Определение потребляемой мощности
Строительство ТЭС по требуемой надежности электроснабжения относится ко второй категории. Это определяет основные требования, предъявляемые к главным элементам временного электроснабжения строительства — ЛЭП, главной понизительной подстанции (ГПП), трансформаторным пунктам (ТП) и др.
Для определения потребляемой или расчетной мощности необходимо знать суммарную установленную мощность, т. е. сумму номинальных мощностей электродвигателей, сварочных трансформаторов, осветительных приборов и других устройств, потребляющих электроэнергию. Перечень основных потребителей и их установленная мощность для строительства ТЭС мощностью 400 и 3000 МВт приведены в табл. 10.3.
Расчетная мощность трансформаторов и трансформаторских пунктов определяется по формуле:
где Sр — расчетная мощность, кВ-А; kс — коэффициент спроса (табл. 10.4); cos φ — коэффициент мощности (табл. 10.4); Ру — установленная мощность, кВт (табл. 10.3).
Коэффициент мощности зависит от полноты загрузки электродвигателей, времени холостой работы механизмов, трансформаторов и т. д. Для повышения коэффициента мощности в качестве компенсирующих устройств на строительстве ТЭС рекомендуется применять комплектные инвентарные батареи статических конденсаторов.
Общая мощность трансформаторного пункта (∑Sp) определяется как сумма мощностей отдельных групп потребителей, а именно:
где Sp1—Sp5, кВ·A — соответственно расчетные мощности отдельных групп потребителей. При определении установленной мощности отдельных потребителей электроэнергии следует пользоваться справочными и паспортными данными оборудования.
Если не известна мощность трансформаторов, то мощность трансформаторов ГПП определяется приближенно по суммарной установленной мощности всех потребителей строительства.
Расчетная мощность подсчитывается по формуле:
где Sp — расчетная мощность, кВ·А; Ру — установленная мощность потребителей. кВт; kс=0,5 — усредненный коэффициент спроса; k0=0,8 — коэффициент участия в максимуме; cos φ — усредненный коэффициент мощности (0,65 — без компенсации; 0,92 — с компенсацией).
Подсчет годового расхода электроэнергии на строительстве производится по годовому числу часов использования максимума нагрузки, которое при двухсменной работе принимается 3500 ч.
Определение электрических нагрузок для обеспечения строительных работ производится по нормам освещенности и удельным расходам электроэнергии на строительные нужды. Расход электроэнергии на освещение определяется по «Нормам электрического освещения строительных и монтажных работ», а для выполнения монтажных работ может быть определен также по укрупненным показателям в зависимости от общего веса оборудования и металлоконструкций, предусматриваемых к установке в течение года.
На стадии технического проекта годовой расход электроэнергии для выполнения монтажных работ может быть определен по формуле:
где Э — годовой расход электроэнергии, кВт-ч; Q1 — масса монтируемой в течение года металлической части тепломеханического оборудования, т; Q2 — масса монтируемых в течение года металлических конструкций и трубопроводов; т; Эуд — удельный расход электроэнергии на монтажные работы, кВт-ч/т.
При изготовлении на площадке котельно-вспомогательного оборудования и станционных трубопроводов удельный расход электроэнергии принимается от 165 до 190 кВт-ч/т, в остальных случаях 130—150 кВт-ч/т. Меньшие цифры относятся к крупным электростанциям мощностью 2400 МВт и выше при блочной поставке оборудования, большие — к электростанциям средней и малой мощности при поставке оборудования россыпью.
Максимальная электрическая мощность определяется по формуле:
где Р — максимальная мощность, кВт; Э — годовой расход электроэнергии, кВт-ч; Т — число часов использования в году максимума нагрузки (принимается 2900).
Максимум нагрузки строительства в годы наибольшего развития работ (2-й и 3-й) принимается равным расчетной нагрузке ГПП. Таким образом, максимальный годовой расход электроэнергии также должен приходиться на 2-й и 3-й годы строительства.
Расход электроэнергии в 1-й и 4-й годы строительства может быть определен по максимальному годовому расходу (за 2-й или 3-й год) умножением на коэффициенты: для 1-го года 0,5, для 4-го года 0,7. Принимая указанный метод расчета, получаем следующее распределение нагрузок по годам строительства, (кВ-А):
Источники электроснабжения
Ряд объектов строительства ТЭС расположен на большом расстоянии один от другого. Так, например, поселок эксплуатационных кадров и строителей удален обычно от промплощадки на 2—7 км. На такое же расстояние, но в другую сторону могут быть удалены гидротехнические сооружения. Поэтому электроснабжение объектов строительства ТЭС производится от местных подстанций для каждого объекта (или их группы). Эти подстанции объединены внешними высоковольтными сетями, питающимися от ГПП или энергопоезда. Возможно электроснабжения отдельных объектов (например, карьеров инертных материалов или перевалочной базы) от местных источников электроснабжения.
В начальный период строительства для электроснабжения предусматривается использовать передвижные дизельные электростанции мощностью 100 кВт. За подготовительный период должны быть смонтированы ГПП 110/6 кВ, ТП 6/0,4 кВ, электросети напряжением 6 и 0,4 кВ. В дальнейшем по мере надобности должны вестись работы по расширению сетей и переносу ТП отдельных объектов строительства.
Строительство питающей ЛЭП и основные объемы электромонтажных работ должны выполняться, как правило, той специализированной электромонтажной организацией, которая в последующем будет выполнять электромонтажные работы на основных сооружениях ТЭС. При невозможности ее привлечения строительное управление выполняет эти работы своими силами.
Для эксплуатации электрохозяйств в составе строительного управления должен быть организован электроучасток или электроцех, в ведении которого находятся все энергетические объекты строительства: главная понизительная подстанция (ГПП), трансформаторная подстанция (ТП), высоковольтные и низковольтные сети, временные электростанции, мастерские по ремонту электрооборудования и т. д. Электромонтеры, обслуживающие электрохозяйства участков строительства, как правило, состоят в штате участков.
Электроучасток должен иметь свою базу в составе конторы участка и помещения группы техконтроля, инструментальной и материальной (расходной) кладовых, мастерских и пунктов для дежурных по подстанциям, ктросетям и на крупных строительных участках.
Наиболее целесообразным источником электроснабжения является электрическая сеть энергосистемы. Питающей ЛЭП должна служить одна из линий электропередачи напряжением 110 или 220 кВ, предусматриваемая проектом основных связей строящейся ТЭС с энергосистемой. Эта ЛЭП должна быть сооружена к началу строительства. При невозможности использовать постоянную ЛЭП (задержка сооружения ЛЭП или другие причины) как исключение для временного электроснабжения может быть сооружена специальная ЛЭП, которая после окончания строительства должна быть использована для местного электроснабжения (колхозов и пр.). При строительстве ТЭС, удаленной от энергосистемы, для электроснабжения строительства применяются энергопоезда.
В период пуска первого блока (агрегата) электроснабжение ТЭС должно осуществляться от предусмотренного проектом трансформатора связи ТЭС с энергосистемой. Такой трансформатор должен быть введен в эксплуатацию к началу опробования механизмов собственного расхода первого блока (агрегата) ТЭС. В крайнем случае для опробования механизмов собственного расхода, смонтированных до,готовности трансформатора связи, может быть использован временный ввод 6 кВ, питающийся от сети временного электроснабжения.
Для электроснабжения строительства ТЭС при полном его развитии предусматривают обычно главную понизительную подстанцию (ГПП) 110—220/6 кВ и трансформаторные пункты (ТП) 6/0,4 кВ. В виде исключения для потребителей, удаленных на большое расстояние от ГПП (карьеры, перевалочная база, гидросооружения и др.), могут применяться ТП 35/0,4 кВ. Кроме того, предусматривают распределительные пункты (РП) — подстанции, получающие электроэнергию на напряжении 6 кВ и распределяющие ее к ТП без преобразования.
На строительстве ТЭС, как правило, должна сооружаться одна ГПП. Вторая понизительная подстанция 110/6 или 220/6 кВ может быть запроектирована только при наличии групп энергопотребителей, значительно удаленных от первой ГПП. Так, например, в типовых проектах электроснабжение строительства ТЭС предусматривается с применением следующих ГПП:
- для ТЭЦ мощностью 400—800 МВт в зависимости от величины нагрузки и напряжения — комплектная подстанция (КТП) 110/6 кВ с одним трансформатором 6300—10 000 кВ-А или две КТП с двумя трансформаторами по 4000—6300 кВ-А;
- для КЭС мощностью 3000—6000 МВт — КТП 110/6 кВ с одним трансформатором 10 000—16000 кВ-А или две КТП 110/6 кВ с двумя трансформаторами по 10 000 кВ-А.
На напряжении 110 кВ используют также передвижные трансформаторные подстанции мощностью 4000 или 6300 кВ-А.
Площадка для ГПП должна быть выбрана так, чтобы обеспечить завоз оборудования подстанции, а размеры ее должны обеспечить установку батареи конденсаторов для повышения коэффициента мощности. Высота ограды (с запирающимися входами) должна быть не менее 2,5 м.
Должны применяться также и передвижные КТП. Разнотипность ТП по мощности должна быть минимальной — желательно не более двух-трех (с трансформаторами мощностью 400—630—1000 кВ-А).
Для электроснабжения строительства главного корпуса рекомендуется применять ТП мощностью 630—1000 кВ-А; для топливного хозяйства, насосной техводоснабжения, стройбазы — мощностью по 630 кВ-А; для каналов, золоотвала и других неэнергоемких объектов — мощностью по 250 или 400 кВ-А. Ввод на ТП, как правило, предусматривается воздушным, а выводы низкого напряжения — кабельными.
ТП располагают в центре нагрузок с учетом удобства подхода ЛЭП 6 кВ и разводки сети низкого напряжения; на месте размещения ТП весь период его использования не должны производиться строительные работы. Установка ТП должна осуществляться на шпалах, уложенных на подсыпку из гравия или щебня высотой 150—200 мм, ограда должна быть высотой 1,5 м, расстояние между оградой и трансформаторным пунктом 1,2—1,3 м.
Электроаппаратура напряжением до 500 В шкафного или ящичного типа в закрытом или защищенном исполнении должна поставляться комплектно.
Схемы электроснабжения
В соответствии с принятой для строительства ТЭС категорией электроснабжения питание строительства от внешнего источника может осуществляться по одной воздушной линии электропередачи. При электроснабжении строительства от энергопоездов последние, как правило, располагают на территории строительства ТЭС. Распределение электроэнергии от энергопоездов по участкам осуществляется через РП, представляющий собой ряд комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН).
Схемы электроснабжения строительства являются составной частью стройгенплана тепловой электростанции. Перед выбором схемы электроснабжения и места расположения подстанций необходимо определить перечень потребителей по годам строительства с их месторасположением, т. е. составить картограмму электрических нагрузок. По этой картограмме определяют количество и мощность распределительных пунктов напряжения 6—10 кВ, расположение центрального распределительного пункта и схему распределительных сетей 6—10 кВ.
При разработке схемы предусматривается электроснабжение следующих основных участков и объектов строительства ТЭС:
- промышленной площадки — постоянных сооружений;
- строительной базы — временных подсобных сооружений для производства строительных и монтажных работ;
- гидротехнических сооружений — плотины, золоотвала, подводящего и отводящего каналов и др.;
- жилого поселка для строительного и эксплуатационного персонала ТЭС.
В соответствии с номенклатурой передвижных распределительных подстанций каждая подстанция имеет обычно один трансформатор мощностью от 250 до 1000 кВ-А.
Распределение электроэнергии на все объекты ТЭС и стройбазы осуществляется на напряжении 6—10 кВ по воздушным линиям, а в местах, где проход воздушных линий невозможен,— кабельными линиями, которые питают трансформаторные пункты 10—6/0,4 кВ.
При компоновке сетей 6 кВ необходимо равномерно распределить все ТП стройплощадки по линиям. Питание трансформаторных пунктов стройплощадки и стройбазы рекомендуется выполнять по магистрально-кольцевой схеме, в нормальном режиме разомкнутой в точке токораздела.
При небольших размерах площадки (например, для ТЭЦ мощностью 400—800 МВт) и сравнительно небольшом количестве ТП для электроснабжения промплощадки и стройбазы может быть запроектировано одно общее кольцо протяженностью 2—3 км (рис. 10.3).
При значительных размерах стройплощадки (КЭС мощностью 3000—6000 МВт) и большом количестве ТП для электроснабжения промплощадки и стройбазы следует применять отдельные кольца (рис. 10.4).
Питание удаленных потребителей рекомендуется осуществлять по самостоятельным радиальным линиям, отходящим от ГПП, и только как исключение подключать их к сетям промплощадки или стройбазы (рис. 10.5).
Электроснабжение карьеров и перевалочных баз осуществляется по самостоятельным линиям, либо от источников электроснабжения данного района, либо от передвижных электростанций. При экономической целесообразности питания их возможно осуществлять также и от источников электроэнергии строительства ТЭС с сооружением самостоятельных радиальных линий.
Предельная мощность, которую можно передать по радиальным линиям, при максимальной потере напряжения (до 10%) для сетей различных напряжений приводится ниже:
Все линии электропередачи напряжением 6—10 кВ прокладываются на типовых опорах. Опоры обычно выполняются из непропитанного леса, при этом пасынки опор могут выполняться железобетонными.
При сооружении воздушных линий электропередачи территория строительства ТЭС и отдельные удаленные ее участки должны рассматриваться как населенная местность. Трассы воздушных и подземных кабельных линий должны выбираться так, чтобы проложенные ЛЭП не мешали выполнению строительно-монтажных работ как по основным, так и по временным сооружениям и чтобы в процессе строительства электростанции их не приходилось переносить на другое место. Трассы ЛЭП должны выбираться вне зоны работы грузоподъемных механизмов. Расстояние по горизонтали от крайнего провода ЛЭП (при его наибольшем отклонении) до крайней точки механизма или груза при наибольшем вылете рабочего органа должно быть не менее 1,5 м для ЛЭП 0,4 кВ н не менее 2 м для ЛЭП 6 кВ.
Пересечения и сближения прокладываемых ЛЭП с различными сооружениями и коммуникациями должны выполняться в соответствии с требованиями «Правил устройств электроустановок» (ПУЭ). Габариты ЛЭП при переходах через железнодорожные пути между площадками укрупнительной сборки и главным корпусом должны обеспечивать беспрепятственный провоз укрупненных блоков строительных конструкций и технологического оборудования. При невозможности выполнить это условие ЛЭП следует заменять кабельной вставкой или кабельной линией.
Кабельные линии должны прокладываться бронированным кабелем с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой марки ААБ или ААБГ. Для питания передвижных и переносных потребителей должны применятся шланговые кабели марок КРПТ, ГРШС, ГТШ, ППШ, ШРПС. Короткие (до 100 м) неподвижные ответвления кратковременного использования (не более 3 мес) могут выполняться из шлангового кабеля, проложенного в земле.
Сети напряжением 0,4 кВ для электроснабжения установок на строительстве главного корпуса, осуществляемые по ходу сооружения в несколько этапов, должны выполняться из шлангового кабеля. Бронированный кабель на территории стройплощадок ТЭС должен прокладываться в траншеях с защитой от механических повреждений. Пересечения и сближения с различными сооружениями должны выполняться согласно требованиям ПУЭ. Из-за трудности учета всех нагрузок и неизбежности появления при производстве работ непредвиденных нагрузок, минимальные сечения алюминиевых проводов для линий на промплощадке и стройбазе принимаются для ЛЭП 0,4 кВ на магистрали 35 мм2 и на ответвлениях 25 мм2, для ЛЭП 6 кВ на магистрали 50 мм2.
Освещение строительной площадки
Строительномонтажная база современной ТЭС характеризуется большими открытыми площадками, предназначенными для хранения, укрупнительной сборки и подготовки к монтажу строительных конструкций и технологического оборудования. Освещение площадок, необходимое для ведения работ, осложняется непостоянством расположения строительных и транспортных механизмов на освещаемой территории, меняющимися контурами сооружений, подлежащих освещению, непродолжительностью срока действия осветительной установки в условиях одного строительства (1—2 года), одновременностью ведения работ, требующих различной степени освещенности. При этом неизбежно применение комбинированного (общего и местного) освещения при одновременном производстве разнохарактерных строительных работ на больших площадях.
При проектировании осветительных установок за исходную освещенность следует принимать освещенность на горизонтальных плоскостях, общую по всей освещаемой площади. Необходимость местного усиленного освещения определяется из условий ведения работ на отдельных участках освещенной площадки. Наружное освещение промышленной площадки осуществляется ксеноновыми лампами мощностью от 20 до 50 кВт.
Для освещения территорий строительства ТЭС, на которых выполняются строительные и монтажные работы, рекомендуется применять следующие инвентарные осветительные устройства: сборно-разборные прожекторные мачты высотой 28 м, передвижные прожекторные мачты на восемь прожекторов высотой 10 м, одиночные прожекторы и группы прожекторов, устанавливаемые на башенных и козловых кранах, крышах зданий, дымовых трубах и высотных точках других сооружений.
Особое место в электроснабжении строительства ТЭС занимает главный корпус. Сложившаяся схема размещения силовых трансформаторов у его постоянного или временного торца не отвечает условиям скоростного строительства мощных ТЭС. Размещение КТП у постоянного торца затрудняет строительство подземных коммункаций и других сооружений; перенос к пуску 1-го блока трансформатора к временному торцу трудоемок (для КЭС 1200 МВт длина кабельных разводок от временного торца до ячейки 2-го блока 8—10 км); прокладка кабеля проводится по строительным конструкциям в труднодоступных местах с зашитой их трубами или уголками. При этом следует учесть и сложность комплектования кабелем в период до ввода I-го блока.
Размещение КТП у временного торца возможно лишь при условии, что ТЭС не будет расширяться. В противном случае КТП будет находиться в зоне земляных работ.
Размещение КТП у колонн ряда А или со стороны дымососной еще более неприемлемо, так как и с той н с другой стороны постоянно ведутся строительные и монтажные работы.
Более удобным, как показала практика строительства, является размещение КТП в главном корпусе (рис. 10.6): на строительстве главного корпуса Березовской ГРЭС — на отметке 15,0 м в бункерно-деаэраторной этажерке, на Костромской ГРЭС — на кровле деаэраторной этажерки. Кабель уложен в кабельный туннель вдоль ряда В. Перенос КТП с кабелями для 3-го и 4-го блоков бригадой в 15 чел. занял 10 дней.
При размещении КТП внутри или на крыше главного корпуса в 2—3 раза сокращается расход силового кабеля; установка трансформаторов становится не зависящей от внешних работ и не мешает работам по расширению главного корпуса; сокращается время и снижаются трудозатраты на переустройство сетей временного электроснабжения при переносе КТП для работ на последующих блоках. Но следует иметь в виду неудобство применения в главном корпусе или на крыше его трансформаторов с масляным охлаждением — необходимо устанавливать под трансформаторами поддоны. Чтобы избежать этого, целесообразно применять трансформаторы мощностью 750—1000 кВ-A с сухой изоляцией.