ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ГЭС 4Х171 МВТ

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 41 страниц
В избранное:

электрическая часть гэс 4х171 мВт
Содержание

Введение
1. Выбор структурной схемы электрических соединений
2. Выбор блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.
2.1 Выбор блочных трансформаторов
2.2 Выбор вида блоков 330 кВ
2.3 Выбор вида блоков 150 кВ
3. Выбор основного силового оборудочания
3.1 Выбор синхронных генераторов электростанции
3.2 Выбор блочных трансформаторов
3.3. Выбор трансформаторов собственных нужд
3.4 Выбор автотрансформаторов связи
4. Выбор схемы расределительного устройства. Поектирование главной схемы ГЭС
5. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов
5.1.2 Расчет ударного тока для трёхфазного короткого замыкания и начального значения апериодической составляющей
5.1.3 Определение для момента времени значения периодической составляющей и апериодической составляющей
5.1.4 Расчет действующего значения периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания для момента времени .
Заключение
Список литературы

Введение

Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных серей, тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения жизнедеятельности: водоснабжения, отопления, канализации, освещения. Также такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21 века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.
Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию, строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и достижения науки.
Заключительной работой курса "Электрической части ГЭС" является курсовой проект Проектирование электрической части ГЭС, в котором студент должен по исходным данным выбрать схему выдачи мощности, выбрать вид блока, по результатам расчетов токов КЗ выбрать оборудование ГЭС и распределительной подстанции ГЭС.

1. Выбор структурной схемы электрических соединений

Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами, параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении.
Учитывая режим работы ГЭС в системе, маневренность и мобильность агрегатов, а также необходимость уменьшения капиталовложений, помимо одиночных блоков (рисунок 1.1) широко применяются укрупненные блоки с подключением нескольких генераторов совместно с повышающими трансформаторами подключены к одному выключателю (рисунок 1.2). На генераторном напряжении блоков выполняются ответвления для питания с.н.

Рисунок 1.1 - Структурная схема одиночного блока

Рисунок 1.2 - Структурные схемы укрупненных блоков с подключением генераторов к трансформатору

С целью снижения капиталовложений, кроме единичных блоков на станции могут быть применены укрупненные блоки. Их применение возможно только в том случае, когда общая мощность такого блока (в данном случае) не превышает допустимой величины снижения генерируемой мощности в ЭС (аварийный резерв), которая для данного задания составляет.
Следовательно, для данной ГЭС применение укрупненных блоков в структурной схеме является возможным.
Предлагаемые варианты структурных схем представлены на рисунках 1.1, 1.2.
Рассмотрим каждый из намеченных вариантов, отмечая попутно их достоинства и недостатки.
Минимальное число блоков, подключенных к РУВН должно быть таким, чтобы выполнялось условие

(1)

Определим максимальную нагрузку РУ 150кВ по формуле:

(2)

где- коэффициент одновременности; .- количество линий нагрузки потребителей
- мощность нагрузки подключённой к РУ 150кВ
Максимально возможная мощность, передаваемая в систему с шин РУ 150кВ

Мощность генераторов блоков, присоединенных к РУ 150кВ, определяется по выражению:

(3)

где - количество генераторов присоединенных к РУ 150кВ;
- доля мощности генератора, потребляемая на собственные нужды (1%);
- номинальная мощность генератора, МВт;
- максимальная мощность, потребляемая с шин РУ 150кВ, МВт.

Итак, генерируемая на РУСН мощность не превышает максимальную потребляемую мощность местной нагрузки на величину:

(4)

Эта величина учитывает, что часть потребления на РУ 150кВ будет обеспечиваться мощностью получаемой от РУ 330 кВ.
Стоит отметить, что РУВН в нашем проекте будет подключено посредством АТ связи.

Рисунок 1.3 - Схема с единичными блоками

Рисунок 1.4 - Схема с укрупненными блоками

На рисунке 1.3 представлена структурная схема ГЭС с единичными блоками: 6 блоков с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000330 (ориентировочно) присоединенных к шинам РУ 330кВ и 2 блока с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000150 (ориентировочно) присоединенными к шинам РУ.
На рисунке 1.4 представлена структурная схема, в которой шесть генераторов попарно соединены в три укрупненных блока: два генератора и два трансформатора ТДЦ - 250000330 соединены блок с одним выключателем на РУ 330 кВ, на РУ 150 кВ два генератора соединены в укрупненный блок: два генератора и два трансформатора ТДЦ - 250000150.
На основании вышеизложенного для дальнейшего технико-экономического сравнения выбираем варианты блочной схемы (рисунок 1.3) и схемы с укрупненными блоками (рисунок 1.4).
Для упрощения анализа на данном этапе примем, что блок присоединен к РУ СН одним выключателем.
Рассмотрим далее возможность применения единичного или укрупненного блока для РУ СН и РУ ВН.

2. Выбор блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.

2.1 Выбор блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и номинальной мощности.
Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:

(5)

где - коэффициент допустимой перегрузки.
При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора. Тогда:

(6)

где - активная и реактивная номинальные мощности генератора, МВт, МВАр;
- активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВАр;
- активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВАр.
Так как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:
(7)

где - номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.

Для единичных и укрупненных блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ(ТЦ)-250000330, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:н=250 МВА; UВН=347кВ; UНН=15,75кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,45%, rт=1,17Ом, хт=52,98Ом.
Для единичных и укрупненных блоков 150 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ(ТЦ)-250000150, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:н=250 МВА; UВН=165кВ; UНН=15,75кВ; Рх=190кВт; Рк=640кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,5%, rт=0,279Ом, хт=11,98Ом.
При проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь , используя значения максимальных нагрузок Pmax и время максимальных потерь .
Значение определяем по эмпирической формуле:

(8)

Потери холостого хода в трансформаторе:

(9)

где - число параллельно включенных трансформаторов.
- время работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:

(10)
где - время плановых простоев блока в течение года, ч;
- параметр потока отказов трансформатора блока, 1год;
- среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.
По таблице П.9.2 [1] для единичных и укрупненных блоков для напряжения 330 кВ находим: = 1,0; =30ч; =0,053 год-1; =45,03 ч.
для единичных и укрупненных блоков для напряжения 150 кВ находим

= 1,0; =30ч; =0,075 год-1; =94,61 ч.

Тогда:

Нагрузочные потери определим по формуле

, (11)
где

Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:

(12)

Значения коэффициентов и [1] для 2011 года:
;
.
Подставляя необходимые значения и в формулу, находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:

Суммарные издержки на 6 трансформаторов РУ 330 кВ составляют

Суммарные издержки на 2 трансформатора РУ 150 кВ составляют

2.2 Выбор вида блоков 330 кВ

Под надежностью понимается свойство объекта - системы или элемента выполнять заданные функции, сохраняя показатели в заданных условиях эксплуатации. Мерой надежности является вероятность. Надежность системы обеспечивается такими ее свойствами и свойствами элементов, как работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность. В настоящее время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные методы расчета надежности систем, которые исходят из предположения, что система состоит из самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов; при этом, как правило, функциональные зависимости между параметрами режимов отдельных элементов системы рассматриваются приближенно.
Считается, что отказ системы в выполнении заданных функций наступает в результате отказа элементов или их групп, ошибок обслуживающего персонала, отказов релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Разделение на элемент и систему носит условный характер. В зависимости от решаемой задачи одни и те же физические объекты или их совокупности могут рассматриваться и как система, и как элемент. С одной стороны, при оценке надежности, например, электрической станции, генераторы, трансформаторы, выключатели, линии электропередачи считаются элементами схемы. С другой стороны, при оценке надежности линии или выключателя их следует рассматривать как системы, состоящие из отдельных элементов (опор, гирлянд, изоляторов, контактов выключателя, привода и т.д.).
Наиболее часто в расчетах надежности классификация элементов производится по конструктивному признаку с учетом их назначения. в качестве таковых принимают: генераторы, трансформаторы, выключатели, линии электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители, предохранители, всевозможные преобразователи. Каждый элемент может находиться в трех различных (с точки зрения надежности системы) состояниях: рабочем, когда он включен; отказа, когда он отключен вследствие повреждения или аварии, т.е. воздействия случайных факторов; преднамеренного отключения, когда он отключен для проведения профилактических, капитальных ремонтов, по заявкам различных организаций. В общем случае все три состояния являются случайными, и поэтому в расчетах надежности используются вероятностно-статистические методы.
В действующих нормативных материалах, в частности в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [19], фактор надежности учитывается при обеспечении надежности электроснабжения электроприемников, которые разделяются на три категории, причем из состава электроприемников первой категории выделяется еще особая группа. Однако стоит отметить, что рекомендаций по количественной оценке надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится.
При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем ненадежность только отличающихся элементов, к которым относятся:
* выключатели 330 кВ;
* разъединители 330 кВ;
При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 330 кВ, трансформаторы с.н.).
Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По данным табл. 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по формуле

p [ав] = Тв (13)

где: - параметр потока отказов, 1год;
Тв - среднее время восстановления, лет.
Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока 330 кВ
Элемент блока
Параметр потока отказов , 1год
Среднее время восстановления Тв, 10 -3 лет
Выключатель 330 кВ
0,03
5,48
Разъединитель 330 кВ
0,010
1,14
Элемент блока
Частота ремонтов , 1год
Продолжительность ремонтов Тр, 10 -3 летрем
Расчетная вероятность p[пл], 10-5 о.е
Выключатель 330 кВ
0,2
12,9
258
Разъединитель 330 кВ
0,166
2,05
34,03

Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:
для выключателя 330 кВ:

= 0,03 5,48·10[-3] = 16,44 ·10[-5];

для разъединителя 330кВ:= 0,010 1,14 · 10[-3] = 1,14 ·10[-5]

Рисунок 2.1 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками:
а) принципиальная схема; б) расчетная схема

Рисунок 2.2 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупненными блоками:
а) принципиальная схема; б) расчетная схема
Определим вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, капитальных) по формуле:

p [пл] = Тр, (14)

где
- частота ремонтов (плановых, средних, капитальных), 1год;
Тр - продолжительность ремонтов, летрем.
Полученные в результате расчетов данные сведем в таблицу.

.2.1 Оценка надежности элементов схемы единичного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 330 кВ (вариант 1, рисунок 2.1) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.

p I1 = (2 pqs + pq) (2 pqs + pq) = (2 pqs + pq + pт + pтсн)[2], (15)

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение (15) в следующем виде

p I1 = [2(+) + (+)][2] (16)

Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 330 кВ, тогда формула (2.15) примет вид:
p I1 = [2(+) + (+)][2] - (2+)[2] (17)

Рассчитав с помощью математических программ получим:

p I1 = 0,126 ·10[-5]

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя обоих блоков 330 кВ или аварийного простоя одного при плановом ремонте другого составит:

Wнд = p Pmax Тmax,

где: p - вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax - максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax - продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.
W Iнд1 = 0,126 ·10[-5] 200 0,99 4200 = 2,09 МВт чгод
Тогда, математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы определим по формуле:

УН = у0 Wнд (18)

где: УН - ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки электроэнергии, рубгод;
у0 - удельный ущерб, рубкВт ч.
Величина удельного ущерба составляет:
у0 = 60 рубкВт ч.
Подставив найденные значения Wнд, для варианта 1 с единичными блоками 330 кВ находим:
УН I 1 = 60 2,09 = 125,3 тыс.рубгод.
Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба УН II1, определяемой вероятностью события p II1 , имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков .

p II1 = 2·[2(+) + (+)], (19)

p II1 = 6,896 ·10[-3];
W IIнд1 = 6,896 ·10[-3]·10[-3] 200 0,99 4200 = 5734,4 МВт чгод.;
УН II 1 = 60 5734,4 = 344063 тыс.рубгод.
Тогда значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:

УН 1 = УН I1 + УН II1 = 125,3 + 344063 = 344188 тыс.рубгод. (20)

2.2.2 Оценка надежности элементов схемы укрупненного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока p 2 (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:

p 2 = 2 pqs + pq + 2pт + 2pтсн, (21)

или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:
p 2 = 2(+) + (+), (22)

отсюда, используя данные табл 2.1, находим:

p 2 = 3,448·10[-3].

Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле

Wнд2 = 3,448·10[-3] 2 · 200 0,99 4200 = 5734,4 МВт чгод.

Математическое ожидание ущерба, согласно:

УН 2 = 60 5734,4 = 344063 тыс.рубгод.

Определим капиталовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):

К1 = 2 ·(Кяч.ОРУ-330 +КТ + КТсн ), (23)

где: Кяч.ОРУ-330 - расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ - 330 кВ [6, таблица 10.26], тыс. руб;
КТ - расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб;
КТсн - расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.
таким образом, для варианта 1:
К1 = = 625259,6 тыс. руб;

для варианта 2 капиталовложения составят:

К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ +2 КТсн,)
К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ +2 КТсн,) (24)

или, в соответствии с данными[6]:

К2 = + 2· + 2·) = тыс.руб

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям)

И [а+о] = (а+о) К (25)

Где (а+о) - норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) [10, табл. П.10.1], о.е.:

И1[а+о] = 0,064 625259,6 = 38997 тыс.руб,

для варианта 2:

И2[а+о] = 0,064 = 34004 тыс.руб.

Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных приведенных затрат по формуле:

Зi = Е Кi + Иi + УНi, (26)
З1 = Е К1 + И1 + И2+ УН1 = 0,15 625259,6 + 38997 + 371,88+344,118 =
= 334605 тыс. руб З2 = Е К2 + И2 + УН2 = 0,15 + 34004 +371,88+ 344,1 = 114180 тыс. руб
Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных схем видно, что предпочтительнее вариант 2 схемы с укрупненными блоками на стороне ВН 330 кВ. Он на 65% выгоднее по сравнению с вариантом с укрупненными.

2.3 Выбор вида блоков 150 кВ

При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем ненадежность только отличающихся элементов, к которым относятся:
выключатели 150 кВ;
разъединители 150 кВ;
При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 150 кВ, трансформаторы с.н.).
Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По данным таблицы 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по формуле

p [ав] = Тв

где: - параметр потока отказов, 1год;
Тв - среднее время восстановления, лет.

Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока 150 кВ
Элемент блока
Параметр потока отказов , 1год
Среднее время восстановления Тв, 10 -3 лет
Выключатель 150 кВ
0,02
2,85
Разъединитель 150 кВ
0,010
1,71
Элемент блока
Частота ремонтов , 1год
Продолжительность ремонтов Тр, 10 -3 летрем
Расчетная вероятность p[пл], 10-5 о.е
Выключатель 150 кВ
0,2
9,53
191
Разъединитель 150 кВ
0,166
1,26
21

Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:
для выключателя 150 кВ:

= 0,02 2,85·10[-3] = 5,7 ·10[-5];

для разъединителя 150кВ:

= 0,010 1,71 · 10[-3] = 1,71 ·10[-5];

Рисунок 2.3 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками: а) принципиальная схема; б) расчетная схема

Рисунок 2.4 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупнеными блоками: а) принципиальная схема; б) расчетная схема
Определим вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, капитальных) по формуле:

p [пл] = Тр,

где: - частота ремонтов (плановых, средних, капитальных), 1год;
Тр - продолжительность ремонтов, летрем.
Полученные в результате расчетов данные сведем в таблицу.

2.3.1 Оценка надежности элементов схемы единичного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 150 кВ (вариант 1, рисунок 2.3) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.

p I1 = (2 pqs + pq) (2 pqs + pq) == (2 pqs + pq + pт + pтсн)[2],

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение (16) в следующем виде

p I1 = [2(+) + (+)][2]

Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 150 кВ, тогда формула (17) примет вид:

p I1 = [2(+) + (+)][2] - (2+)[2]
Рассчитав с помощью математических программ получим:

p I1 = 1,117 ·10[-5].

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя обоих блоков 150 кВ или аварийного простоя одного при плановом ремонте другого составит:

Wнд = p Pmax Тmax,

где: p - вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax - максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax - продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.
W Iнд1 = 1,117 ·10[-5] 200 0,99 4200 = 18,6 МВт чгод
Тогда, математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы определим по формуле:

УН = у0 Wнд

Где УН - ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки электроэнергии, рубгод;
у0 - удельный ущерб, рубкВт ч.
Величина удельного ущерба составляет:
у0 = 60 рубкВт ч.
Ущерб от недоотпуска для варианта 1 с единичными ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.