Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Белорусский государственный университет физической культуры

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

мой дипломчик.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.05.2025

Размер:

421.1 Кб

Скачать

☆

1 / 61 2 3 4 5 6 > Следующая >>>

Содержание

Введение

Капиталовложения в строительство ТЭЦ
Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции
Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции
Удельный расход условного топлива при однотипном оборудовании
КПД станции при разнотипном оборудовании
Эксплуатационные расходы
Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты
Сводная таблица техника - экономических показателей ТЭЦ
Основные понятия и элементы сетевого графика. Правила построения сетевого графика

Вывод

Список литературы

Введение

Энергетика, как отрасль производства охватывает совокупность процессов преобразования природных топливно-энергетических ресурсов с целью производства энергетической и тепловой энергии, передачи и потребления этих видов энергии во всех отраслях народного хозяйства. В свою очередь энергетика является главной составной частью топливно-энергетического комплекса страны, который включает добычу и использование энергоресурсов, трубопроводный транспорт нефти и газа, установки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.

Перспективы и экономические показатели развития топливно-энергетического комплекса, и, прежде всего его важнейшего звена - энергетики, оказывают всё большее влияние на развитие всего народного хозяйства страны.

Белорусская энергетическая система - это сложный комплекс, включающий электростанции, электрические и тепловые сети, которые связаны общностью режима их работы на территории всей республики. В энергосистему входят 6 РУП электроэнергетики, имеющие 28 тепловых электростанций установленной мощностью 8 МВт, 38 районных котельных, электросетевые и теплосетевые структурные подразделения. Кроме того, в состав концерна входят проектные и научно-исследовательские институты, строительно-монтажный комплекс, ряд заводов, ремонтно-наладочные мероприятия, выполняющие, в основном, работы для предприятий энергетики.

Тепловые нагрузки в РБ сконцентрированы в крупных промышленных центрах, что создаёт благоприятные условия для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Одним из эффективных мероприятий проводимых в энергосистеме стало введение современного оборудования крупной единичной мощности, досрочное освоение новых энергоблоков, развитие теплофикации, оптимизация режимов работы, внедрение комплексной системы управления качеством энергетического производства, повышение профессиональной квалификации персонала, внедрение новой техники и автоматизации управления технологическими процессами.

Наряду с вводом новых мощностей на электростанциях и расширением объёмов сетевого строительства будет продолжаться совершенствование автоматизации Белорусской энергосистемы. Уже успешно эксплуатируются и постоянно внедряются новые комплексы устройств, обеспечивающие сохранение баланса мощности, предотвращение асинхронного режима, направленное ограничение потребителей, частотное деление электростанций, проводятся и другие противоаварийные мероприятия.

Целью данного проекта является проектирование электрической подстанции 330/110/10 кВ. Напряжения на данной подстанции соответствуют используемым в Белорусской энергосистеме.

Электрические подстанции — это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции) – повышающие и понижающие напряжение электричества.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учётом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.

По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий питающей сети, приходящих от одной или двух электроустановок.

Узловая подстанция – подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистем или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 220-750 кВ. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Схема подстанций тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

- обеспечить надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режиме;

- учитывать перспективу развития;

- допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

- обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

1 Выбор двух вариантов схем проектируемой подстанции

Согласно заданию на дипломный проект для ПС-330/110/10 принимаем схему выдачи мощности (рисунок 1.1). Связь с энергосистемой мощностью 1800 МВ·А осуществляется по трём ЛЭП-330 кВ, а с АЭС-1500 МВт по четырём ЛЭП 110 кВ. Потребители получают электроэнергию по четырнадцати кабельным линиям от шин РУ-10 кВ.

Для связи РУ различных напряжений между собой для варианта I предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Последовательно с обмоткой НН 10 кВ автотрансформаторов устанавливаем линейные регулировочные трансформаторы.

Для варианта II связь между распределительными устройствами напряжений 330 и 110 кВ устанавливаем 2 автотрансформатора связи, а для связи распределительных устройств РУ ВН 110 кВ и РУ НН 10 кВ с 2 трансформатора с расщеплённой обмоткой.

2 Выбор трансформаторов на проектируемой подстанции

На подстанции должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор (автотрансформатор), следует учитывать его перегрузочную способность, которая в послеаварийных режимах допускается до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток), т. е.:

I вариант

Определим нагрузку распределительных устройств РУ разных напряжений

где n_лэп - количество отходящих ЛЭП; Р_max - мощность одной линии в режиме максимальных нагрузок, МВт; cos - коэффициент мощности; K_одн - коэффициент одновременности

Определим мощность АТ1 и АТ2:

Выбираем по [1] два автотрансформатора типа АТДЦТН -200000/330/110 мощностью 200 МВ А

Данные автотрансформатора приведены в таблице 2.1.

Определим мощность линейных регуляторов ЛР1 и ЛР2

Выбираем по [1, табл. 3.10] трансформаторные агрегаты регулировочные ТДНЛ-40000/10. Данные трансформатора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.1 Номинальные параметры автотрансформатора

Тип	Цена, тыс. у.е.	S_ном МВּА	U_ном, кВ				Потери, кВт						U_кз, %
							Р_хх		Р_кз
			ВН	СН	НН	В-С			В-Н	С-Н	В-С		В-Н	С-Н
АТДЦТН- 200000/330	263	200	330	115	10,5	155		560		300	210	10,5		38	25

Таблица 2.2 Номинальные параметры линейного регулятора

Тип	S_ном, МВּА	U_ном, кВ	Потери, кВт		I_хх, %		Цена, тыс.у.е.
			Р_хх	Р_кз
ТДНЛ-40000/10	40	11	17,5	70	10,6	33,8

АТДЦТН-200000/330/110 – трехобмоточный трехфазный автотрансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и масла, с устройством РПН, номинальная мощность 200000 кВ∙А.

ТДНЛ-40000/10 – трехфазный регулировочный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством РПН, номинальной мощностью 40000 кВ∙А.

II вариант

Производим выбор автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:

Выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110, [1, табл. 3.8].

Производим выбор трансформаторов Т1 и Т2:

Выбираем два трансформатора типа ТРДН-40000/110 [1, табл. 3.8]. Номинальные параметры выбранных трансформаторов для варианта 2 заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальное напряжение, кВ			Потери, кВт				Напряжение короткого замыкания, %						Ток холостого хода, %
	ВН	СН	НН	Холостого хода	Короткого замыкания			ВН-СН		ВН-НН		СН-НН
					ВС	ВН	СН
АТДЦТН-200000/330/110	330	115	10,5	155	560	300	210		10,5		38		25		0,45
ТРДНС-40000/110	115	-	10,5-10,5	34	170				-		10,5		-		0,55

ТРДНС-40000/110 – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, с дутьем и естественной циркуляцией масла, номинальной мощностью 40000 кВ∙А.

3 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Варианты ПС-330/110/10 кВ будут отличаться:

-электрическими схемами РУ ВН 110 кВ, отличающиеся количеством присоединений.

-типом и мощностью используемого оборудования.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

где К – капиталовложение на сооружение электроустановки; р_н= 0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;

И – годовые эксплуатационные расходы.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы. Для подсчета количества ячеек ОРУ составляем упрощенные принципиальные схемы для двух вариантов схем электростанций, которые приведены на рисунках 3.1 и 3.2. Расчёт капитальных затрат производим в таблице 3.1.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ.

где α_а + α_р – отчисления на амортизацию и обслуживание, % (для электрооборудования 220 кВ и выше α_а + α_р = 8,4%); ∆W_т – потери энергии в трансформаторах, кВтч; β – стоимость 1 кВт^.ч потерянной энергии, β = 2,0 у.е./ кВт^.ч.

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах):

Таблица 3.1 Укрупнённые показатели стоимости элементов схем для двух вариантов

Оборудование	Стоимость, тыс. у. е..	Вариант 1		Вариант 2
Оборудование	Стоимость, тыс. у. е..	Количество единиц	Общая стоимость	Количество единиц	Общая стоимость
Трансформаторы
ТДЛН-40000/10	33,8	2	67,6	-	-
ТРДН-40000/110	88	-	-	2	176
Ячейки ОРУ и КРУ
ОРУ 110	32	8	256	10	320
КРУ 10	2,5	3	7.5	6	15
ИТОГО:			263,5		335

Потери энергии в трансформаторах связи и линейных регуляторах

где ∆Р_хх, ∆Р_к.з. – потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВ^.А;

S_max – максимальная нагрузка трансформатора, МВ^.А;

Т – число часов работы трансформатора, Т = 8760 ч;

τ – продолжительность максимальных потерь, ч.

τ_в = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760 = (0,124 + 4875,710^-4)²8760=3262 ч.

τ_с = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760=(0,124 + 480010^-4)²8760 = 3195,8 ч.

τ_н = (0,124 + Т_мах10^-4)²8760=(0,124 + 510010^-4)²8760 = 3521,1 ч.

Потери энергии в автотрансформаторах связи АТ1 и АТ2:

Коэффициент выгодности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:

Определим потери электроэнергии в трансформаторах для 1 варианта:Определим максимальную мощность каждой обмотки АТ1 и АТ2:

Потери энергии в линейных регуляторах ЛР1 и ЛР2:

Суммарные потери энергии в трансформаторах:

Определение потерь энергии в трансформаторах варианта 2

Потери энергии в трансформаторах связи Т1 и Т2:

Потери энергии в трансформаторах связи АТ1 и АТ2:

Суммарные потери энергии в трансформаторах:

Произведём расчёт технико-экономических показателей для I варианта.

Годовые эксплуатационные расходы:

Определим приведённые затраты для I варианта:

Произведём расчёт технико-экономических показателей для II варианта.

Годовые эксплуатационные расходы:

Определим приведённые затраты для II варианта:

Проведем сравнение двух вариантов схем:

Так как разница между двумя вариантами составляет более 17%, то принимаем для дальнейших расчетов 1 вариант.

4 Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

1 вариант (рисунок 3.1). Считаем число присоединений:

330 кВ – n = 4 присоединений, 110 кВ – n = 6 присоединений, 10 кВ – n = 14 присоединений.

В ОРУ 330 кВ применяем схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя на цепь. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью. Также достоинством схемы является то, что разъединители используются только для проведения ремонтных работ. Количество операций с разъединителями в такой схеме невелико.

В ОРУ 110 кВ применяем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Как правило, обе системы шин находятся в работе. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Недостатки:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

В РУ 10 кВ применяем одиночную секционированную систему шин. В данной схеме секционные выключатели разомкнуты в целях ограничения токов КЗ. Выключатели снабжаются устройствами автоматического включения резервного питания, замыкающие выключатель в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушить электроснабжение. Она обладает следующими достоинствами: простота и дешевизна.

Недостатки:

- ремонт выключателя связан с отключением соответствующего присоединения, при профилактическом ремонте сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего распределительного устройства, а повреждение в зоне сборных шин приводит к отключению данного РУ.

5 Выбор схемы собственных нужд (с.н.) и трансформаторов СН

Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ устанавливаются два трансформатора с.н. , мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой:

где Р_сн – нагрузка с.н. подстанции, кВт; Р_сн = 400 кВт;

cos _сн = 0,85;

К_п = 1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки;

k_c – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах принимаем k_c = 0,8.

Выбираем трансформатор ТСЗ-400/10. Параметры заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Номинальные параметры ТСН

Тип

S_ном,

кВ^.А

U_ном, кВ

∆Р_хх, Вт

∆Р_кз, Вт

U_к, %

I_х,%

ВН

НН

ТСЗ-400/10

400

0,4

1300

5400

5,5

Для питания оперативных цепей подстанции применяем постоянный ток.

Схема собственных нужд приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Схема собственных нужд подстанции

6 Расчет токов короткого замыкания

S₂=1500 МВ·А

6.1 Расчет тока КЗ в точке К1 (шины 330 кВ)

Принимаем S_б = 1000 МВА, Составим схему замещения для расчета токов короткого замыкания (рисунок 6.2) и определяем ее параметры.

Сопротивления

системы :

блочного трансформатора

линий электропередачи:

автотрансформаторов АТ1 и АТ2:

т.к.

линейных регуляторов

Путём последовательных преобразований упростим схему замещения (рисунок 6.2) до вида, приведенного на рисунке 6.3:

Расчет тока КЗ в точке К1 (шины 340 кВ)

Преобразуем схему до вида, приведенного на рисунке 6.4.

Рассчитываем результирующее сопротивление

Рассчитываем базисный ток:

Рисунок 6.3 Преобразованная схема замещения для расчета токов КЗ

Рисунок 6.4 Результирующая схема для расчета тока КЗ в точке К1

Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К1:

Ударный ток

i_уК₁ = I_п,0,_К₁k_у,К₁ = 7,2·1,78 = 18,12 кА,

где k_у = 1,78 – ударный коэффициент, определяем по [2, таблица 3.8];

Т_а = 0,04 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока, определяется по [2, таблица 3.8].

6.2 Расчет тока КЗ в точке К2 (шины 110 кВ)

Преобразуем схему до вида, приведенного на рисунке 6.5.

Рассчитываем результирующее сопротивление

Рисунок 6.5 Преобразованная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К2

Рисунок 6.6 Результирующая схема для расчета тока КЗ в точке К2

Рассчитываем базисный ток:

Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К2:

Ударный ток

i_у_,_К₂ = I_п,0,_К₂k_у,К₂ = 9,5·1,608 = 21,6 кА,

где k_у = 1,608, Т_а = 0,02 с.

Расчет токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка КЗ	I_б, кА	I_п,0, кА	i_у, кА	k_у	Т_а, с
Шины 330 кВ	1,7	7,2	18,12	1,78	0,04
Шины 110 кВ	5,02	9,5	21,6	1,608	0,02

7 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных

цепей

7.1 Выбор выключателей и разъединителей в РУ-330 кВ

Максимальный ток продолжительного режима:

По таблице 5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель

ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ-330-3200 по таблице 4.1 [1].

Проверяем выбранный выключатель по отключающей способности

I_п_ I_{отк.ном}

Номинальный ток ветви к.з.

кА.

=7,2 /6,96 = 1,03 >1 => по типовым кривым I_п__к1=I_по *0,98=7,2*0,98 =

=7,05кА < 40 кА

Расчетное время  = t_с.в+ t_р.з= 0,025+0,01=0,035 с

i _а_  i _а.ном, где i _а_ - апериодическая составляющая тока к.з.

кА

i _а.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .

;

по термической стойкости

; кА²  с

где 0,04=0,24 сек.

40²∙2=3200кА²∙с

по динамической стойкости

40 кА

102 кА

Все расчетные и каталожные данные выбора сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 Расчетные и каталожные данные выключателя ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединителя РНДЗ-330-3200

Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВГУ-330Б-40/3200		Разъединитель РНДЗ-330-3200
U_уст=330 кВ	U_ном= 330 кВ		U_ном= 330 кВ
I_мах = 490 А	I_ном = 3150 А		I_ном = 3200 А
I_п_ = 7,05 кА	I_{отк.ном}= 40 кА		--------
i _а_ = 4,24 кА	i _а _.ном = 14,1 кА		--------
I_по = 7,2 кА	I_дин = 40 кА		--------
i _у = 18,12 кА	i _дин= 102 кА		i _дин= 160 кА
В_к= 12,44 кА²  с	I_т²  t_т =40²2=3200 кА²  с		I_т²  t_т = 63²2=7938 кА²  с

Выбранные аппараты удовлетворяют условиям выбора.

7.2 Выбор выключателей и разъединителей в ру – 110 кВ

Максимальный ток продолжительного режима:

= 525 А.

I_мах= 2  I_норм= 2  525= 1050 А

Выбор выключателей производим:

1. По напряжению установки: U_уст = 110кВ  U_ном

2. По длительному току: I_мах= 1050 А

По табл.5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель вгт-110. Проверяем выбранный выключатель:

3. По отключающей способности

I_п_ I_{отк.ном}

Номинальный ток ветви к.з.

кА.

=9,5/20,58=0,46 <1 => I_п__к2=I_по=9,5 кА < 40 кА

Расчетное время  = t_с.в+ t_р.з= 0,025+0,01=0,035 с

i _а_  i _а.ном, где i _а_ - апериодическая составляющая тока к.з.

кА

i _а.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .

= 25,45 кА.

2,33 кА < 25,45 кА

4. На электродинамическую стойкость

I_по  I_дин; i _у  i _дин;

9,5 кА < 40 кА; 21,6 кА < 102 кА

5. На термическую стойкость

В_к  I_т²t_т, где В_к – тепловой импульс тока к.з.

В_к = I_по²(t_отк + Т_а) = 9,5  (0,2 + 0,02) = 19,85 кА²с;

I_т²  t_т= 40² 3 = 4800 кА²с;

19,85 кА²с < 4800 кА²с

Аналогично производим выбор разъединителей в РУ-110кВ.

1. U_уст  U_ном 110 кВ = 110 кВ

2.I_норм  I_ном;1050 А < 2000 А

Выбираем по таблице 4.1 [1] разъединитель рдз-110-2000

i _у  i _пр; 21,6 кА < 100 кА
В_к  I_т²t_т
;19,85 кА²с < 40²3=4800 кА²с

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.2

Таблица 7.2 Расчетные и каталожные данные выключателя

ВГТ-110 и разъединителя РДЗ-110-2000

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	Выключатель ВГТ-110	Разъединитель РДЗ-110-2000
U_уст=110 кВ	U_ном= 110 кВ	U_ном= 110 кВ
I_норм= 525 А	I_ном= 2000 А	I_ном= 2000 А
I_мах= 1050 А	I_ном= 2000 А	-------
I_п_= 9,5 кА	I_{отк.ном}= 40 кА	-------
i _а_ =2,33 кА	i _а.ном = 22,16 кА	-------
I_по =9,5 кА	I_дин = 40 кА	-------
i _у = 21,6 кА	i _дин = 102 кА	i _дин=80 кА
В_к=19,85 кА²  с	I_т²  t_т = 4800 кА²  с	I_т²  t_т = 2977 кА²  с