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
2. ОТБОР КОНКУРИРУЮЩИХ ВАРИАНТОВ………………………………………...8
3. 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
4. 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
5. 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

6. . 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

 

2. Суточные графики нагрузки для зимы и лета:

Рис. 1. «Суточный зимний график нагрузки»

Рис. 2. «Суточный летний график нагрузки» 

 

2. 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.

 

3. 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).