Заказ работы

Заказать
Каталог тем
Каталог бесплатных ресурсов

Проектування електричних станцій та підстанцій

Вступ

               

                Велике значення для економічної роботи електростанцій і підстанцій має правильний  і раціональний вибір основних схем електричних зєднань, які забезпечують гнучкість роботи і надійність електропостачання споживачів. Питанням вибору економічно доцільної схеми електричної станції чи підстанції, розрахунку основних параметріві підбору апаратури присвячений основний зміст в даному курсовому проекті.

         Важливими задачами, що вирішують енергетики і енергобудівники є : безперервне збільшення об’єктів виробництва, скорочення термінів будівництва нових енергетичних об’єктів, реконструкція старих, зменшення питомих капіталовкладень, покращення структури виробництва електроенергії.

         У цьому курсовому пректі спроектовано станцію 220/110/10 кВ.

         Дана підстанція входить в склад великої енергосистеми і живить промислових споживачів на напрузі  10 кВ, а також віддалених споживачів на напрузі 110 кВ.         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Вибір принципової електричної схеми підстанції

1.1    Вибір трансформаторів

 

В даному проекті для надійності електропостачання споживачів підстанцій і для надійного зв’язку ТЕЦ з системою передбачається, як правило, встановлення 2 трансформаторів. Для вибору потужності трансформаторів проводиться побудова графіків навантаження трансформаторів в нормальних і різних аварійних режимах.

Вибір трансформаторів ТЕЦ

В завданні на проектування ТЕЦ вказуються наступні графіки:

– графік виробітку потужності генераторами;

– графік навантаження споживачів генераторної напруги;

– графік навантаження споживачів підвищеної напруги.

 Для вибору потужності трансформаторів за вказаними графіками робиться побудова графіка навантаження трансформаторів для наступних режимів:

         а) нормальний режим;

         б) відключення одного з генераторів;

         в) аварія в системі – в цьому випадку генератори працюють на повну потужність з номінальним cosц;

         г) ремонт одного з генераторів і аварійне відключення другого.

Графіки виробітку потужності генераторами і навантаження споживачів на стороні 10 і 110 кваліфікація приведені на рисунок 1.1, 1.2, 1.3.

В першу чергу будуємо графіки навантаження трансформаторів на стороні низької напруги (НН) – 10кВ. Номінальний коефіцієнт потужності генераторів рівний 0.8, навантаження 0.85. в нормальному режимі генератори працюють з тим же коефіцієнтом потужності, що і споживачі, тобто 0.85.

Тому для визначення максимального навантаження трансформаторів на стороні НН в нормальному режимі будуємо графік тільки активної потужності (рис 1.4), яка визначається як різниця графіків рисунок 1.1 і 1.2. при побудові графіків навантаження обмотки НН трансформаторів рахуємо додатню потужність, яка видається від генераторів в систему і мережу 110 кВ.

При відключенні одного з генераторів залишені в роботі 2 генератори повинні не перевищувати навантаження не більше номінальної потужності (рисунок 1.5). При цьому вироблена ТЕЦ потужність зменшується. Графік навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режтмі (рис 1.6) визначається як різниця графіків (рисунок 1.5 і 1.2)

При аварії в системі необхідно, щоб генератори ТЕЦ видавали в систему максимально можливу активну і реактивну потужність, тобто генератори повинні працювати з номінальним cosц=0.8.

А сокільки споживачі генераторної напруги мають cosц=0.9, навантаження трансформаторів в розглядуваному режимі визначимо окремо по активній та реактивній потужності. Для цього перш за все будуємо графіки реактивного навантаження споживачів 10 і 110 кВ (рисунок 1.7 та 1.8), потім графіки виробітку активної та реактивної потужності генераторами при аварії в системі (рисунок 1.9). при побудові графіків, реактивна потужність на кожній ділянці визначається за формулою:

                                                                                              (1.1)

Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режимі визначаємо як різницю графіків активної потужності (рисунок 1.9 і 1.2), реактивного навантаження – як різницю графіків реактивної потужності (рисунок 1.9 та  1.7).  Побудова даних графіків проводиться на рисунках 1.10 та 1.11. Потім по них побудуємо графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН (рисунок 1.12).

У випадку аварійного відключення одного із генераторів при ремонті другого в літній період вся потужність, яка необхідна споживачам генераторної напруги, поступає із системи. Тому графік навантаження трансформаторів зі сторони НН в цьому режимі збігається з літнім графіком навантаження споживачів генераторної напруги, але береться з оберненим знаком, так як потужність видається із системи (рисунок 1.13). Та оскільки у даному курсовому проекті встановлено три генератори на стороні НН, то даний графік буде побудований як різниця максимальної потужності генератора, що залишився в роботі, і навантаження споживачів генераторної напруги (рисунок 1.2).

Такиам чином, навантаження трансформаторів на стороні НН в різних режимах визначається графіками рисунок 1.4, 1.6, 1.12, 1.13. Для визначення навантаження трансформаторів на стороні найбільшої напруги (ВН) необхідно від цих графіків навантаження споживачів на стороні середньої напруги 110 кВ (СН) (рисунок 1.3, 1.8).

Відповідні побудови приведені на графіках рисунок 1.14, 1.19, причому для режиму аварії в системі, графіки будуються для активних, реактивних, а потім повних потужностей, а для решти режимів – тільки для активних потужностей.

Побудову графіків навантаження трансформаторів на різних напругах проводимо за допомогою комп’ютерної програми MathCAD.

Після побудови графіків навантаження, робиться вибір потужностей трансформаторів, причому необхідно врахувати можливість перевантаження трансформаторів, керуючись наступними правилами:

1)                                         в аварійному режимі допускається перевантаження на протязі не більше 5 діб на 40% зверх мінімальної потужності, на час максимумів навантаження не більше 6 годин на добу, якщо коефіцієнт початкового навантаження не більше ніж 0.95;

2)                                         в інших випадкахнеобхідно користуватися графіками переван- тажувальної здатності трансформаторів, встановленими ГОСТ 14209-85П. Для цього дійсний графік навантаження перетворюється в двоступеневий, причому еквівалентне навантаження кожного ступеня визначається як:

                                                                             (1.2)

де n  число ступенів;

     tK тривалість;

     SKнавантаження.

Еквівалентне навантаження S першого ступеня визначають по формулі (1.2) за час 10 годин, які передують максимуму навантаження. Розглянемо, як вибрати потужність трансформаторів для нашого пррикладу. Можливі два варіанти схем:

- з двома автотрансформаторами 220/110/10 кВ (рисунок 1.21);

- з двома двообмотковими трансформаторами 220/10 та двома 110/10 (рисунок 1.22).

 

 

Рисунок 1.21 - Схема з двома автотрансформаторами 220/110/10

 

Рисунок 1.22 - Cхема з двома двообмотковими трансформаторами 110/10

і двома 220/10

 

Розглянемо варіант схеми 1

1) Нормальний режим

Максимальні навантаження обмоток: ВН=135МВт; СН=90МВт; НН=60МВт; (рисунок 1.3; 1.4; 1.14). Вважаємо, що в цьому випадку можливий вихід з ладу одного трасформатора. Тоді інший трасформатор повинен забезпечити передачу всієї потужності при допустимому 40%-му перевантаженні.

 МВА.

         Вибираємо трансформатори АТДЦТН-125000/220/110.

 

2) Відключення або ремонт одного генератора.

         Максимальні навантаження обмоток: ВН=145МВт; СН=90МВт; НН=55МВт; (рисунок 1.3; 1.6; 1.15). В цьому випадку вважаємо, що працюють обидва трансформатори. Максимальне навантаження на трансформатори:

 МВА.

Залишаємо вибраний трансформатор.

 

3) Аварія в системі.

         Максимальні навантаження обмоток: ВН=105 МВА; СН=90/0.8=106 МВА; НН=75 МВА; (рисунок 1.3; 1.12; 1.19). Тут також максимальне навантаження не перевищує номінальної потужності вибраних трансформаторів.

 

4) Ремонт одного генератора і аварійне відключення другого в літній період.

         Максимальні навантаження обмоток: ВН=205 МВт; СН=90 МВт;      НН=115 МВт; (рисунок 1.3; 1.13; 1.16).

 МВА.

Залишаємо вибраний трансформатор.

Остаточно вибираємо згідно табл. 3.8 [2]  2 автотрансформатори типу АТДЦТН-125000/220/110, параметри якого заносимо в таблицю 1.1.

Розглянемо варіант схеми 2

Здійснюємо вибір двообмоткових трансформаторів на напругу 220/10 кВ. Для даних трансформаторів найважчим режимом є ремонт одного генератора і аварійне відключення другого в літній період. Як видно з графіку рисунок 1.16 максимальне навантаження триває до 8 год., тому застосовуємо правило 40%.

Умова вибору:

                                                                                           (1.7)

де Sрозр.ТР – розрахункова потужність трансформатора.

                                                           ,                                     (1.8)

де РВН – потужність на стороні ВН, згідно рисунок 1.16 РВН=205 МВт.

 МВА.

Згідно табл. 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДЦ-125000/220, номінальні параметри якого заносимо в таблицю 1.1.

Здійснюємо вибір двообмоткових трансформаторів на напругу 110/10 кВ. Для цих трансформаторів найважчим режимом роботи є аварія в системі. Як видно з рисунок 1.3 максимальне навантаження триває до 8 год., тому вибір проводимо аналогічно попередньому:

 МВА.

Згідно з табл. 3.6 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТРДН-40000/110, номінальні параметри якого заносимо в таблицю 1.1.

Для вибору одного з варіантів проводимо техніко-економічне порівняння варіантів, тобто розраховуємо сумарні дисконтовані затрати для кожного варіанту:

                         ,                                                (1.9)

де  Ве – витрати на експлуатацію, ремонт і амортизацію трансформаторів і               приймаються 6.3% від капітальних затрат;

Ввтр – вартість втрат енергії в трансформаторах;

Е – норма дисконту, приймаємо Е=0.1;

К – капітальні затрати на трансформатори.

 

 

1.2 Техніко-економічне порівняння варіантів

Параметри трансформаторів для техніко-економічного розрахунку приведені у таблиці 1.1.

 

Варіант 1

Визначаємо основні показники:

1)     капітальні затрати:

                    тис. грн.;

2)     витрати на експлуатацію:

                    тис. грн.;

3)     вартість втрат енергії в трансформаторі:

                                        ,                                             (1.10)

де Ввтр – вартість втрат в сталі трансформатора;

     Вм –вартість втрат в міді трансформатора.

Визначаємо втрати енергії в сталі:

 кВт·год.;

Визначаємо втрати енергії в міді трансформатора, використовуючи графік навантаження трансформаторів в номінальному режимі і враховуючи, що згідно завдання, кількість робочих днів в рік по зимовому графіку – 205 днів, по літньому – 160 днів:



Размер файла: 349.61 Кбайт
Тип файла: rar (Mime Type: application/x-rar)
Заказ курсовой диплома или диссертации.

Горячая Линия


Вход для партнеров