Проектування електричних станцій та підстанцій

Проектування електричних станцій та підстанцій

Зміст

Вступ

Велике значення для економічної роботи електростанцій і підстанцій має правильний і раціональний вибір основних схем електричних з'єднань, 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.

Рисунок 1.1 - Графік виробітку потужності генераторами ТЕЦ

Рисунок 1.2 - Графік навантаження споживачів генераторної напруги (10 кВ)

Рисунок 1.3 - Графік навантаження споживачів на середній стороні (110 кВ)

Рисунок 1.4 - Графік навантаження трансформаторів на стороні НН

в нормальному режимі

Рисунок 1.5 - Графік виробітку потужності одним генератором

при відключенні другого

Рисунок 1.6 - Графік навантаження трансформаторів на стороні НН

при відключенні другого генератора

Рисунок 1.7 - Графік реактивного навантаження споживачів на напрузі 10 кВ

Рисунок 1.8 - Графік реактивного навантаження на стороні 110 кВ

Рисунок 1.9 - Графік виробітку активної і реактивної потужності генераторами ТЕЦ при аварії в системі

Рисунок 1.10 - Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН

при аварії в системі

Рисунок 1.11 - Графік реактивного навантаження трансформаторів на стороні НН

при аварії в системі

Рисунок 1.12 - Графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН

при аварії в системі

Рисунок 1.13 - Графік навантаження трансформаторів зі сторони НН при ремонті одного генератора і аварійному відключенні другого в літній період

Рисунок 1.14 - Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН

в нормальному режимі (220 кВ)

Рисунок 1.15 - Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН

при відключенні одного генератора

Рисунок 1.16 - Графік Навантаження трансформаторів зі сторони ВН при ремонті одного генератора і аварійному відключенні другого в літній період

Рисунок 1.17 - Графік активного навантаження трансформаторів зі сторони ВН

при аварії в системі

Рисунок 1.18 - Графік реактивного навантаження трансформаторів зі сторони ВН

при аварії в системі

Рисунок 1.20 - Графік повного навантаження трансформаторів зі сторони СН

при аварії в системі

Рисунок 1.20 - Графік повного навантаження трансформаторів зі сторони ВН

при аварії в системі

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;

SK - навантаження.

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.

Таблиця 1.1 - параметри трансформаторів

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:

кВт·год.

Питомі затрати на відшкодування втрат енергії в трансформаторі:

- втрати в сталі Цст=1,1 коп/кВт·год;

- втрати в міді Цм=1,3 коп/кВт·год.

Тоді вартість втрат:

тис. грн.;

тис. грн.;

тис. грн.;

тис. грн.

Варіант 2

Визначаємо основні показники:

1) капітальні затрати:

тис. грн.;

2) витрати на експлуатацію:

тис. грн.;

Визначаємо втрати енергії в сталі:

кВт·год.;

Визначаємо втрати енергії в міді:

кВт·год.

тис. грн.;

тис. грн.;

тис. грн.;

тис. грн.

Результати техніко-економічного розрахунку наведені в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 - результати техніко-економічного розрахунку

З таблиці 1.2 видно, що варіант №1 економічніший по всіх показниках, тому для подальшого проектування вибинраємо схему з автотрансформаторами типу АТДЦТН-125000/220/110.

2 Вибір схем розподільчих пристроїв

На генераторній напрузі (низька сторона 10 кВ) вибираємо одиночну секціоновану систему збірних шин (рисунок 2.1), оскільки дана схема забезпечує достатню степінь надійності і порівняно дешева.

Рисунок 2.1 - Одиночна секціонована система збірних шин

На середній стороні використовуємо схема з двома несекціонованими системами шин і одним вимикачем на коло (рисунок 2.2). В нормальному режимі працюють обидві системи шин і шиноз'єднувальний вимикач ввімкнений. Навантаження і джерела живлення рівномірно розподілюються між системами шин. ШСВ виконує роль секційного вимикача.

Рисунок 2.2 - Схема з двома несекційними системами шин з одним

вимикачем на коло

На напрузі 220 кВ можна використовувати різноманітні схеми з'єднань РП:

1) схема п'ятикутника;

2) схема схема із двома несекціонованими системами шин і ідним вимикачем а коло;

3) схема з однією несекціонованою і обхідною системами шин.

В даному курсовому проекті використаємо схему районних підстанцій (рисунок 2.3). Дана схема володіє достатньою надійністю і комутація приєднань відбувається двома вимикачами.

Рисунок 2.3 - Схема районної підстанції

3 Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахунок струмів КЗ здійснюємо для вибору апаратів та шин, для їх перевірки на витривалість дії струмів КЗ, для оптимального вирішення питання про обмеження струмів КЗ. Для цього розрахуємо струми трифазного КЗ для основних вузлів установки, якими є шини всіх напруг.

Для вибору основних апаратів в колах різних напруг визначаємо розрахунковий струм КЗ у певних вузлових точках, який зумовлюється складовими струму КЗ від окремих джерел.

Для розрахунку струмів КЗ складаємо розрахункову схему (рисунок 3.1).

Розрахунок проводимо у відносних одиницях. Задаємося базовими величинами:

- базова потужність Sб=1000 МВА;

- базова напруга, яка вибирається згідно існуючого ряду для кожної електричної ступені: Uб1=10.5 кВ, Uб2=115 кВ, Uб3=230 кВ;

- базовий струм:

(3.1)

кА;

кА;

кА.

Визначаємо параметри схеми, приведені до базових величин:

1) параметри системи: Ес=1;

(3.2)

в.о.;

2) параметри ліній на стороні ВН:

, (3.3)

де Х0 - питомий індуктивний опір ЛЕП, для ПЛ напругою 220 кВ приймаємо Х0=0.4 Ом/км; - довжина ЛЕП.

в.о.;

в.о.;

3) параметри автотрансформатора:

, (3.4)

(3.5)

;

;

;

в.о.;

;

в.о.

Оскільки автотрансформатори однакові, то їхні відповідні опори рівні:

в.о.;

в.о.

4) параметри генераторів:

- паспортні дані:

cosцном=0.8, Xd?=0.153, Sном=75 МВА, Рном=60 МВт, nном=3000 об/хв, Uном=10.5 кВ, Іном=4.125 кА, Та(3)=0.245 с.

- приведені:

(3.6)

в.о.;

(3.7)

в.о.

Оскільки всі генератори однотипні, то їх параметри однакові.

Точка К-1:

Проводимо розрахунок точки К-1, яка є на шинах НН. Здійснюємо спрощення схеми (рисунок 3.3):

1) зводимо опори віток ліній, як вітки схеми паралельні:

в.о.;

2) опопри системи, ліній, обмоток ВН і НН автотрансформатора є послідовними, тому:

в.о.;

3) знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-1:

(3.8)

кА;

кА;

кА;

Рисунок 3.3 - Розрахункова схема струмів КЗ в точці К-1

4) ударне значення струму КЗ:

, (3.9)

де Ку - ударний коефіцієнт, що залежить від постійної часу аперіодичної складової струму КЗ:

(3.10)

; .

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-2:

Проводимо розрахунок точки К-2 на шинах СН. Спрощуємо схему відносно точки К-2 і знаходимо струми КЗ (рисунок 3.4):

в.о.;

в.о.

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-2:

кА;

кА;

кА.

Рисунок 3.4 - Розрахункова схема струмів КЗ в точці К-2

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-3:

Розраховуємо точку К-3 на шинах ВН (рисунок 3.5):

в.о.;

в.о.

Рисунок 3.5 - Розрахункова схема струмів КЗ в т. К-3

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-3:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-4:

Визначаємо струм КЗ через секційний вимикач точка К-4. Зводимо розрахункову схему відносно точки К-4.

Рисунок 3.6 - Розрахункова схема струмів в т. К-4

в.о.;

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-4:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-5:

Розраховуємо точку К-5 в колі генератора, але при розрахунку не враховуємо підживлення точки к.з від другого генератора, тобто секційний вимикач розімкнений (рисунок 3.7)

Рисунок 3.7 - Розрахункова схема струмів КЗ в т. К-5

в.о.;

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-5:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-6:

Розраховуємо т. К-6 в колі автотрансформатора, причиму підживлення від струму к.з. через вимикач від автотрансформатора нехтуємо.

в.о.;

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-6:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Рисунок 3.8 - Розрахункова схема струмів КЗ в т. К-6

4 Обмеження струмів КЗ. Вибір секційних і лінійних реакторів

4.1 Обмеження струмів КЗ

На ТЕЦ, які мають збірні шини генераторної напруги і на яких є потужне навантаження досить високий рівень струмів КЗ.

Оскільки максимальний рівень струмів КЗ обмежується параметрами вимикачів, трансформаторів, провідників, параметрами електрообладнання, струмопроводів, термічною стійкістю кабельних ліній, умовами стійкості енергосистеми, то це зумовлює необхідність обмеження струмів КЗ.

Найбільш поширеним способом обмеження струмів КЗ є встановлення струмообмежуючих реакторів, які мають сталий індуктивний опір, що не залежить від струму. В проекті розглядається встановлення секційних та лінійних реакторів. Лінійні реактори вмикаються в лінію зі сторониджерел живлення чи підстанцій. Секційні реактори вмикаються на збірні шини станцій так, щоб кожна секція мала джерело енергії та навантаження.

4.2 Вибір секційних реакторів

Спочатку вирішимо питання про доцільність встановлення секційних реакторів у нашій схемі. Для цього виконаємо ряд розрахунків:

1) на основі даних розрахунку струмів КЗ (попередній розділ) в схемі без секційних реакторів проводимо попередній вибір вимикачів в колах генераторів, трансформаторів зв'язку і шиноз'єднуючих вимикачів;

2) вибираємо секційні реактори. При цьому номінальний струм реактора приймається 60-80% номінального струму генератора;

3) складаємо схему заміщення мережі з урахуванням секційних реакторів і розраховуємо струми КЗ при наявності секційних реакторів;

4) проводимо вибір вимикачів в схемі з секційними реакторами;

5) проводимо техніко-економічні розрахунки для варіантів схеми мережі з секційними реакторами та без них, на основі яких і робимо висновки про доцільність чи недоцільність встановлення секційних реакторів в даній схемі мережі.

1) Здійснюємо попередній вибір вимикачів в основних колах ТЕЦ в схемі без секційних реакторів:

а) робочі максимальні струми:

- в колах синхронних генераторів, враховуючи можливість зменшення напруги на 5%:

(4.1)

А;

- в колах секційного вимикача:

(4.2)

А;

- в колах трансформаторів зв'язку, виходячи з максимальної потужності згідно графіків навантаження:

А;

б) вибираємо вимикачі з табл. 5.1 [2], і заносимо їх у таблицю 4.1.

Таблиця 4.1 - Вибір вимикачів в схемі без секційних реакторів

Вибираємо секційний реактор:

А.

Індуктивний опір секційного реактора приймаємо:

Ом (із табл. 5.14 [2] РБДГ-10-4000-0.18).

Опір СР, приведений до базових одиниць:

в.о.;

Виконуємо перерахунок струмів з урахуванням секційного реактора.

Точка К-1:

Рисунок 4.1 - Розрахункова схема струмів КЗ в точці К-1

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.

Рисунок 4.2 -Схема заміщення струмів КЗ в точці К-1

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-1

кА;

кА;

кА.

Ударне значення струму КЗ в точці К-1

кА;

кА;

Отже: кА.

Аналогічно виконуємо спрощення схем та розрахукки струмів к.з. для решти точок з урахуванням встановлення секційного реактора

Точка К-2:

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-2:

кА;

кА;

кА.

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

Отже: кА.

Точка К-3:

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-3:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

кА.

Точка К-5:

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-5:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

кА.

Точка К-6:

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.;

в.о.

Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-6:

кА;

кА;

кА;

Ударне значення струму КЗ:

кА;

кА;

кА.

Вибираємо вимикачі для схеми з секційними реакторами (табл. 4.2).

Таблиця 4.2 - Вибір вимикачів з секційними реакторами

Страницы: 1, 2