Вступ

Із всієї електроенергії, що виробляється електростанціями на Україні, на долю ТЕС припадає біля 60%, але останнім часом спостерігається падіння виробництва електроенергії.

Проблеми електрозбереження на Україні вирішуються в умовах важкого кризового стану економіки, становлення ринкових відносин, коли Україна стала значним імпортером паливно-енергетичних ресурсів в зв»язку з обмеженими власними можливостями.Успіх цієї проблеми залежить від розробки законодавчими і виконавчими органами держави енергетичної стратегії і тактики розвитку паливно-енергетичного комплексу з урахуванням особливостей загальної економічної ситуації.Україна має необхідний інтелектуальний та технічний рівень для успішного вирішення цих проблем.

Наша держава знаходиться в центрі Європи. Ще збережені основні фонди підприємств, кваліфікований персонал – все це дає вигідні умови для створення на Україні перспективних спільних підприємств. Навіть сьогодні багато товарів виробляється на Україні, які користуються попитом за кордоном.

Ріст прибутку підприємств, запровадження ефективних передових технологій, поряд з ефективним вирішенням задач забезпечення країни енергоносіями, приведе до розвитку всієї промисловості і в першу чергу енергетичного комплексу. Заплановане збільшення видобутку нафти і газу в Західній Україні, будівництво терміналів поблизу Одеси – це альтернатива російському вугіллю, нафті, газу. Це шлях до зниження собівартості електроенергії, шлях до росту виробництва і споживання електроенергії. Це стимулює розвиток енергоємної промисловості і сільського господарства, а тому вирішить не тільки економічні але й соціальні та політичні задачі.

В цей період Україні знадобляться на ряду з працюючими і застарілими

нові теплові електростанції, що успішно експлуатуються в багатьох країнах світу.

У першому розділі виконано розрахунок графіків електричних навантажень, проведено вибір основного та допоміжного обладнання, виконаний розрахунок струмів КЗ, проведено вибір головної схеми електричних з»єднань КЕС, зроблено вибір схеми і джерел власних потреб, оперативного постійного струму.

У другому розділі виконано розрахунок і проведено вибір устаткування релейного захисту та автоматики КЕС.

У третьому розділі було детально досліджено питання сушки електричних машин.

У четвертому розділі приведений розрахунок економічних показників КЕС, а питання охорони навколишнього середовища розглянуте в п»ятому розділі.

2.1 Графіки електричних і теплових навантажень

Режим роботи електростанцій задається графіками електричних і теплових навантажень що обслуговуються районом. Потужність електричних станцій повинна забезпечити покриття графіків навантажень з обліком втрат енергії, зв'язаних із її передачею з місця виробітки до місця перетворення, і витрата на власні потреби станції.

Графіки електричних навантажень виражені у відсотках від максимальної потужності району системи .

Передача електроенергії зв'язана з втратами, що діляться на постійні , що не залежать від струму навантаження, і змінні пропорційні квадрату струмів навантаження.

Алгоритм розрахунку графіків електричних навантажень:

– постійні втрати в мережах місцевого району (Р):

Р_1р = Р'₁Р_{р max}; (2.1)

– постійні втрати в мережах системи (С):

Р_1c = Р''₁Р_{c max}; (2.2)

– змінні втрати в мережах МР:

; (2.3)

– змінні втрати в мережах С:

, (2.4)

де Р'_і, Р''_і – коефіціенти втрат, з [1, ст. 4];

– сумарна потужність, яка віддається у місцевий район:

Р_р.від = Р_{р t} + Р_1р + Р_{2р t}; (2.5)

– сумарна потужність, яка віддається у систему:

Р_с.від = Р_{с t} + Р_1с + Р_{2с t}; (2.6)

– сумарна потужність, що віддається з шин:

Р_{від t} = Р_р.від + Р_с.від; (2.7)

– потужність, що віддається на власні потреби станції:

, (2.8)

де Р_вст – встановлена потужність станції; Р'_вп – максимальне навантаження власних потреб, %, по відношенню до встановленої потужності ЕС [1, таблиця 2.1];

– потужність, що виробляється генераторами:

Р_{вир t} = Р_{від t} + Р_{вп t}. (2.9)

По приведеному алгоритму проводяться розрахунки для всіх часових інтервалів і для всіх пір року, з використанням ЕОМ. Результати зведені в таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 – Навантаження станції

За даними табл. 2.1. будуються наступні графіки P = f(t): добовий зимній графік навантажень (рис. 1.1); добовий літній графік навантажень (рис. 1.2); графік річної потужності (рис. 1.3).

Рисунок 2.1 Добовий зимній графік навантажень

Рисунок 2.2 Добовий літній графік навантажень

Рисунок 2.3 Графік річної потужності

Техніко-економічні показники роботи станції:

1). Максимальне навантаження станції:

4360,7249 (МВт). (2.10)

2). Річне вироблення електроенергії:

= 34930045,94 (МВтгод). (2.11)

3). Середнє навантаження станції:

3987,45 (МВт). (2.12)

4). Коефіцієнт заповнення графіка:

= 0,8286. (2.13)

5). Коефіцієнт використання встановленої потужності:

= 0,9144003. (2.14)

6). Число годин використання максимального навантаження:

8010,14666 (год). (2.15)

7). Число годин використання встановленої потужності:

7938,6468 (год). (2.16)

8). Коефіцієнт резерву: 1,00900656. (2.17)

2.2 Вибір основного обладнання

2.2.1 Вибір турбін

Тип та одинична потужність турбін, що встановлюються на ТЕС, яка проектується, визначаються виходячи з типу та встановленої потужності станції; на КЕС – конденсаційні турбіни типу К.

Відповідно до завдання вибираємо 4 конденсаційні турбіни типу К-300-240 і 4 конденсаційні турбіни типу К-800-240-1.

Таблиця 2.2 – Вибір генераторів

2.2.2 Вибір котельних агрегатів

Параметри пари (температура, тиск) і кількість котлів на КЕС визначаються зробленим раніше вибором конденсаційних турбін. Паровиробництво парогенераторів для блокових КЕС вибирається по максимальному пропуску гострої пари через турбіну з обліком власних потреб і запасом до 5%.

Приймаємо до установки котли ПП-660/140ГМ у кількості 4 шт. та котли ПП-2550/255 ГМ у кількості 2 шт.

Таблиця 2.3 – Вибір котлів

2.2.3 Вибір електричних генераторів

Число та одинична потужність генераторів повинні відповідати числу та електричній потужності турбін.

Вибираємо турбогенератори типу ТГВ-800-2ЕУ3 та ТГВ-300 із номінальними параметрами:

Таблиця 2.3 – Вибір турбогенераторів

2.3 Вибір головної схеми електричних з’єднань електростанції

Вибір головної схеми електричних з'єднань є відповідальною ланкою в проектуванні електричної частини електростанції, тому що він визначає повний склад елементів і зв'язків між ними. Основними вихідними даними для вибору головної схеми є тип станції і вид палива; число і потужність агрегатів станції; графіки навантажень споживачів і їхній склад; дані про систему.

2.3.1 Вибір схеми приєднання станції до системи

Проектування схеми приєднання станції до системи полягає у виборі напруг, на яких буде видаватися електроенергія числа і пропускної спроможності ліній на кожній напрузі.

У більшості випадків видача потужності відбувається на двох напругах: 110-220 кВ - у місцевий район навантаження (у радіусі 30-150 км) і 330-750 кВ - в основну мережу енергосистеми.

При виборі числа та пропускної здатності ліній напругою 110 кВ і вище повинні виконуватись умови:

1) при відключенні однієї лінії повинна забезпечуватись видача всієї потужності КЕС;

2) при одночасному відключенні двох ЛЕП в повній її схемі або при аварійному відключенні однієї лінії в ремонтному стані схеми мережі допускається обмеження потужності, але по можливості без зупинки блоків.

Відповідно до завдання приймаємо відстань до системи 160 км.

Кількість ЛЕП визначаємо по наступних формулах:

Для системи: _(2.18)

Для місцевого району: _(2.19)

2.3.2 Проектування структурної схеми станції

Структурна схема електричної частини станції визначає розподіл генераторів між РП різних напруг, склад блоків генератор - трансформатор і вид електромагнітних зв'язків між РУ (трансформаторні або автотрансформаторні).

Розподіл генераторів між РП різних напруг робиться з обліком потужності, що віддається із шин різної напруги . При цьому необхідно прагнути до того, щоб перетік із РП однієї напруги в РП іншої напруги в нормальному й аварійному режимах був мінімальним.

а)

б)

Рисунок 2.4 Структурні схеми КЕС.

Перетік надлишкової потужності буде здійснюватися через АТ зв’язку, який з’єднує РП 220 і 750 кВ. АТ вибирається з умови надійності. Таким чином, структурна схема КЕС складається з двох РП – 220 і 750 кВ, які з’єднані через АТЗ.

Оберемо можливі варіанти структурної схеми електричної станції:

1. Блоки між РП розподілені наступним чином: до РП 750 кВ – чотири блоки по 800 МВт та два спарені блоки 300 МВт, до РП 220 кВ – два блоки 300 МВт (рис. 2.5 а).

2. Блоки між РП розподілені наступним чином: до РП 750 кВ – чотири блоки по 800 МВт, до РП 220 кВ – чотири блоки 300 МВт (рис. 2.5 б).

2.3.3 Вибір блочних трансформаторів

Вибір трансформаторів полягає у визначенні їх числа, типу і номінальної потужності. Рекомендується застосовувати трифазні трансформатори. У тих випадках, коли неможливо вибрати трифазні трансформатори, допускається застосування груп із двох трифазних або трьох однофазних трансформаторів. Всі трансформатори й автотрансформатори, крім двухобмоточних блокових трансформаторів, повинні мати пристрої регулювання напруги під навантаженням (РПН).

Приведемо умови та формули для визначення номінальної потужності трансформаторів.

При виборі потужності блочного трансформатора (автотрансформатора) враховуються наступні умови:

а) якщо генератор включається в блок із трансформатором і на відгалуженні до блока підключене тільки навантаження власних потреб ( [1, таблиця 2.1])

_(2.20)

де _(2.21)

_де

Отже вибираємо такі трансформатори:

Таблиця 2.4 – Вибір блочних трансформаторів

2.3.4 Вибір автотрансформаторів зв’язку.

Вибір потужності автотрансформаторів зв’язку (АТЗ) виконується на основі аналізу перетоків потужностей між РП в різних режимах:

а) режим максимальних навантажень в місцевому районі:

_(2.22)

_{Варіанти структурної схеми:}

де - номінальна потужність генераторів, включених на шини місцевого району; - потужність власних потреб при роботі генераторів з номінальним навантаженням; - максимальна потужність, яка віддається з шин станції в місцевий район (таблиця 2.1).

б) режим мінімальних навантажень в місцевому районі при роботі генераторів з номінальною потужністю

_(2.23)

_{Варіант структурної схеми:}

де - мінімальна потужність, яка віддається з шин станції в місцевий район (таблиця 2.1).

в) аварійний вихід в період максимальних навантажень самого потужного генератора, який включений на шини місцевого району

_(2.24)

де - потужність власних потреб блоків місцевого району, які залишились в роботі.

Так як в нормальному режимі роботи мають місце достатньо великі перетоки потужності, то для варіантів обираємо автотрансформатор зв’язку 3*АОДЦТН-267000/750/220.

Таблиця 2.5 – Вибір АТЗ

2.3.5 Вибір трансформаторів власних потреб

Номінальна потужність працюючих ТВП вибирається згідно з їх розрахунковим навантаженням. З врахуванням підвищених вимог надійності, які пред’являються до системи власних потреб електростанцій, перенавантаження працюючих ТВП не допускається. Розрахункова потужність ТВП визначається:

(2.25)

Отже вибираємо трансформатори власних потреб ТВП1 та ТВП2 типу ТРДНС-25000/35 та ТРДНС-40000/35 відповідно.

Таблиця 2.6 – Вибір трансформаторів ВП

2.3.6 Вибір пускорезервних трансформаторів власних потреб

Потужність кожного ПРТВП повинна забезпечити заміну самого потужного працюючого ТВП електричного блока і одночасний пуск другого і зупинку третього реакторних блоків: