запас давления на срабатывание предохранительных клапанов, МПа;

- суммарное гидравлическое сопротивление, МПа;

- высота до верхнего коллектора испарительного контура, м;

- гравитационная постоянная, ;

- средняя плотность рабочей среды в нагнетательном тракте, принятая равной 625 .

Суммарное гидравлическое сопротивление, МПа,

,

где - гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа;

- сопротивление регулирующего клапана, МПа;

- гидравлическое сопротивление ПВД, МПа;

- сопротивление трубопроводов, МПа.

МПа.

МПа.

Для создания давления на всасе питательного насоса устанавливают предвключенные бустерные насосы; давление нагнетания бустерного насоса является давлением на всасывающей стороне питательного насоса, достаточным для предотвращения кавитации. Бустерные насосы энергоблоков 500 МВт являются встроенными в главный питательный насос, имея с ним общий привод от турбины через понижающий редуктор.

Расход питательной воды составляет:

.

По подсчитанной необходимой производительности и необходимому напору выбраны два питательных насоса - ПН-950-350, параметры которого приведены в табл.1.5.

Таблица 1.5

Параметры питательного насоса

Тип насоса	ПН-950-350
Подача V,	941
Напор H, м	3500
Частота вращения n, об/мин	4600
Тип мощность привода N, кВт.	ОК-18ПУ
КПД насоса	80

1.2.5 Выбор конденсатора и конденсатных насосов

Для турбоагрегата К-500-23,5-4 устанавливается конденсатор типа 500-КЦС-4. Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливается два конденсатных насоса со 100% или три с 50% производительностью, один из которых является резервным.

Напор насосов первой ступени определяется как разница давлений на выходе и входе:

?P_{1 ст} = P_{н 1ст} - P_{вс 1ст},

где P_{н 1ст} - давления нагнетания; P_{вс 1ст} - давление всаса.

P_{н 1ст} = P_{н 8} + ?P_тр,

P_{вс 1ст} = P_{н К} +?P_{под КН 1ст} ,

где ?P_тр - потери в трубопроводе; P_{н К} - потери в конденсаторе.

Подача насосов определяется:

Q_{1 ст} = D_к,

P_{н 1ст} = 0,00643 + 0,1=0,10643 МПа.

P_{вс 1ст} = 0,0033 +0,03=0,0333 МПа.

?P_{1 ст} = 0,10643 - 0,0333=0,07313 МПа.

.

Выбираем три насоса КсВ500-150.

Напор насосов второй ступени определяется аналогично:

P_{н 2ст} = 0,0384 +0,1=0,1384 МПа.

P_{вс 2ст} = 0,00643 +0,03=0,03643 МПа.

?P_{2 ст} = 0,1384 - 0,03643 =0,10197 МПа.

Подача

.

Выбираем три насоса КсВ500-150.

Напор насосов третей ступени:

P_{вс 3ст} = P_{н 7} +?P_под = 0,0384+0,04 = 0,0784 МПа;

?P_{3 ст} = 2,342 - 0,0784 = 2,26351 МПа.

Подача

Q_{3 ст} =0,5396+0,052468464,4740,0011 = 0,333645 м³/с = 1201,12 м³/ч

Выбираем три насоса КсВ500-150.

В качестве насосов первой ступени приняты три насоса со 100% производительностью КсВ500-150, в качестве насосов второй ступени приняты три насоса с 100% производительностью КсВ500-150, в качестве насосов третей ступени три насоса с 100% производительностью КсВ500-150. Основные характеристики выбранных насосов приведены в табл.1.6.

Таблица 1.6

Основные характеристики конденсатных насосов

Тип насоса	КсВ500-150
Количество насосов	9
Подача, мі/ч	500
Напор, м	150
Частота вращения, об/мин	1500
КПД, %	75
Мощность привода, кВт	272

P_{1 ст} = 1,150010009,873,110^-6/(3,60,75) = 146 кВт,

P_{2 ст} = 1,150010009,8101,910^-6/(3,60,75) = 203 кВт,

P_{3 ст} = 1,150010009,8226,310^-6/(3,60,75) = 451 кВт.

1.2.6 Выбор циркуляционного насоса

На турбину устанавливается два циркуляционных насоса производительностью 50 %. Резервные насосы не используются. Выбор циркуляционных насосов осуществляется по летнему режиму работы, когда пропуск пара в конденсатор при полной нагрузке турбины наибольший и температура охлаждающей воды наивысшая.

Расход охлаждающей воды для конденсатора типа 500-КЦС-4

,

где m - кратность охлаждения, кг/кг.

Выбраны насосы типа ОП2-185 в количестве двух на блок по расходу воды в насосе равному половине расхода охлаждающей воды в конденсатор. Основные характеристики насосов приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Основные характеристики циркуляционных насосов

Показатель	Значение
Тип насоса	ОП2-185
Количество насосов	2
Подача, мі/ч	31860 - 54900
Напор, м	16,6 - 9,2
Частота вращения, об/мин	250
КПД, %	80
Потребляемая мощность	1430 - 2620

Мощность двигателя для привода насоса - 1600 кВт.

1.2.6 Выбор тягодутьевых машин

Первоначально определен часовой расход натурального топлива (газ), м³/ч

В = Q_пе 3600/( Q_н^р _к),

где Q_пе - расход теплоты на турбоустановку с учетом утечек определен, кДж/с;

Q_н^р - калорийность топлива, принятая для газа равной 37000 кДж/ м³;

_к - КПД котла, равный 92,93%.

В = 12370883600/(370000,9293) = 129522,57 м³/ч.

Объемный расход холодного воздуха, подаваемый дутьевым вентилятором определяется выражением:

где V_в⁰ - теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания 1 м³ топлива, равное 10,45 м³/ м³;

_к - коэффициент, учитывающий утечку воздуха а воздухоподогревателе и избыток воздуха в топке, принятый равным 1,02; t_в - температура воздуха летом, принятая равной 30 С.

=1685521,7 м³/ч = 468,2 м³/с.

С учетом установки двух рабочих вентиляторов расход воздуха для одного составит 842760,85 м³/ч. Расчетный напор вентилятора Н^р_дв принят равным

13,2 кПа. К установке выбраны дутьевые вентиляторы ВДН-28-11у.

Мощность, потребляемая дутьевым вентилятором равна, кВт

,

где - КПД машины; H - напор создаваемый машиной, кПа; V - расход.

После подстановки численных значений мощность, потребляемая приводом дутьевого вентилятора равна

P_дв= 468,2 13,2/(20,84) = 3678 кВт.

К вентилятору подбирается асинхронный электродвигатель мощностью 6300 кВт.

Окончательные результаты выбора вспомогательного оборудования сведены в табл. 1.8.

Таблица 1.8

Результаты выбора вспомогательного оборудования

Тип оборудования	P, МВт	Количество двигателей	P?, МВт
		всего	одновременно в работе
Конденсатный насос	I ступень	0,15	3	2	0,3
	II ступень	0,2	3	2	0,4
	III ступень	0,45	3	2	0,9
Циркуляционный насос	1,6	2	2	3,2
Дутьевой вентилятор	4,0	2	2	8,0
Суммарная мощность, МВт	12,8

Суммарная потребляемая мощность данного оборудования составляет 12,8 МВт. С учетом мощности мелких потребителей расход электроэнергии на собственные нужды составит:

МВт.

Что в процентах от мощности генератора составляет 3,2%.

Выводы: Была рассчитана принципиальная тепловая схема, а так же выбрано основное оборудование.

2. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ КЭС

2.1 Варианты структурной схемы КЭС

Рассмотрено два возможных и целесообразных варианта структурной схемы КЭС приведенных на рис. 2.1- 2.3. Допустимый сброс мощности по условию устойчивой работы энергосистемы принят равным 900 МВт. Поэтому варианты структурной схемы с укрупненными блоками не рассматриваются. Варианты отличаются друг от друга количеством блоков подключенных к РУ 500 и 220 кВ. Применяются блоки с генераторными выключателями. В этом случае схема электроснабжения СН обладает преимуществами перед схемой с блоками без генераторных выключателей. Уменьшается число коммутаций в распределительных устройствах повышенных напряжений. Это приводит к увеличению надежности всей станции. Отпадает необходимость переключений системы собственных нужд в процессе пуска и останова блока. Кроме того, вместо пускорезервного трансформатора с большей мощностью применяется резервный трансформатор собственных нужд такой же мощности, что и рабочего; более низкий уровень токов КЗ в системе собственных нужд позволяет снизить стоимость РУ СН. Все это вместе взятое перекрывает снижение надежности цепи генератор-трансформатор и удорожание, связанное с установкой генераторных выключателей.

Количество блоков, подключенных к РУ 220 кВ, определено по условию минимального перетока мощности между распредустройствами в нормальном режиме (так как в этом случае потери в АТС будут наименьшими). Это условие соблюдается при подключении одного блока к РУСН. Однако целесообразно рассмотреть также варианты с подключением к РУСН двух блоков, так как в этом случае уменьшаются капиталовложения в реализацию проекта.



Рис. 2.1. Вариант структурной схемы КЭС «7+1»

Рис. 2.2. Вариант структурой схемы КЭС «6+2» с двумя АТC

Рис. 2.3. Вариант структурой схемы КЭС «6+2» с тремя АТC

2.2 Выбор трансформаторов

Суточные графики нагрузки генераторов, РУ СН, собственных нужд, блочного трансформатора, а так же графики перетока мощности представлены на рис. 2.4 - 2.8.



Рис. 2.4 Суточный график нагрузки генераторов в именованных единицах

Рис. 2.5 Суточный график нагрузки РУ СН в именованных единицах

Рис. 2.6. Суточный график нагрузки собственных нужд в именованных единицах

Рис. 2.7. Суточный график нагрузки блочного трансформатора

Рис. 2.8. Графики перетока мощности в нормальном режиме работы КЭС по схеме «7БВН+1БСН» (а) и по схеме «6БВН+2БСН» (б)

При построении суточного графика нагрузки генераторов в МВт (см. рис. 2.5) использовалась формула:

Пример расчёта мощности суточного графика нагрузки генераторов в МВт:

Мощность, потребляемая на собственные нужды определяется по формуле:

,

где P_г.ном = 500 МВт - номинальная мощность генератора;

P_{СбН.мах} = 16 МВт - номинальная мощность потребителей собственных нужд

(3,2% от номинальной мощности блока);

P_гi - мощность генератора в заданный интервал времени (см. рис. 2.5), МВт.

Пример расчёта мощности потребляемой на собственные нужды:

Пример расчёта суточный графика нагрузки собственных нужд в МВ•А:

Расчёт суточного графика нагрузки блочного трансформатора в МВт, с учётом того факта что коэффициенты мощности генератора и собсвтенных нужд равны, осуществляется по формуле:

,

где P_гi - мощность генератора из суточного графика нагрузки генератора (см. рис. 2.5.), Мвт;

P_сн - мощность, потребляемая на собственные нужды (см. рис. 2.6), Мвт.

Пример расчёта суточного графика нагрузки блочного трансформатора:

Переток мощности из РУ СН в РУ ВН в нормальном режиме работы КЭС вычисляется по формуле:

,

где n_СН - число блоков на стороне СН.

При этом положительные числовые значения означают, что происходит переток мощности со стороны СН на сторону ВН.

Пример расчёта графика перетока мощности для варианта структурной схемы КЭС «6+2»:

.

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и мощности трансформаторов структурной схемы электростанции. При блочной схеме соединения трансформатора с генератором, последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки собственных нужд. Исходя из суточного графика нагрузки блочных трансформаторов (см. рис. 2.5) были выбраны трансформаторы типа ТЦ-630000/500 и ТЦ-630000/220-74У1 с номинальной мощностью 630 МВА, при этом они не будут испытывать перегрузок. Исходя из суточного графика перетока мощности (см. рис. 2.8) для схемы «7+1» были выбраны автотрансформаторы АТДЦТН-250000/500/220, которые будут испытывать систематические (2 часа в день) допустимые перегрузки; а для схемы «6+2» были выбраны АТДЦН-500000/500/220, которые не будут испытывать систематических перегрузок.

Таблица 2.1

Технико-экономические параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Тип	Sном, МВ•А	Px, кВт	PкВН-(СН)НН, кВт	КТ, тыс.руб.
ТЦ-630000/500	630	420	1210	418
ТЦ-630000/220-74У1	630	380	1200	574
АТДЦТН-250000/500/220	250	125	470	292
АТДЦН-500000/500/220	500	220	1050	375,5

Расчёт систематических перегрузок для автотрансформаторов:

2.3 Расчёт потерь электроэнергии

W_пот= Р_х•24•(N_з + N_л)+Р_к•N_з•(S_i/S_ном)²•t_i+ Р_к•N_л•(S_i/S_ном)²•t_i,

где Р_х и Р_к соответственно потери холостого хода и короткого замыкания;

N_з и N_л - количество дней в зимнем и летнем периодах;

S_i - текущая нагрузка трансформатора;

S_ном - номинальная мощность трансформатора;

t_i - продолжительность данной нагрузки трансформатора.

Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 500 кВ равны:

W_пот.500 = 420•24•365 + 1210•210•[(411,8/630)²•6+(588,2/630)²•18] + +1210•155•[(411,8/630)²•6+(588,2/630)²•18] = 9 917 070,31 кВт•ч.

Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 220 кВ равны:

W_пот.220 = 380•24•365 + 1200•210•[(411,8/630)²•6+(588,2/630)²•18] + +1200•155•[(411,8/630)²•6+(588,2/630)²•18] = 9 515 117,66 кВт•ч.

Потери в автотрансформаторе по схеме «7+1» равны:

W_пот.АТ = 125•24•365 + 470•210•[(139,02/500)2•6+(67,19/500)2•8+(50,46/500)2•6+

+(67,19/500)2•2+(302,48/500)2•2] + 470•155•[(152,02/500)2•6+(80,19/500)2•8+

+(37,45/500)2•6+(80,19/500)2•2+(315,49/500)2•2] = 2 011 986,93 кВт•ч.

Потери в автотрансформаторе по схеме «6+2» составляют 11 973 720,50 кВт•ч.

2.4 Технико-экономический расчёт структурной схемы «7+1»

Для сравнения вариантов определяются приведенные затраты по формуле:

З = Е_нК + И + У,

где Е_н = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К - дополнительные капитальные вложения в варианты схемы;

И - годовые издержки;

У - математическое ожидание ущерба из-за ненадежности оборудования, введенного в структурную схему.

Приведённые затраты для структурной схемы «7+1» составляют:

З = 0,126954,4 + 979 495,5 + 1703,29 = 982 033,28 тыс.руб.

Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.

К = n_Т500•К_Т500 + n_Т220•К_Т220 + n_АТ•К_АТ + n_ру500•К_ру500 + n_ру220•К_ру220,

где n_Т - количество трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно;

n_АТ - количество автотрансформаторов;

К_Т - стоимость трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно, с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку;

К_АТ - стоимость автотрансформаторов с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку.

Стоимость ячейки выключателя 500 кВ составляет 317,6 тыс.руб.,

стоимость ячейки выключателя 220 кВ составляет 82,4 тыс.руб.

Капитальные вложения в схему «7+1» составляют:

К = 7418 + 1•574 + 2292 +8317,6 + 482,4 = 6954,4 тыс.руб.

Годовые издержки расчитываются по формуле:

И = И_пот + И_а +И_о,

где И_а +И_о = 0,084• К - суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание; И_пот - сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии.

Годовые издержки схемы «7+1» составляют:

И = 978911,29 + 584,17 = 979 495,5 тыс.руб

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии можно вычислить по формуле:

И_пот = З_уд•( n_Т500•W_пот.500 + n_Т220•W_пот.220 + n_АТ•W_пот.АТ) _,

где З_уд = 1,18 коп/(кВт·ч) = 0,0118 руб/( кВт·ч) удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии для европейской части России.

Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии для схемы «7+1» составляют:

И_пот = 0,0118 •( 7•9 917 070,31 + 1•9 515 117,66 + 2•2 011 986,93) =

= 978911,29 тыс.руб.

Суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание при напряжениях от 220 кВ составляет:

И_а +И_о = 0,084• К = 0,084•6954,4 = 584,17 тыс.руб.

Для определения возможного ущерба необходимо выполнить расчёт надежности элементов структурной схемы. Показатели надежности элементов схемы приведены в табл. 2.2.

Годовой ущерб можно вычислить по формуле:

Годовой ущерб для схемы «7+1» равен:

У=100•(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс.руб.

Недоотпущенную электроэнергию можно вычислить по формуле:

где S - вероятность дефицита мощности, - количество блоков; - количество летних дней; - количество зимних дней; , - мощность ступени графика нагрузки МВт; , - длительность этой ступени ч.

Для блоков, присоединенных к РУ ВН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Для блоков, присоединенных к РУ СН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Вероятность дефицита мощности можно вычислить по формуле:

Схема для расчёта вероятности дефицита мощности представлена на рис. 2.9.

Рис. 2.9. Расчёт вероятности отказа схемы электрических соединений

Вероятность дефицита мощности (см.рис.2.9):

Таблица 2.2

Показатели надежности элементов схемы

Элемент	Параметры
	, 1/год	Тв, ч	кап, 1/год	Ткап, ч	тек, 1/год	Ттек, ч
Генератор	5	200	1	1100	3	240
Трансформатор с Uвн = 500кВ	0,05	220	0,17	350	1	50
Выключатели воздушные 35 кВ	0,04	12	0,2	100	2	6
Выключатели маслянные 35 кВ	0,01	12	0,17	40	2	6
Выключатели воздушные 500 кВ	0,08	90	0,2	900	1	90
Сборные Шины 500 кВ (на одно присоединение)	0,001	7,6	…	…	1	7,6

2.5 Технико-экономический расчёт структурной схемы «6+2»

Приведённые затраты для структурной схемы «6+2» составляют:

З = 0,127652,9 + 1 180 320,4 + 1703,29 = 1 353 819,54 тыс.руб.

Сравнительные ...