Проектирование электростанции типа ГРЭС (стр. 1 из 2)

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.

Типгенератора	Частотавращенияоб/мин.	Номинальные значения				x״d	Системывозбуждения	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	МощностьМВ ∙ А	Напряжение кВ		Потери кВт		Напряжениек.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: