Введение

Основой экономики всех индустриальных стран мира являются электроэнергетика. ХХ век стал периодом развития этой важнейшей отрасли промышленности. В 1920 г. был принят государственный план электрификации России – ГОЭЛРО, предусматривающий строительство 30 новых районных электрических станций общей мощностью 1750 МВт в течение 10 – 15 лет с доведением выработки электроэнергии до 8,8ТВт∙ч в год. Этот план был реализован за 10 лет.

В августе 2003 г. Правительством РФ была утверждена «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года». К числу наиболее важных задач Энергетической стратегии России относятся определение основных количественных и качественных параметров развития электроэнергетики и конкретных механизмов достижения этих параметров, а также координация развития электроэнергетики с развитием других отраслей топливно-энергетического комплекса и потребностями экономики страны. Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики в перспективе до 2020 г. являются:

• Надёжное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

• Сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, интеграция ЕЭС с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

• Повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

• Уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.

В оптимистическом варианте развитие энергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5 – 6 процента в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2 – 2,5 процента в год. В результате ежегодное потребление электроэнергии должно достигнуть к 2020 году: в оптимистическом варианте – 1290 млрд. кВ ∙ ч, в умеренном – 1185 млрд. кВ ∙ ч.

Структуру вводов генерирующих мощностей в перспективе, как и в настоящее время, будут определять особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов:

• Новые АЭС должны сооружаться на европейских районах страны и частично на Урале;

• ГЭС целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, частично – на Северном Кавказе;

• Угольные ТЭС будут вводиться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, а также на Урале;

• На ТЭС, сжигающих газ, основным направлением станет замена на парогазовые установки (ПГУ) на площадках действующих газомазутных ГРЭС, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.

В свете новых задач по повышению надёжности ЕЭС России, когда качественно меняются требования к пятилетним прогнозам как базе программ размещения и развития объектов отрасли на перспективный период, несомненный интерес представляют рекомендации по совершенствованию подготовки «Прогнозного баланса электроэнергетики и холдинга РАО «ЕЭС России» на 2005–2009 гг.», которые были предложены на совместном заседании Научно-технического совета по проблемам надежности и безопасности систем энергетики.

В настоящее время в России созданы семь ОГК (Оптово Генерирующие Компании). В процессе реформирования генерирующие компании оптового рынка электроэнергии (ОГК) станут крупнейшими участниками оптового рынка. Каждая ОГК объединяет станции, находящиеся в различных регионах страны, благодаря чему минимизированы возможности монопольных злоупотреблений. ОАО «Невинномысская ГРЭС» входит в состав ОАО «ОГК – 5»

Мне было выдано задание на курсовой проект по проектированию электростанции типа ГРЭС, мощность которой должна составлять 2200 МВт. На стороне высокого напряжения 330 кВ осуществляется связь с энергосистемой. Данная электростанция будет работать на «газе». Место сооружения электростанции Краснодарский край.

1. Выбор генераторов

На современных электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Первичным двигателем для него является паровая турбина (турбогенератор). Паровые турбины, наиболее экономичны при высоких скоростях. Большинство турбогенераторов быстроходные, т.е. имеют максимальное число оборотов 3000, при частоте 50 Гц и наименьшем возможном числе пар полюсов р=1.

По условию курсового проекта мне известно число котлов и их мощность 4 × 200 МВт; Необходимо выбрать количество генераторов и их мощность.

Выбираем количество и мощность турбогенераторов для I варианта схемы по рис. 3.1. Отсюда вижу, что на данной схеме изображено, 5 турбогенераторов общей мощностью станции 800 МВт, на стороне ВН установлены 3 × 200 МВт, а на стороне СН установлены 2 × 100 МВт, на стороне ВН осуществляется связь с системой.

Выбираем количество и мощность турбогенераторов для II варианта схемы по рис. 3.2. на данной схеме изображено, 4 турбогенераторов общей мощностью станции 800 МВт, на стороне ВН установлены 3 × 200 МВт, а на стороне СН установлены 1 × 200 МВт, на стороне ВН осуществляется связь с системой.

Выбираем тип генератора по мощности по справочной литературе [6.] и вносим в таблицу.

Таблица 2.1.

Тип

генератора

Частота

вращения

об/мин.

Номинальные значения

x״d

Системы

возбуждения

Охлаждение

Рном.

МВт

Uном.

кВ

Iном.

кА

cosφ

ротор

статор

ТГВ-200–2У3

3000

200

15,75

8,625

0,85

0,19

ТС (ТН)

НВ

НВ

ТВФ-120–2У3

3000

100

10,5

6,875

0,8

0,192

ВЧ

НВ

КВ

Системы возбуждения: ТС – тиристорная система возбуждения; ТН – тиристорная система независимого возбуждения с возбудителем переменного тока; ВЧ – возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединённого непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство.

Охлаждение: НВ – непосредственное водородное; КВ – косвенное водородное охлаждение.

2. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции

I Вариант.

Рис. 2.1.

3 Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

При выборе блочных трансформаторов надо учесть, что вся мощность генератора должна быть передана в сеть высокого напряжения;

Sном.г =; [3.с. 8. (1.1.)]

Sном.г. (I) = = 235 МВ·А;

Sном.г. (II) = = 125 МВ·А;

Определяем мощность собственных нужд, если коэффициент собственных нужд равен 0,84;

МВ·А;

МВ·А;

Определяем номинальную мощность трансформатора в МВ·А;

Sном.т ≥ Sном.г – Sс.н; [3.с. 14. (1.6.)]

Sном.т (I) ≥ 235 – 8,4 = 226,6 МВ·А;

Sном.т (II) ≥ 125 – 4, 2 = 120,8 МВ·А;

По справочной литературе [5.§ 3.1.] выбираем трансформаторы, и все данные вносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1.

Тип

Мощность

МВ ∙ А

Напряжение кВ

Потери кВт

Напряжение

к.з. Uк, %

ВН

НН

Рх

Рк

ТДЦ-250000/220

250

242

15,75

207

600

11

ТДЦ-125000/110

125

121

10,5

120

400

10,5

Согласно задания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении 220 кВ, а автотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения, а также выдачу избыточной мощности в РУ в режимах нагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов.

Выбираем автотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов I и II показаны на Рис. 2.1. и Рис. 2.2., на станции установлено 4 генератора по 200 МВт, cosφ = 0.85, нагрузка на среднем напряжении 110 кВ., Рmax = 150 MBт; Pmin = 100 МВт; cosφ = 0.92. Вся остальная мощность выдаётся в сеть 220 кВ.

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей:

Qс. max = Pс. max ∙ tgφ = 150 ∙ 0,4259 = 64 Mвар;

Qс. min = Pс. min ∙ tgφ = 100 ∙ 0,4259 = 43 Mвар;

Qном.г. = Pном.г ∙ tgφ = 200 ∙ 0,62 = 124 Mвар;

4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:

; [4. § 5.1.7. с. 327 (5.10.)]

где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. р.; И – годовые эксплутационные издержки, тыс. р./год.

Вторая составляющая расчётных затрат – годовые и эксплутационные издержки – определяется по формуле: ; [4. § 5.1.7. с. 327 (5.11.)]

где ра, ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; β – стоимость 1 кВт∙ч потерь электроэнергии, коп./(кВт·ч); ∆W – потери электроэнергии, кВт·ч.

Произведём технико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведённых на рисунке 2.1. – 2.2.

На ГРЭС установлены Рис. 2.1. 5 генераторов 3 × ТГВ – 200 – 2У3;

2 × ТВФ – 120 – 2У3; на Рис. 2.2. 4 генератора 3 × ТГВ – 200 – 2У3; в блоке с трансформаторами ТДЦ – 250 000/220 (Рх = 207кВт; Рк = 600кВт); и ТДЦ – 125 000/110 (Рх = 120кВт; Рк = 400кВт). Туст = 7000 ч. Тmax = 7205 ч. Вся остальная мощность выдаётся в систему по линиям 220 кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов:

АТДЦТН-125 000/220/110 (Рх = 65 кВт; Рк.в-с = 315 кВт; Рк.в-н = 235 кВт; Рк.с-н = 230 кВт).

Составляем таблицу подсчёта капитальных затрат, учитывая основное оборудование.

Таблица 4.1.

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. руб.

ВАРИАНТЫ:

I вариант Рис. 2.1.

II вариант Рис. 2.2.

колич. един.

шт.

Общая стоимость тыс. руб.

колич. един.

шт.

Общая стоимость тыс. руб.

Генератор

ТГВ-200–2У3

593,4

3

1780,2

4

2373,6

Генератор

ТВФ-120–2У3

350

2

700

···

···

Блочный трансформатор

ТДЦ – 250 000/220

316

3

948

4

1264

Блочный трансформатор

ТДЦ – 125 000/110

243

2

486

···

···

Автотрансформатор

АТДЦТН –

125 000/220/110

270

2

540

2

540

Ячейки ОРУ – 110 кВ

30

3

90

2

60

Ячейки ОРУ – 220 кВ

76

4

304

4

304

ИТОГО

4848,2

4541,6

ИТОГО с учётом удорожания К = 26

126053,2

118081,6

Определяю приведённые затраты по формуле [4. § 5.1.7. с. 327 (5.10.)] без учёта ущерба;

З(I) = 0,12 · + 10589 = 25715,4 тыс. руб./год.

З(II) = 0,12 · + 9919 = 24088,8 тыс. руб./год.

ЗI > ЗII ;

Вариант II Рис. 2.2. экономичнее первого на значит, выбираем II вариант.

5. Расчёт токов короткого замыкания

1. Составляем схему соединения.

Рис. 5.1.

Параметры отдельных элементов:

Система: Sс1 = 2500 МВ·А; Хс* = 1,2; L1 – 150 км; L2 – 120 км; L3 – 100 км;

Генераторы: G1 = G2 = G3 = G4 – ТГВ – 200 – 2У3; Sном = 235,3 МВ·А; Х˝d = 0,19;

Трансформаторы: Т1 = Т2 = Т3 – ТДЦ – 250000/220; Sном = 250 МВ·А; Uк% = 11;

Т4 – ТДЦ – 125000/110; Sном = 125 МВ·А; Uк% = 10,5;

Автотрансформаторы: АТ1 = АТ2 – АТДЦТН – 125000/220/110; Sном = 125 МВ·А;

Uк.в-с% = 11; Uк.в-н% = 45; Uк.с-н% = 28;

Расчёт ведём в относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем

Sб = 1000 МВ·А. Знак (*) опускаем для упрощения записи.

Рис. 5.2.

Таблица 5.2.

Точка

КЗ

Uср; кВ

Источники

In.o; кА

Iу; кА

In.τ; кА

Iаτ; кА

К1

230

С

G1, G2, G3

G4

3,2

5

1,3

7,7

13,895

3,6

3,2

4,25

0,98

0,22

5,95

1,5

Суммарные токи

9,5

25,195

8,43

7,67

К2

115

С, G1, G2, G3

G4

6,3

3,4

17,5

9,5

6,3

2,2

7,5

4,1

Суммарные токи

9,7

27

8,5

11,6

6 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ

Выбор выключателей и разъединителей:

Определяем расчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора – трансформатора определяется по наибольшей электрической мощности ТГВ – 200

; [8. с. 223. (4–3)]

А;

Расчётные токи короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепи проверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкость определяется по формуле кА²∙с; [8. с. 225. (4–8)]

Выбираем выключатель серии ВМТ – 220Б – 20/1000 и разъединитель серии РДЗ – 220/1000.

Дальнейший расчёт проводим в таблице 6.1.

Таблица 6.1.

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель ВМТ – 220Б – 20/1000

Разъединитель РДЗ – 220/1000

Uуст = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Iмах = 618 А

Iном = 1000 А

Iном = 1000 А

In.τ = 8,6 кА

Iоткл = 20 кА

∙∙∙

iу = 26,4 кА

Iдин = 52 кА

Iдин = 100 кА

Iа.τ = 9,2 кА

∙∙∙

Вк = 33 кА²∙с

Выбор шин:

Выбираем сборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТГВ – 200; А.

Принимаем провод серии АС 300/48; д = 300мм²; Iдоп = 690 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

7. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

На проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. РУ выполняется с двумя секционированными системами шин. Исходя из количества блоков, на станции выбираем к установке два рабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд присоединённых к блокам 200 МВт;

трансформатор электростанция короткий замыкание

МВ∙А;

Согласно таблице [8.с. 446. (Т.5.3.)] мощность рабочего трансформатора собственных нужд равна: 25 МВ∙А. Принимаем к установке трансформатор собственных нужд ТРДНС – 25000/35.

Выбираем мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд большей мощности по таблице справочника [5.] на шинах 110 кВ, принимаем трансформатор собственных нужд: ТРДНС – 32000/110. Выбираем трансформатор собственных нужд присоединённый к низшей обмотке автотрансформатора, принимаем трансформатор собственных нужд:

ТРДНС – 32000/10.

8. Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений

Согласно норм технологического проектирования при числе присоединений на стороне шин РУ – 220 кВ равным восьми принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. На стороне шин РУ – 110 кВ необходимо выбрать число отходящих линий: принимаем пропускную способность линии равной 33,3 МВ∙А., следовательно, при мощности РУ 200 МВ∙А число линий равно 6, а число присоединений равно девяти, принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин.

9. Описание конструкции распределительного устройства

ОРУ – 220 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. Сборные шины выполнены проводами АС 300/48. Все выключатели ВМТ – 220Б – 20/1000 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание и разъединители

РДЗ – 220/1000. К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения НКФ – 58 – У. Для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока ТФЗМ – 220 – У1 Расстояние между фазами выключателей 220 кВ принимаем 7,5 – 8 метров.

Достоинства схемы: рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надёжной, при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе, даже при повреждении на сборных шинах.

Недостатки схемы: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённые к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений. Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Список литературы

1. (ПУЭ) Правила установки и эксплуатации. 648 c.

2. О резервах эффективного планирования перспектив развития электроэнергетики // Энергетик. – 2006. – №1. - с. 7–9.

3. Методические указания к выполнению курсового проекта // Иваново. – 1985. 123 c.

4. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В., Электрооборудование электрических станций и подстанций // Академия. – 2004. 448 c.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая часть электростанций и подстанций // Энергоатомиздат. – 1989. – №4. 608 c.

6. Справочные данные для курсовых и дипломных работ по электрооборудованию // -2003.

7. Бобылев А.В., Бычков А.М., О перспективах развития электроэнергетики России // Энергетик. – 2005. – №1. - с. 2–3.

8. Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудование станций и подстанций // Энергия. – 1980. – №2. 600 c.

9. Боровиков В.А., Электрические сети энергетических систем // Энергия. Ленинград. – 1977. – №1. 392 c.