Проектирование электрической части ГЭС (число и мощность гидроагрегатов - 4*100 МВт, связь с системой на напряжении - 110 кВ)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И ТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

Кафедра «Электрические станции и автоматизация энергетических систем»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Проектирование электрической части ГЭС»

по дисциплине «Электрические станции и подстанции»

Выполнил студент гр. 43101/14                                                     Беллендир Н.Э.

Руководитель                                                                Захарова Е.В.

Санкт-Петербург,

2014 г.

Содержание

1 Исходные данные. 4

2 Выбор генераторов, повышающих трансформаторов. 5

2.1 Выбор гидрогенератора. 6

2.2    Определение мощности, потребляемой на собственные  нужды     6

2.3    Расчет перетока мощностей. 7

2.4    Выбор блочных трансформаторов. 8

3        Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений станции. 15

4        Выбор схемы рабочего и резервного электроснабжения. 17

4.1 Выбор  ТСН.. 17

4.2    Выбор РТСН.. 17

4.3 Выбор количества ЛЭП.. 17

4.5 Выбор схемы 1РУ-110. 18

4.6 Выбор схемы 2РУ-110. 18

5        Расчет токов короткого замыкания. 20

5.1 Расчет точки К1. 22

5.2 Расчет точки К3. 24

5.3 Расчет точки К4. 25

5.4    Расчет точки К5. 26

5.5    Расчет точки К6. 27

6 Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей. 28

6.1 Выбор выключателей. 28

6.2 Выбор разъединителей. 29

6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения. 30

6.3.1 Трансформаторы тока. 30

6.3.2 Трансформаторы напряжения. 32

6.4 Выбор токоведущей части. 32

Выбор многофункционального измерительного прибора. 33

7        Разрез по РУ.. 34

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.. 36

1 Исходные данные

2 Выбор генераторов, повышающих трансформаторов.

Рассмотрим два основных конкурирующих варианта структурных схем электростанции (Таблица 1). В качестве двух альтернативных схем выбираем варианты с наименьшим перетоком мощности через автотрансформатор.

Таблица 1

На рисунке 1 представлены два варианта структурных схем рассматриваемой электростанции.

Вариант 1                                           Вариант 2

Рисунок 1 – Варианты структурных схем

Для каждого варианта рассматриваются два основных режима:

- нормальный режим работы (работают все генераторы),

-аварийный режим работы (один генератор, подключенный к 2РУ-100кВ, не работает).

2.1 Выбор гидрогенератора

Тип гидрогенератора СВ-835/180-36

Параметры:

Р_ном = 100 МВт – номинальная активная мощность;

S_ном = 111 МВт – полная мощность;

U_ном = 13,8 кВ – номинальное напряжение;

x_d^”= 0,22;

n_ном=166,7 об/мин;

cosφ_ном = 0,9 – коэффициент мощности генератора;

2.2 Определение мощности, потребляемой на собственные нужды

ГЭС большой мощности, следовательно, на собственные нужды расходуется 1% вырабатываемой на каждом генераторе электроэнергии:

Sсн = Sг∙0,01 = 111∙0,01 = 1,11 МВА.

Cобственные нужды принято разделять на агрегатные (~30%) и общестанционные (~70%):

SСН_агр = 0,3∙1,11 = 0,333 МВА;

SСН_общ = 0,7·1,11 = 0,777 МВА.

2.3 Расчет перетока мощностей

Вычисляем потребляемую полную мощность, задаваясь средним коэффициентом мощности в энергосистеме cosφ = 0,95:

Sпотр = Р_потр/cosφ = (125-163)/0,9 = 139-181 МВА.

1 Вариант

На рисунке 2 показан 1 вариант структурной схемы в нормальном и аварийном режиме.

Рисунок 2 - Вариант №1 структурной схемы в нормальном и аварийном режиме

В нормальном режиме все генераторы задействованы. Необходимо обеспечить выдачу 139-181 МВА с распределительного устройства 2РУ-110. Источником данной мощности является генераторы, подключенные к 2РУ-110. Структурная схема в аварийном режиме рассчитывается при отключении генератора на 2РУ-110, при этом необходимо также обеспечить выдачу 139-181 МВА с распределительного устройства 2РУ-110. Источником данной мощности является генератор, подключенный к 2РУ-110 и часть мощности (40,11-82,11 МВА) забирается с генераторов, подключенных к 1РУ-110.

2 вариант

На рисунке 3 показан 2 вариант структурной схемы в нормальном и аварийном режиме.

Рисунок 3 - Вариант №2 структурной схемы в нормальном и аварийном режиме

В такой структурной схеме переток мощности в нормальном режиме работы получается больше.

2.4 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы не зависят от варианта схемы станции и выбираются из [1], стр.146-161 по следующим параметрам:

- номинальной мощности S_ном (по перетоку мощности);

- низшему напряжению U_нн (по напряжению генератора);

- высшему напряжению U_вн (по напряжению РУ);

Для рассматриваемой схемы выбираем следующие блочные трансформаторы:

Для 1РУ-110 кВ выбираем ТДЦ-125000/110 с параметрами [1], стр.146:

S_ном = 125 МВА;                                              Р_к = 400 кВт;

U_вн = 110 кВ;                                                    u_k = 10,5%;

U_нн = 10,5 кВ;                                                   Цена = 140 тыс. руб.

Р_х = 120 кВт;

Для 2РУ-110 выбираем ТДЦ-125000/110 с параметрами [1], стр.146:

S_ном = 125 МВА;

Для рассматриваемых схем, нет необходимости подбора автотрансформатора, так как оба распределительных устройства работают на одинаковом напряжении 110 кВт. Связь между ними осуществляется линией, без использования автотрансформатора.

3  Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений станции

Приведенные затраты рассчитываются по формуле:

З = рК + аК + И [руб]

где р = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

а = 0,08 – норма амортизационных отчислений.

К – капитальные затраты, тыс. руб.

И – издержки, тыс. руб.

И = β*ΔW [руб]

где

β = 50 коп/кВт∙ч – себестоимость электроэнергии на ГЭС

ΔW – потери электроэнергии в трансформаторах, кВт∙ч

ΔW = Р_хТ + Р_кτ [кВт*ч]

где   Р_х – потери холостого хода трансформатора, кВт

Р_к – потери короткого замыкания трансформатора, кВт

Т = 8760 ч – количество часов в году

τ – время наибольших потерь, ч, зависит от Тmax – см. график на стр.546 [1]. Для ГЭС Тmax = 7000 ч. По графику находим τ = 5700 ч.

Smax – максимальная мощность, проходящая по трансформатору в нормальном режиме, МВА.

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Потери электроэнергии :

ΔW_Т1,2 = 120∙8760 +400∙∙5700 = 2 478 186 кВт∙ч;

ΔW_{∑(1,2вар)} = 4·2 478 186 = 9 912 742 кВт∙ч;

Издержки :

И_1,2вар = 0,5 ∙ 9 912 742 = 4 956 371 руб;

Наименование и стоимость аппаратуры приведены в табл.2.

Таблица 2.

Приведенные затраты :

З_1,2вар= 0,12·560+0,8·560+ 4956 = 5471 тыс. руб;

Приведенные затраты одинаковы, значит мы можем выбрать любой из вариантов, выберем первый вариант, так как там переток мощности в нормальном режиме между распред. устройствами меньше.

4  Выбор схемы рабочего и резервного электроснабжения

4.1 Выбор  ТСН

Выбор производится по следующим критериям:

·  Sном > Scн  = 1,11 МВА;

·  Uвн = Uген=13,8 кВ;

·  Uнн =6,3 кВ.

Выбираем ТМ-2500/35 [1, стр. 128].

Основные параметры:

Sном=2500 кВА;

Uвн=13,8кВ;

Uнн=6,3 кВ;

Рх= 4,1 кВт;

Рк = 23,5 кВт;

Uк = 6,5%

4.2 Выбор РТСН

Резервный трансформатор СН присоединяют к сборкам 6,3 кВ общестанционных СН.

Критерии выбора:

·  Sном > ;

·  Uвн = 110 кВ;

·  Uнн =6,3 кВ.

Выбираем ТД-16000/110 [1, стр. 146].

Основные параметры:

Sном = 16 000 кВА;

Uвн = 121 кВ;

Uнн=6, 3 кВ;

Uk=10,5 %.

4.3 Выбор количества ЛЭП

Активная мощность станции:

.

Минимальная мощность, требующаяся потребителю:

.

Количество ЛЭП, передающих мощность в энергосистему:

где  – максимальная активная мощность, которую можно передать по ЛЭП.

Из условий надежности количество ЛЭП для энергосистемы принимается равным 10.

Максимальная мощность, требующаяся потребителю:

.

Количество ЛЭП, передающих мощность потребителю:

Из условий надежности количество ЛЭП ведущих к потребителю принимается равным 6.

4.5 Выбор схемы 1РУ-110

Выбираем схему 1СШ+ОСШ

К РУ-220 подключены 10 ЛЭП, 2 блока генератор-трансформатор