Выбор структурной схемы электростанции

Министерство  образования и науки Кыргызской Республики

Министерство  образования и науки российской Федерации

КЫРГЫЗСКО-РОССИЙСКИЙ СЛАВЯНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

ЕСТЕСТВЕННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ  ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Нетрадиционные  и возобновляемые источники энергии»

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине

«Электрическая  часть станций и подстанций»

Тема:

Выбор структурной схемы электростанции

Выполнил:  студент группы ЭУП -1-10  Бектенова Б.

       Принял руководитель:

Работа защищена с оценкой  «_____________________»

Дата защиты    «___»__________2012г.

Бишкек 2012

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………………..2

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………….3

1.СОПОСТАВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ  ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ……………………………………………………………4

    1. Выбор возможных вариантов структурной схемы КЭС……………………...4
    2. Суточные графики нагрузки для зимы и лета…………………………………7
  1. ОТБОР КОНКУРИРУЮЩИХ ВАРИАНТОВ………………………………………...8
  2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ БЛОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

И АВТОТРАНСФОМАТОРОВ СВЯЗИ……………………………………………….9

    1. Выбор номинальной мощности блочных трансформаторов………………….9
    2. Выбор номинальной мощности автотрансформаторов связи………………..10
      1. Вариант 1………………………………………………………………10
      2. Вариант 2………………………………………………………………13
  1. РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТРУКТУРНОЙ

СХЕМЫ КЭС……………………………………………………………………………..15

    1. Общие положения…………………………………………………………………15
    2. Расчет приведенных затрат……………………………………………………….16
      1. Вариант 1……………………………………………………………….16
      2. Вариант 2………………………………………………………………..19
  1. СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ………………………………………………23

5.1.Сопоставление технико-экономических показателей……………………………….23

5.2.Выбор схемы распределительного  устройства  …………………………………….23

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………………………………………………………………24

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Целью данной курсовой работы является выбор структурной схемы  КЭС, на которой будет установлено  пять энергоблоков мощностью по 200МВт. Коэффициент мощности потребителей сети 110 КВ, соs φ = 0.9. Максимальная мощность на собственные нужды станции составляет 7% от установленной мощности. Связь с системой осуществляется по четырем ЛЭП 220 Кв.

Главная схема  электрических соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Структурная схема  выдачи электроэнергии – это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам (РУ) разных напряжений и связь между ними, а также от РК к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы, трансформаторы, блоки генератор-трансформатор, нагрузка и токоведущие части, соединяющие генераторы, трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. В такой схеме не показывают никакой аппаратуры: выключателей трансформаторов тока и т.д. Структурные схемы составляют при выборе главных схем электростанций и подстанций.

Задачами курсовой работы являются:

1. Составление возможных  вариантов структурной схемы  электрической станции.

2. Отбор конкурирующих  вариантов структурной схемы  электрической станции.

3.Выбор номинальной мощности  блочных трансформаторов и трансформаторов  (автотрансформаторов) связи.

4. Расчет технико-экономических  показателей структурной схемы  электрической станции.

5. Сопоставление вариантов  и окончательный выбор структурной  схемы электрической станции.

 

 

  1. СОСТАВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ.

 

    1. Выбор возможных вариантов структурной схемы КЭС.

 

В данной курсовой работе рассматривается  6  возможных вариантов составления структурной схемы. Все генераторы соединяются в блоки с помощью трансформаторов по схеме единичного блока. Связь между распределительными устройствами осуществляется через автотрансформаторы связи или через автотрансформаторы, установленные в блоке с генератором. Варианты отличаются друг от друга количеством блоков, подключенных к РУ 220 кВ и РУ 110 кВ, и количеством автотрансформаторов связи межу ними.

 

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 

1.К РУ 220 кВ подключено все 5 энергоблока, а к  РУ 220 кВ не подключено ни одного энергоблока, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи. 


 

 

 

 

          СН       СН      СН       СН     СН

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 

2.К РУ  220 кВ подключено 4 энергоблока, к РУ 500кВ – 1 энергоблок, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи.


 

 

                СН        СН     СН       СН                                                      СН

 

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 

3. К РУ 220 кВ подключено 3 энергоблока, к РУ 110 кВ – 2 энергоблока, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи.


 

 

 

 

                          СН        СН       СН                                               СН           СН

 

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 

4. К РУ 220 кВ подключено 2 энергоблока, к РУ 110 кВ – 3 энергоблока, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи.


 

 

 

 

                          СН      СН                                                        СН        СН      СН

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 

5.  К РУ 220 кВ подключен 1 энергоблок, к РУ 110 кВ – 4 энергоблока, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи.


 

 

 

 

                                    СН                                           СН        СН       СН       СН

  1. . К РУ 220 кВ не подключено ни одного энергоблока, к РУ 110 кВ – 5 энергоблоков, связь между распределительными устройствами осуществляется при помощи автотрансформатора связи

РУ 220 кВ


РУ 110 кВ

 


 

 

 

 

 

                                                                             СН       СН      СН       СН      СН

 

    1. Суточные графики нагрузки для зимы и лета:

Рис. 1. «Суточный зимний график нагрузки»

Рис. 2. «Суточный летний график нагрузки» 

 

  1. ОТБОР КОНКУРИРУЮЩИХ ВАРИАНТОВ

Из шести рассмотренных вариантов, наиболее конкурирующими структурными схемами для дальнейшего рассмотрения являются схемы 3 и 4, так как они надежны и подходят по устройству.

Не подходят:

Схема 1, так как отсутствие генераторов на РУ 110 кВ приведет к нежелательной двойной трансформации электроэнергии для электроснабжения потребителей.

Схема 2 потому, что в случае аварии возникнет необходимость  двойной трансформации электроэнергии для потребителей.

Схемы 5-6 в связи с тем, что подключение большого количества энергоблоков к РУ 110 кВ приведет к увеличению токов короткого замыкания в РУ 110 кВ  и утяжелению условий работы электрооборудования на напряжении 110 кВ.

 

  1. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ БЛОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ СВЯЗИ.

 

3.1.Выбор номинальной  мощности блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и  номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки. В данной курсовой работе выбор генераторов производится по номинальной активной мощности энергоблока КЭС, которая составляет 200 МВт. На основе справочных данных [2] был выбран турбогенератор типа ТВВ-200-2: номинальная полная мощность Sном = 200 МВА, соs φ ном= 0,85, напряжение обмотки статора Uном = 15,75кВ.

Во всех вариантах структурных  схем применяются пять турбогенераторов типа ТВФ-110-2.

Выбор номинальной  мощности блочных трансформаторов:

Выбор блочных трансформаторов  осуществляется при условии, что

S бл.тр. S расч.  (1)

где  S расч. определяется по формуле:

S расч. = ;  (2),

где  Рном.г, Qном.г. – активная и реактивная номинальные мощности генератора;

        Рс.н, Qс.н – активная и реактивная нагрузки собственных нужд;

        Cos φ г – номинальный коэффициент мощности генератора.[1]

Таким образом, мощность блочных  трансформаторов S бл.тр. для КЭС будет:

S расч. = 200/0,85235 МВА,

Sбл.тр .

По справочным данным выбираем блочные трансформаторы с номинальной мощностью 250 МВА и номинальным напряжением обмотки 110 и 220 кВ:

ТДЦ – 250000/220 (S ном. = 250 МВА, Uк = 11%, цена – 284тыс.долл.13 млн.сом) и ТДЦ – 250000/110 (S ном. = 250 МВА, Uк = 10,5%, цена – 255тыс.долл.12 млн.сом).

3.2. Выбор номинальной  мощности автотрансформатора связи.

Так как конкурирующими являются схемы 3 4, то  автотрансформаторы находим для этих двух вариантов.

Мощность автотрансформаторов  выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму.

S т.связи S мах/ Кп (3)

S мах = Р мах/ Cos φ (4),

где  S мах – полная мощность,

       S т.связи – мощность автотрансформатора,

       Cos φ – коэффициент мощности потребителей,

       Кп – коэффициент допустимой перегрузки, принимается равным 1,4.[3]

Расчет и выбор номинальных  мощностей автотрансформаторов  связи производится по вариантам, исходя из следующих таблиц, отражающих нагрузки автотрансформаторов связи.

3.2.1. Вариант 1.

Нормальный режим  работы.

Таблица 1. Суточная зимняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 220 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг4г5

360

400

400

400

368

Р пот

360

400

420

380

380

Р сн

25,2

28

28

28

25,76

Р110

334,8

372

372

372

342,24

Р ат

-25,2

28

-48

-8

-37,76


Рг – мощность выработки генератора,

Р пот – мощность нагрузки потребителей,

Р сн – мощность собственных нужд,

Р сист – мощность, уходящая в систему ( Р сист. = Рг – Р пот – Р сн (5)).

Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 1 составляет 48 МВт.

Таблица 2. Суточная летняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 220 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-14

14-18

18-20

20-24

Рг4г5

373,2

400

400

400

382

Р пот

320

380

400

350

350

Р сн

26,2

28

28

28

26,74

Р 110

347

372

372

372

355,26

Р ат

27

-8

-28

22

5,26


 

Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 2 составляет 28 МВт.

Аварийный режим  работы.

Предположим, из строя вышел 1 энергоблок на РУ 220 Кв (вариант схемы 2).

Таблица 3. Суточная зимняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 220 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг

180

200

200

200

184

Р пот

360

400

420

380

380

Р сн

12,6

14

14

14

12,88

Р 110

167,4

186

186

186

171,12

Р ат

-192,6

-214

-234

-194

-208,88


 

Максимальный переток мощности через автотрансформаторы из данных таблицы 3 составляет 234 МВт.

Таблица 4. Суточная летняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 220 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг

186,6

200

200

200

191

Р пот

320

380

400

350

350

Р сн

13,1

14

14

14

13,37

Р 110

173,5

186

186

186

177,63

Р ат

-146,5

-194

-214

-164

-172,37


 

Максимальный переток мощности через автотрансформаторы из данных таблицы 4 составляет 214 МВт.

Наибольший максимальный переток находится из таблицы 3 и составляет 234 МВт.

Рассчитаем мощность автотрансформатора:

Р мах. = 234 МВт,

S мах. = 234/0,9 = 260 МВА

S т.связи /1,4 185,7 МВА.

Для выбора автотрансформатора необходимо, чтобы его мощность была больше 185,7 МВА. По  S мах. выбираем  автотрансформатор типа АТДЦТН – 200000 / 220 / 110 (стоимость 21,6 млн.сом). Максимальный переток мощности через автотрансформаторы 260 МВА, меньше номинальной мощности автотрансформаторов 4 х 220 = 880 МВА.

 

3.2.2. Вариант 2.

Нормальный  режим работы.

Предположим, из строя вышел 1 энергоблок на РУ 220 Кв (вариант схемы 3).

Таблица 5. Суточная зимняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 110 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг3г4г5

540

600

600

600

552

Р пот

360

400

420

380

380

Р сн

37,8

42

42

42

38,64

Р 110

502,2

558

558

558

513,36

Р ат

142,2

158

138

178

133,36


 

Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 5 составляет  178 МВт.

Таблица 6. Суточная летняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных нужд на стороне 110 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг3г4г5

559,8

600

600

600

573

Р пот

320

380

400

350

350

Р сн

39,2

42

42

42

40,11

Р 110

520,6

558

558

558

532,89

Р ат

200,6

178

158

208

182,89


 

Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 4 составляет 208 МВт.

Аварийный режим  работы.

Предположим, из строя вышел 1 энергоблок на РУ 110 Кв (вариант схемы 3).

Таблица 7. Суточная зимняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 110 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-8

8-18

18-20

20-24

Рг4г5

360

400

400

400

368

Р пот

360

400

420

380

380

Р сн

25,2

28

28

28

25,76

Р110

334,8

372

372

372

342,24

Р ат

-25,2

-28

-48

-8

-37,76


 

          Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 7 составляет 48 МВт.

Таблица 8. Суточная летняя мощность выработки генераторов, потребляемая мощность и мощность собственных  нужд на стороне 110 кВ (МВт).

t (ч)

0-6

6-14

14-18

18-20

20-24

Рг4г5

373,2

400

400

400

382

Р пот

320

380

400

350

350

Р сн

26,2

28

28

28

26,74

Р 110

347

372

372

372

355,26

Р ат

27

-8

-28

22

5,26


 

Максимальный переток мощности через автотрансформатор из данных таблицы 8 составляет 28 МВт.

Наибольший максимальный переток находится из таблицы 6 и составляет 200,6МВт.

Рассчитаем мощность автотрансформатора:

Р мах. = 208 МВт,

S мах. = 208/0,9 = 231 МВА

S т.связи /1,4 165 МВА.

Для выбора автотрансформатора необходимо, чтобы его мощность была больше 165 МВА. По  S мах. Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН –200000/ 220 / 110 (стоимость 21,6 млн.сом). Максимальный переток мощности через автотрансформаторы 222 МВА меньше номинальной мощности автотрансформаторов 4 х 220 = 880 МВА.

 

  1. РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ КЭС

4.1 Общие положения

Выбор экономически целесообразных вариантов проводится по техническим  и экономическим показателям, определяемым приведенными затратами.

З = Ен * К + И (6),

где   Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принятый в     энергетике  0,12; 1/год,

        К – капиталовложения, тыс.сом;

        И – издержки, тыс.сом\год.

Капиталовложения определяются как сумма капиталовложений в  трансформаторы КТ и ячейки распределительных  устройств  КРУ, но в нашем варианте капитальные вложения в распределительные  устройства учитываться не будут. Тогда:

К = КТР (7),

где  К – капитальные затраты на сооружение электрической сети, тыс.сом,

      КТР – капитальные затраты в трансформаторы, тыс.сом.[3]

Ежегодные эксплуатационные издержки определяем по следующей формуле:

И = ИПС + ИW, (8)

где   ИПС – издержки на обслуживание подстанции, тыс.сом\год

        ИW, - стоимость потерянной электроэнергии, тыс.сом\год.

ИПС = (а + р + о) * Ктр (9)

где  (а + р + о) – нормы отчисления, составляющие 8,4%[4]

        а – амортизация,

        р – ремонт,

        о – обслуживание.

ИW  = в * Wг (10)

где   Wг – годовые потери электроэнергии, кВт*ч

          в – средняя стоимость электрической энергии 1 кВтч, принятая за 70 тыйын\ кВт*ч.

Потери электроэнергии (годовые) блочных трансформаторов:

 Wг = nPxx * 8760 +   * m1 *Ркз * + *m2* Ркз* (11)

Pxx – потери холостого хода, кВт

Ркз – потери токов короткого замыкания, кВт

n – число трансформаторов

m1, m2 - число зимних и летних суток

ti – интервалы времени, час.

Потери электроэнергии (годовые) для автотрансформаторов связи:

 Wг = nPxx * 8760 + * m1 *Ркз * + m2* Ркз* (12)

4.2 Расчет приведенных затрат.

4.2.1. Вариант 1

Капитальные вложения в трансформаторы составляют:

Стоимость блочных трансформаторов  типа ТДЦ – 250000/220:

К = 13 * 3 = 39 млн.сом

Стоимость блочных трансформаторов  типа ТДЦ – 250000/110:

К = 12 * 2  = 24 млн.сом

Стоимость автотрансформаторов  типа АТДЦТН 200000/220/110:

К = 21,6 * 2 = 43,2 млн.сом.

Общая стоимость всех трансформаторов  в схеме:

Ктр = К + К + К

Ктр = 39+24+43,2 = 106,2 млн.сом.

Таблица 9. Параметры трансформаторов.

Тип трансформатора

Количество

Рх, кВт

Ркз, кВт

ТДЦ – 250000/220

3

240

650

ТДЦ – 250000/110

2

200

640

АТДЦТН-200000/220/110

2

125

430

Выбор структурной схемы электростанции 📙 Курсовая → 🆔 58536

Выбор структурной схемы электростанции 📙 Курсовая → 🆔 58536

Выбор структурной схемы электростанции