Некоммерческое акционерное
общество
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Конспект лекций
для специальности 5В071800 -Электроэнергетика
Алматы 2017
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕР- ГЕТИКИ И
СВЯЗИ
Электрические станции и электроэнергетические системы
Составители: С.Е.Соколов, Е.Г. Михалкова, Е.К. Умбеткулов. Проекти- рование электрических станций. Конспект лекций для специальности 5В071800 – Электроэнергетика. - Алматы: НАО АУЭС, 2017.- 77 с.
В методической разработке рассмотрены основные вопросы проектиро- вания электрических станций, содержание работ по проектированию и компо- новка основных зданий и сооружений, выбор структурных схем и схем рас- пределительных устройств, расчет токов короткого замыкания и выбор обо- рудования выбор и расчет токоведущих частей и изоляторов, собственные нужды электрических станций и др.
Ил. 35, библиогр. назв. 5.
Рецензент: канд. техн. наук, доцент Казанина И.В.
Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества
«Алматинский университет энергетики и связи» на 2017 г.
©НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2017 г.
Сводный план 2017 г., поз. 184
Сергей Евгеньевич Соколов Михалкова Елена Григорьевна Ертуган Кожагулович Умбеткулов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Конспект лекций
для специальности 5В071800 -Электроэнергетика
Редактор Л.Т. Сластихина
Специалист по стандартизации Н.К. Молдабекова
Подписано в печать ___________ Формат 60х84 1/16
Тираж 50 экз. Бумага типографская №1 Объем 4,8 уч. изд. л. Заказ №_____ Цена 2200 тенге
Копировально-множительное бюро некоммерческого акционерного общества
«Алматинский университет энергетики и связи»
050013, Алматы,ул. Байтурсынова, 126
НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ Кафедра электрических станций и электроэнергетических систем
УТВЕРЖДАЮ
Проректор по учебно-методической работе
_________________С.В. Коньшин «_____»__________2017г.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Конспект лекций
для специальности 5В071800 – Электроэнергетика
СОГЛАСОВАНО Рассмотрено и одобрено на Директор ДАВ заседании кафедры «ЭСиЭЭС»
_________Р.Р.Мухамеджанова Протокол № 3 от 01.11. 2017г.
«____»__________2017г. Зав.кафедрой «ЭСиЭЭС», к.т.н., доцент_______Умбеткулов Е.К.
Председатель УМС ОУМ
________________Б.К.Курпенов
«_____»__________2017 г Редактор Составители:
_______Н.М.Голева Профессор_________Соколов С.Е.
«_____»__________2017 г.
Доцент___________Михалкова Е.Г.
Доцент.__________Умбеткулов Е.К.
Специалист по стандартизации _________Н.К. Молдабекова
«____»__________2017 г.
Алматы 2017
1 Лекция №1. Содержание проектирования и история развития
Содержание лекции: содержание проектирования и история проекти- рования в электроэнергетике.
Цель лекции: ознакомление с основными этапами проектирования и историей проектирования в электроэнергетике.
1.1 Основные понятия и определения
Проектирование электрических станций, подстанций, электрических се- тей и систем заключается в составлении описаний еще не существующих объ- ектов, предназначенных для производства, передачи и распределения электро- энергии. Эти описания в графической и текстовой форме составляют содер- жание проекта, т. е. совокупности документов, необходимых для создания но- вого энергетического оборудования и установок.
Электрические станции проектируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС) или районной электроэнергетической системы (ЭЭС), что неразрывно связано с состоянием и развитием электроэнергетиче- ских систем и представляет собой систему принятия решений, где есть этапы перспективного (внестадийного) и конкретного (стадийного) проектирования
На первом этапе рассматриваются технико-экономические доклады (ТЭД) или технико-экономические обоснования развития энергетики регионов и страны в целом. Рассматриваются перспективы развития энергосистемы и определяются необходимость и целесообразность строительства электриче- ских станций того или иного типа. Результаты, полученные на рассматривае- мом этапе, служат исходной информацией для последующего конкретного проектирования.
На втором этапе осуществляется конкретное проектирование, которое ведется в две стадии. Первая стадия - это проект. Вторая стадия - это рабочая документация, по которой ведутся строительные, монтажные и пусконаладоч- ные работы
Проектная документация выполняется при наличии утвержденного ре- шения о площадке размещения, обосновании целесообразности инвестиций, договора между заказчиком и подрядной организацией, неотъемлемой частью которого является задание на проектирование.
Электрическая станция относится к технической системе, имеющей иерархическую структуру с подсистемами высшего и низшего уровней и со- стоящей из фрагментов и элементов. Элемент - это отдельный предмет: ма- шина, аппарат, проводник и т. п. Выбор параметров элемента осуществляется действием, называемым проектной операцией. Фрагмент - совокупность свя- занных элементов (например, РУ) и характеризующихся параметрами элемен- тов и структурой связей между ними. Выбор фрагмента определяется проект- ной процедурой, состоящей из цикла операций. Подсистема - обособленная
часть системы, состоящая из фрагментов со слабыми связями с другими под- системами (например, электроустановка СН).
В результате проектирования в соответствии с множеством фрагментов получается множество локальных проектных решений, а их совокупность представляет собой конечное решение, дающее полное описание подсистемы.
Каждое проектное решение оформляется в виде проектного документа, вы- полненного по заданной форме. Комплект всех проектных документов со- ставляет проект.
1.2 История и развитие проектирования
Начало (1920— 1930 гг.). В 1921 г. выработка электроэнергии в стране составляла всего 0,5 млрд. кВтч, наибольшая мощность электростанций рав- нялась 57 МВт, а мощность наиболее крупного агрегата - 10 МВт. Для осу- ществления электрификации народного хозяйства в 1920 г. был разработан план ГОЭЛРО. Первые электростанции проектировались на импортном обо- рудовании. Для обеспечения технической документацией энергетических строек в 1924 г. в составе «Главэлектро» был организован проектный отдел, преобразованный в 1933 г. в трест Теплоэлектропроект (ТЭП) с тремя отделе- ниями: Центральным, Ленинградским и Харьковским. С этого момента нача- лось централизованное проектирование тепловых электростанций, тепловых и электрических сетей.
1931—1940 гг. В 1931 г. была введена в эксплуатацию первая тепловая электростанция - Брянская ГРЭС с двумя агрегатами мощностью по 11 МВТ.
К 1940 г. были освоены агрегаты с единичной мощностью 100 МВт. Начата разработка стандартов и норм и поиски в области создания типовых проек- тов.
1941—1945 гг. Во время войны на территории СССР было разрушено 60 крупных и большое количество мелких электростанций с общей установлен- ной мощностью 5800 МВт, примерно половина всей генерирующей мощности страны. О0борудование значительного числа электростанций, расположенных на западе страны, было эвакуировано. Нужно было обеспечить быстрейший ввод энергетических мощностей на базе эвакуированного оборудования. В проектах электростанций военного времени были приняты решения, позво- лившие максимально снизить объем строительно-монтажных работ и резко сократить сроки строительства.
1945—1956 гг. Восстановление народного хозяйства можно было ре- шить только на базе новой техники: повышения параметров пара на тепловых электростанциях (ТЭС), увеличения единичных мощностей агрегатов и т. д.
В проектах нашли отражение новая техника, новые прогрессивные проектные решения. Проведены работы по унификации и типизации всех ос- новных элементов и сооружений. Стало возможным применение повторных проектов, и типовое проектирование Положено начало проектированию
АЭС.
1.3 Особенности проектирования современных электростанций
Освоено оборудование на закритические параметры пара (24 МПа). Со- зданы разнообразные конструкции ядерных реакторов. Проработаны новые энергетические установки и новые методы получения электроэнергии: га- зотурбинные установки мощностью до 200 МВт; парогазовые установки 250 МВт с низконапорным парогенератором; магнитогидродинамичесние (МГД) установки; парогазовые установки в сочетании с МГД; использование возоб- новляемых источников энергии – гидравлической, солнечной, ветровой и гео- термальной.
Единичная мощность блоков достигла: конденсационных-80-1200 МВт;
теплофикационных - 250 МВт; атомных – 1000 МВт; гидроагрегатов - 650 МВт и более.
Соответственно возросла и установленная мощность отдельных элек- тростанций: конденсационных (КЭС) до 4000—6500 МВт, теплоэлектроцен- тралей (ТЭЦ) до 1400 МВт, атомных (АЭС) до 8000 МВт, гидравлических (ГЭС) до 6500 МВт. Характерна работа электростанций в составе энергоси- стем.
В процессе проектирования учитывается опыт строительства и эксплу- атации уже существующих объектов путем проведения ежегодных совеща- ний главных специалистов проектных институтов, с приглашением строи- тельных, наладочных и других заинтересованных организаций; тематических или комплексных обследований электростанций, построенных по проектам данного института; анализа опыта эксплуатации зарубежных электростанций.
Это так называемый централизованный учет.
Проводится сбор и обработка данных, полученных проектной организа- цией в процессе самого проектирования, строительства и последующей экс- плуатации конкретной электростанции. Это индивидуальный учет.
Наиболее совершенная форма индивидуального учета - сквозное кури- рование объекта, в котором можно выделить четыре этапа:
1) Предварительное обследование электростанций с оборудованием, аналогичным проектируемому объекту, и учет опыта их эксплуатации.
2) Проведение в период проектирования расширенных технических со- вещаний с заинтересованными организациями: заводами-изготовителями, НИИ, монтажно-наладочными организациями, эксплуатационным персона- лом.
3) Курирование объекта в период его сооружения.
4) Курирование объекта во время его пуска и эксплуатации.
Проектирование ведется на основании нормативных материалов, к ко- торым относятся:
1) Правила устройства электроустановок (ПУЭ), Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), Правила техники без-
опасности (ПТБ) при эксплуатации электроустановок ЭС и ПС.
2) Нормы технологического проектирования (НТП) тепловых электри- ческих станций и тепловых сетей, НТП гидроэлектростанций, НТП атомных электростанций, НТП понижающих ПС с высшим напряжением 35—750 кВ.
3) Руководящие указания по расчету токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, руко- водящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем, по защите электростанций и подстанций 35—500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн и т. д.;
4) Государственные стандарты (ГОСТ) на оборудование, устройства, термины и определения, буквенные обозначения и т. п.
При проектировании могут быть использованы ранее разработанные фрагменты, которые имеют место на уже существующих электростанциях разных видов, так называемые типовые проекты. Для этого необходима уни- фикация элементов, повторяющихся фрагментов.
Были разработаны типовые ГРЭС 4000 МВт с блоками 500 МВт; уни- версальные проекты КЭС и ТЭЦ при различных видах топлива и мощности турбоагрегатов; проект атомного энергоблока 800 МВт, проектов ГРЭС с энергоблоками 800 МВт, проект АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 и др.
Получили широкое распространение комплектные устройства - рас- пределительные устройства , распределительные щиты и сборки напряжени- ем. ниже 1000 В, токопроводы, панели управления, защиты и автоматики;
унифицированные строительные и архитектурные детали - фундаментные блоки, колонны, стеновые и кровельные панели и т. д.;
При проектировании необходимо решение вопросов защиты окружаю- щей среды.
Выбросы в атмосферу летучей золы, сернистого ангидрида, окислов азота и др. составляют на ТЭС 25% всех вредных выбросов стационарных ис- точников загрязнения. Сюда следует добавить вредные выбросы технического водоснабжения, сбросы загрязненных сточных вод, золоотвалы. Атомные ЭС по сравнению с ТЭС значительно меньше загрязняют окружающую среду, но возникает проблема захоронения радиоактивных отходов.
Мощные ТЭС и АЭС размещают на малоценных и неудобных для сель- ского хозяйства землях. Сооружают специальные золоулавливающие устрой- ства. Ведут борьбу с окислами азота и наличием сернистого ангидрида. Для рассеивания сооружают дымовые трубы высотой до 250, 400 м. На золоотва- лах предпринимают специальные меры по предотвращению пыления. Изыс- кивают средства по утилизации сбросного тепла.
В настоящее время полная автоматизация при проектировании элек- трических станций невозможна. Однако широко используются ряд программ по расчету и выбору электрооборудования, расчету надежности систем и под- систем, а также других элементов и параметров электрических станций.
2 Лекция №2. Стадии проектирования и общие принципы компо- новки
Содержание лекции: стадии проектирования и компоновка оборудова- ния.
Цель лекции: ознакомление с содержанием работ по проектированию и основными принципами компоновки оборудования.
2.1 Стадии проектирования и содержание работ
Задание на проек
тирование включает в себя внешнюю исходную информацию - место- расположение, тип, назначение станции и ее основные исходные параметры;
топливо и источник водоснабжения; режимы работы станции, ее нагрузки и ее место в графике нагрузки энергосистемы; схему присоединения станции к энергосистеме, данные энергосистемы. Задание составляет заказчик проекта на основании технико-экономического обоснования (ТЭО).
Технический проект представляет собой совокупность проектных доку- ментов, дающих описание проектируемой станции.
В состав технического проекта входят: паспорт; ТЭО; смета и проект- ные документы по технологической части, по электротехнической части, по гидротехнической части, по строительной части, а также генеральный план станции, транспорт и материалы по организация строительства.
Рабочий проект - это совокупность пояснительной записки с расчетами и рабочих чертежей, по которым осуществляют монтажно-строительные ра- боты.
2.2 Содержание работ по проектированию
1. Подготовка исходной информации. Источником внешней информа- ции служит задание на проектирование. Внутренняя информация поступает в процессе проектирования от секторов, проектирующих другие подсистемы.
Основные внутренние данные: мощность, число, тип и параметры ос- новного энергетического оборудования - котлов, реакторов, турбин и т. п.;
характеристика технологической схемы (например, для ТЭС - блочная или с поперечными связями) и параметры вспомогательных рабочих машин (меха- низмов собственных нужд); очередность ввода агрегатов по годам.
2. Уточнение схемы присоединения электростанции к энергосистеме.
3. Проектирование главной схемы.
4. Проектирование электроустановки собственных нужд (с. н.).
5. Разработка конструкции РУ это компоновка электротехнических устройств, зашита от перенапряжений и заземление.
6. Проектирование установки постоянного тока.
7. Проектирование устройств управления и контроля и РЗиА.
8. Проектирование электроосвещения.
9. Проектирование вспомогательных устройств и сооружений: масляно- го, воздушного и водородного хозяйств, мастерских и пр.
В пояснительную записку по электрической технической части под- станции входят: паспорт подстанции; присоединение подстанции к энергоси- стеме и расчет электрических нагрузок; главная схема соединений и схема собственных нужд; расчет токов к. з. и выбор электрических аппаратов и проводников; организация эксплуатации, управление и контроль; релейная защита и автоматика; конструкция РУ, разводка воздушных линий, защита от перенапряжений и заземление; электроосвещение.
2.3 Сооружения, инженерные коммуникации и их размещение
Электрическая станция имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций, для размещения которых требует- ся значительная площадь: 0,04— 0,06 га/МВт для КЭС, 0,01—0,03 га/МВт для ТЭЦ. Часть сооружений - склад топлива, железнодорожные приемные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы и т. п., выносят за пределы строительной площадки. Для золошлакоотвалов отводят площади, которые должны обеспечить работу электростанции в течение не менее чем 25 лет.
Площадку для ТЭЦ стремятся поместить в центр тепловых нагрузок, так как радиус передачи тепловой энергии ограничен. Горячую воду транспорти- руют на расстояния до 35 км, а пар - до 8-12 км. Площадки ТЭС должны быть удалены от границ жилых районов в соответствии с размерами нормиро- ванных санитарно-защитных, как это показано в таблице 2.1. АЭС размещают там, где запасы органического топлива весьма ограничены, а потребность в электроэнергии очень велика.
Конденсационные электростанции (КЭС) требуют огромного количе- ства топлива и технической воды (в первую очередь для конденсации от- работанного пара турбин). При выборе системы водоснабжения стараются использовать естественные водоемы, а при их отсутствии создают систему искусственного охлаждения с прудом-охладителем или градирнями.
При выборе места сооружения газомазутной КЭС, в первую очередь, учитывают расположение естественных водоемов. Транспорт низкосортных углей ограничен расстояниями до 150 - 200 км. Намечая строительство пыле- угольной КЭС, учитывают расположение как топливной базы, так и источника водоснабжения. Месторасположение ГЭС определяется характеристиками створа реки и требованиями комплексного использования водотока для целей орошения, судоходства, рыбного хозяйства, водоснабжения, лесосплава и т. п.
Большую роль здесь играет размещение водохранилища ГЭС, которое часто требует затопления значительных площадей и отчуждения, годных для сельского хозяйства угодий.
Уровень грунтовых вод должен быть ниже глубины заложения подвалов
и подземных коммуникаций не менее чем на 3 - 4 м. Не допускается строи- тельные площадки располагать в районах тяжелых оползней, на заболоченных и переувлажненных грунтах. Необходимо учитывать опасность селевых по- токов, снежных лавин, землетрясений (выше 8 баллов) и т. д. Рельеф местно- сти желателен относительно ровный.
Для определения возможности строительства и сравнения вариантов размещения площадок проводят инженерные изыскания: инженерно- геологические (определение рельефа местности, состава коренных и четвер- тичных отложений на глубине до 50—100 м, характеристик водоносных сло- ев» исследование физико-геологических процессов и явлений); топографо- геодезические (составление карт предполагаемого участка строительства станции); гидрологические (оценка водных ресурсов, определение харак- теристик возможного источника технического водоснабжения); метеорологи- ческие (климатические данные и сейсмичность).
Выбор площадки сооружений гидроузла ГЭС имеет свои особенности.
Сюда входят: выбор створа подпорных сооружений, выбор трасс судо- ходных и водопропускных сооружений, выбор станционной площадки и, на- конец, определение зоны водохранилища.
Таблица 2.1 - Нормы санатарно-защтных зон, м Зольность топлива При улавливании 70% золы
При улавливании 90%
золы
% рабочей массы Расход условного топлива, т/ч
50—100 100-230 50-100 100-200 200-300
До 15 500 500 300 500 500
15-20 500 1000 300 50
0
1000
20-25 1000 1000 300 50
0
1000
25-30 1000 1000 500 10
00
1000 30-45 1000 По согласованию с
соответствующими органами
500 1000 1000
На площадке электростанции размещают многочисленные здания, со- оружения и прокладывают инженерные коммуникации (сети). В состав инже- нерных коммуникаций входят; технологические связи (трубопроводы, водо- воды, каналы, лотки, транспортеры топлива и т. п.; электрические связи (то- копроводы, кабели и т. д.); транспортные пути и коммуникации общего назна- чения; водопровод и канализация; отопительная сеть, сети электроосвещения, связи, сигнализации.
Здания и сооружения основного производственного назначения: глав- ный корпус, в котором размещают основное и вспомогательное оборудование;
распределительные устройства (РУ) генераторного и повышенных (35 кВ и выше) напряжений; РУ собственных нужд; сооружения циркуляционной во- ды - насосная, градирни, брызгальный бассейн; сооружения топливного хо- зяйства - приемные и размораживающие устройства, угледробилка, пылеза- вод; спец сооружения для удаления и дезактивации радиоактивных отходов.
2.4 Общие принципы компоновки электрических станций
Под компоновкой понимается взаимное размещение основных и вспо- могательных сооружений на ее площадке. План площадки, на котором пока- зано расположение основных и вспомогательных сооружений и коммуника- ций, называют генеральным планом.
Компоновка это один из наиболее сложных вопросов проектирования.
При компоновке учитывают климат, рельеф местности, расположение есте- ственных водоемов, розу ветров.
При составлении вариантов компоновок электростанций руководству- ются следующими общими принципами:
1) Оптимальная ориентация относительно естественных водоемов.
2) Удобство внешних инженерных коммуникаций.
3) Удобство внутренних инженерных коммуникаций.
4) Размещение зданий вспомогательных хозяйств.
5) Наименьшие размеры площадки.
6) Возможность дальнейшего расширения.
Компоновка ведется в соответствии с минимальными допустимыми расстояниями между зданиями и сооружениями. Между отдельными здания- ми, сооружениями и установками предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.
Вокруг площадки станции сооружают сетчатое стальное или железобе- тонное ограждение высотой 2 м. С внутренней стороны ограждения оставля- ют свободную от застройки зону шириной 5 м
3 Лекция №3. Компоновка электрических станций и подстанций
Содержание лекции: принципы компоновки электрических станций и подстанций.
Цель лекции: ознакомление с основными принципами компоновки элек- трических станций и подстанций.
3.1 Компоновка ТЭЦ с поперечными связями
Как показано на рисунке 3.1, к числу основных технологических соору- жений пылеугольной ТЭЦ относятся: главный корпус 1, где устанавливают
турбоагрегаты 2, котлы 3 и их вспомогательное оборудование; градирни 4 и водоводы 5 циркуляционной воды; склад топлива 6; топливоподача, включа- ющая в себя разгрузочное устройство 7, галерею конвейеров 8, дробильный корпус 9; дымовые трубы 10. Размещение основных технологических соору- жений соответствует последовательности технологического процесса.
Рисунок 3.1 - Генеральный план ТЭЦ с поперечными связями В непосредственной близости от основных технологических сооруже- ний размещают их вспомогательные сооружения: химводоочистку, мазутное хозяйство 12, механическую мастерскую 13, материальный склад 14, разме- щенные между складом топлива и главным корпусом; трансформаторную ма- стерскую 15— возле железнодорожной ветки, проложенной вдоль ряда транс- форматоров связи с системой 16. Масляное хозяйство 17 относят в сторону от основных сооружений. Корпус управления 18, в состав которого входят служ- бы, не имеющие технологических связей с основным и вспомогательным обо- рудованием ТЭЦ, расположен со стороны постоянного торца главного здания, по другую сторону от главного въезда на территорию.
Компоновка электротехнического оборудования и сооружений соответ- ствует структурной электрической схеме: генераторы 2, РУ генераторного напряжения (ГРУ) 19, электрические связи 25 между генераторами и ГРУ, трансформаторы связи 16, РУ повышенного напряжения 20, воздушные линии электропередачи 21. Главный щит управления 22 (ГЩУ) пристроен к ГРУ со стороны его постоянного торца. Между ГРУ и главным корпусом предусмат- ривают расстояние в 20—30 м, необходимое для размещения подземных и наземных технологических коммуникаций.
Распределительные устройства собственных нужд (с. н.) размещают внутри главного корпуса. Трансформаторы связи 16 и трансформаторы соб- ственных нужд 23 устанавливают по обе стороны от ГРУ. Для ремонта транс- форматоров используют монтажную площадку 24 главного корпуса.
Мощные трансформаторы (трансформаторы связи) транспортируют на монтажную площадку по железнодорожному пути на собственных тележках.
Трансформаторы небольшой мощности доставляют с помощью автомашин.
3.2 Компоновка КЭС
Большую роль играет взаимное расположение главного корпуса, РУ и внешнего водохранилища (реки, брызгального бассейна и т. п.). РУ имеют внутренние электрические связи с блочными трансформаторами, которые все- гда устанавливают у стены главного здания со стороны машинного зала.
Могут иметь место четыре характерные случая размещения РУ, как показано на рисунке 3.2. Максимальное приближение главного корпуса к во- дохранилищу позволяет получить самые короткие и дешевые гидротехниче- ские коммуникации с наименьшими годовыми расходами на прокачку охла- ждающей воды. При размещении РУ со стороны постоянного торца главного корпуса связи между РУ и блочными трансформаторами получаются протя- женными и дорогими.
3.3 Компоновка АЭС
Для удаления радиоактивных отходов АЭС снабжают дополнительными устройствами и сооружениями: специальной технологической вентиляцией, спецканализацией, системой дезактивации и захоронения ходов.
Воздух из системы вентиляции очищается фильтрами и через вытяжную трубу выбрасывается в верхние слои атмосферы.
Для отвода жидких радиоактивных отходов сооружают внутреннюю спецканализацию.
Для захоронения твердых радиоактивных отходов, а также пульпы и концентрированных растворов предусматривают специальные хранилища, или иначе могильники.
Площадку для строительства АЭС выбирают так, чтобы можно было организовать санитарно-защитную зону.
3.4 Компоновка ГЭС
Здание русловой ГЭС наравне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа (ВБ). Трансформаторы блоков размещают на площадке со стороны верхнего или нижнего бьефа (НБ). РУ генераторного напряжения располагают в здании ГЭС. Площадку для сооружения ОРУ выбирают в соот- ветствии с рельефом. Вода подается к турбинам по напорным трубопроводам.
Между зданием гидростанции и плотиной над напорными трубопроводами
образуется «пазуха», которую удобно использовать для установки трансфор- маторов блоков и размещения РУ генераторного напряжения. РУ повышен- ного напряжения, как и на русловой ГЭС, размещают на берегу. Компоновка деривационной ГЭС имеет свои особенности. Головной узел объединяет со- оружения, предназначенные для создания подпора в реке и отвода потока в деривацию. Сюда входят плотина, водосбросные устройства, водоприемник, отстойник, промывные устройства.
а) б)
в) г)
1 — главный корпус; 2 — РУ высшего напряжения; 3 — РУ среднего напряжения; 4—водохранилище; 5 — насосная станция; 6— дымовая труба;
7—склад топлива; 8—трансформатор энергоблока; 9 — автотрансформатор связи; 10— электрическая связь между трансформатором блока и РУ; 11 —
воздушные линии электропередачи.
Рисунок 3.2 - Варианты компоновки сооружений КЭС
.3.4 Компоновка ГЭС
Здание русловой ГЭС наравне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа (ВБ). Трансформаторы блоков размещают на площадке со стороны верхнего или нижнего бьефа (НБ). РУ генераторного напряжения располагают в здании ГЭС. Площадку для сооружения ОРУ выбирают в со- ответствии с рельефом прибрежной полосы. На приплотинной ГЭС здание сооружают за глухой плотиной. Вода подается к турбинам по напорным тру- бопроводам. Между зданием ГЭС и плотиной над напорными трубопроводами образуется «пазуха», которую удобно использовать для установки трансфор- маторов блоков и размещения РУ генераторного напряжения. РУ повышен- ного напряжения, как и на русловой ГЭС, размещают на берегу. Компоновка деривационной ГЭС имеет свои особенности. Головной узел объединяет со- оружения, предназначенные для создания подпора в реке и отвода потока в деривацию. Сюда входят плотина, водосбросные устройства, водоприемник, отстойник, промывные устройства
3.5 Компоновка подстанций
На площадке ПС размещаются: РУ, трансформаторы, реакторы, син- хронные компенсаторы, общеподстанционный пост управления (ОПУ). Зда- ния вспомогательного назначения (гараж, ремонтные мастерские, складские помещения и др.) сооружают только на крупных ПС. ОПУ предусматривают там, где планируется постоянное дежурство персонала, устанавливается акку- муляторная батарея или сооружается ЗРУ. ОПУ выполняют в виде одноэтаж- ного отдельного здания или совмещают в одном здании с ЗРУ 6-10 кВ.
Размещение электрооборудования и РУ на площадке ПС с двумя напря- жениями соответствует положению элементов в структурной схеме. Электри- ческие связи прямые и короткие. При трех напряжениях компоновка услож- няется и возможны различные варианты, как это показано на рисунке 3.3.
3.6 Выполнение внутренних электрических связей
Для электрических связей используют гибкие открытые токопроводы;
открытые шинные мосты; комплектные пофазно экранированные токопрово- ды; кабели. Ошиновку РУ 35—750 кВ выполняют гибкими проводами, из ста- леалюминиевых проводов.
Рисунок 3.3 - Структурная схема (а) и варианты компоновки со- оружений (б, в, г) подстанции с тремя напряжениями
4 Лекция №4. Проектирование технологической части
Содержание лекции: особенности технологических схем электрических станций.
Цель лекции: ознакомление с технологическими схемами электрических станций различных типов.
4.1 Технологические схемы ЭС
Моноблочная схема выполняется с установкой одного однокорпусного котла на турбину, как это показано на рисунке 4.1, а. Пар, поступивший из котла в ц. в. д. конденсационной турбины 2, направляется в промежуточный перегреватель пара 3, представляющий собой часть котла. Вторично перегре- тый пар возвращается в ц. н. д. турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе 4.
При дубль блочной схеме устанавливается два котла по 50% произво- дительности каждый и одна турбина. Это допускается при сжигании низко- сортных видов топлива (торф, сланцы), для которых по условиям их сжигания максимальная производительность котла ограничена до 500 т/ч. Если преоб- ладает промышленная паровая нагрузка, то применяют дубль-блоки, а если отопительная нагрузка, то моноблоки.
1—котел; 2.—паровая турбина; 3—промежуточный перегреватель пара;
4 — конденсатор; 5—генератор.
Рисунок 4.1 - Моноблочная (а) и дубль блочная (б) схемы
На ТЭЦ смешанного вида, как это показано на рисунке 4.2, имеют ме- сто поперечные связи между котлами по пару (магистраль 6), между турби- нами по производственному пару (магистраль 7) и по горячей воде (маги- страль 8). Применяются различные схемы включения теплофикационных тур- бин различного типа: типа Т с регулируемым отбором пара для получения го- рячей воды; типа ПТ с регулируемыми отборами пара для промышленных це- лей и для подогрева воды; типа Р. с противодавлением, у которой весь пар отводится к потребителям при давлении выше атмосферного.
1—котел; 2.—паровая турбина; 3—промежуточный перегреватель пара; 4 — конденсатор; 5—генератор; б—переключательная паровая магистраль; 7—
производственной пар; 8—горячая вода; 9—пиковый котел; 10 — редукцион- но-охладительная установка; 11 — сетевой перегреватель; 12 — пиковый во-
догрейный котел; 13 — сетевой насос.
Рисунок 4.2 – технологическая схема смешанного вида
Выбор структурной схемы АЭС зависит от типа реактора, вида тепло- носителя, замедлителя и других факторов. Схема может быть одноконтурной, двухконтурной, не полностью двухконтурной и трехконтурной
Выбор технологической схемы ГЭС зависит от ее типа. Выбор решения производится на основе сопоставления возможных вариантов схемы гидроуз- ла по экономическим, строительным и эксплуатационным показателям в соот- ветствии с природными условиями используемого участка реки и народнохо- зяйственными комплексными задачами.
4.2 Выбор турбин
На КЭС единичную мощность турбоагрегатов выбирают возможно бо- лее крупной с учетом развития системы. Единичная мощность агрегатов не должна превышать аварийного резерва системы, который может составлять от 4 до 10% мощности системы. Тип турбины – конденсационный.
На ТЭЦ единичные мощности теплофикационных турбоагрегатов вы- бирают, возможно, более крупными, учитывая рост тепловых нагрузок.
Определяющими являются давления и расходы отборов пара для промыш- ленных и коммунально-бытовых потребителей. Для городских ТЭЦ без про- мышленных потребителей выбирают теплофикационные турбины типа Т, например Т-50-130, Т-100-130 или Т-250/300-240. На промышленных ТЭЦ устанавливают турбины типа ПТ (например, ПТ-60/75-130) Для покрытия по- стоянной тепловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противо- давлением. (например, Р-100-130) Для ТЭЦ, проектируемых для районов с развитым промышленным и коммунально-бытовым тепловым потреблением, может оказаться целесообразной установка турбин трех типов—Т, ПТ и Р (ТЭЦ смешанного типа).
На АЭС тип турбины выбирают в зависимости от типа реактора и структурной технологической схемы: при высокотемпературных реакторах устанавливают турбины с перегретым паром высокого давления; для реакто- ров с теплоносителями в виде жидкого металла, газа и органической жидко- сти—турбины с перегретым паром среднего давления, а для реакторов с водя- ным теплоносителем—турбины с насыщенным паром среднего давления.
На ГЭС мощность гидроагрегата выбирают путем технико- экономического, сопоставления вариантов с различным числом агрегатов.
4.3 Выбор котлов
В номенклатуре оборудования заводов изготовителей имеются котлы, предназначенные для работы на газе, на газе и мазуте, на твердом топливе:
барабанные с естественной циркуляцией-без промежуточного перегрева пара марки Е (например, Е-420-140) и с промежуточным перегревом марки Еп
(например, Еп-640-140); прямоточные с промежуточным перегревом пара марки Пп (например, Пп-950-255).
Барабанные котлы более гибки и менее чувствительны к качеству пита- тельной воды, но они более металлоемкие и дороже прямоточных котлов.
При давлении выше 17 МПа использование барабанных котлов по условию циркуляции исключено и возможна установка только прямоточных котлов. В области средних давлений пара (8,8 и 12,7 МПа) могут быть выбраны как ба- рабанные, так и прямоточные котлы.
На промышленных ТЭЦ с большим производственным потреблением пара имеют место значительные потери конденсата, восполняемые добавкой очищенной воды. Поэтому меньшая требовательность таких котлов к каче- ству питательной воды играет решающую роль.
Тепловая схема блочных ТЭС должна обеспечивать возможность пуска блока при любом его состоянии, для чего предусматривают пусковую ко- тельную или другие устройства.
4.4 Выбор тягодутьевых машин и насосов
На котлах, работающих с разрежением, устанавливают тягодутьевые машины-дымососы (для отсоса дымовых газов) и дутьевые вентиляторы (для вдувания пыли и подачи необходимого для ее горения воздуха).Для котлов паропроизводительностью 500 т/ч и менее, а также для каждого котла дубль- блока предусматривают один дымосос и один вентилятор. Для более мощных котлов устанавливают два дымососа и два вентилятора с подачей по 50% каж- дый. Мощность тягодутьевой машины определяется расходом и напором:
PQH ,
где Р - потребляемая мощность, кВт;
Q - расход тягодутьевой машиной, м3/с;
Н - напор, выбирают с запасом в 15% , кПа;
- КПД установки (машины и передачи).
Питательные насосы являются самыми мощными и ответственными вспомогательными рабочими машинами. Для блоков с давлением пара 13 МПа предусматривают один питательный электронасос с подачей 100% (на складе, кроме того, находится один резервный насос для всей ТЭС), а для блоков с закритическим давлением пара—один турбонасос с подачей 100%
или два турбонасоса с подачей по 50%. При сверхкритических параметрах па- ра применяется турбопривод. Питательный насос на сверхкритическое давле- ние выполняется на повышенную частоту вращения 4500— 6000 об/мин.
Циркуляционные и конденсатные насосы выбирают из условия макси- мального расхода рабочей жидкости, имеющего место при работе турбин с полной нагрузкой в летнее время с учетом дополнительных расходов цирку-
ляционной воды на охлаждение.
Конденсатные насосы выбирают с резервом: при одном конденсаторе на турбину предусматривают два конденсатных насоса с подачей 100% каждый, при двух-трех конденсаторах на турбину - три конденсатных насоса с подачей 50% каждый (два рабочих и один резервный). Мощность на валу центробеж- ного насоса равна:
10 3
)
(
H p p
P Q н а Вт,
где Q - подача насоса, м3/с;
ра, рн давление в нагнетательном и всасывающем патрубках, Па;
- КПД насоса и передачи в расчетном режиме.
Создаваемый насосом напор складывается из трех составляющих ,
где - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g= 9,81 м/с2—ускорение свободного падения;
h- геодезический напор, разность высот нагнетания и всасывания, м;
p1,p2 - давления в резервуарах, Па;
h - потеря напора в магистрали, м.
Определив напор, находят значение мощности на валу насоса, которое затем используют при выборе мощности приводного двигателя.
5 Лекция №5. Технико-экономическое обоснование принимаемых решений
Содержание лекции: методика технико-экономического обоснования принимаемых решений.
Цель лекции: ознакомление с основными принципами построения целе- вой функции при технико-экономическом обосновании схем.
5.1 Качества электроустановок и целевая функция
ЭС состоит из нескольких частей (подсистем) - технологической, тепло- вых сетей (для ТЭЦ), электротехнической, строительной, гидротехнической, транспортной и вспомогательных сооружений, каждая из которых имеет спе- цифику и слабые связи с другими подсистемами. Поэтому для ЭС возможна локальная оптимизация. В качестве критериев оптимизации может служить
h g p
p gh p
p
H н в ( 2 1)
