АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра электрических станций, сетей
и систем
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И
ПОДСТАНЦИИ
Методические указания к
выполнению курсовой работы (для студентов специальностей электроэнергетического
направления всех форм обучения)
Алматы 2004 г.
Составители: Р.М. Кузембаева, С.Е Соколов, Г.Х. Хожин.
Электрические станции и подстанции. Методические указания к выполнению курсовой работы (для студентов
специальностей электроэнергетического
направления) – Алматы: АИЭС: 2004.-27
с.
В представленной работе содержатся
методические указания по построению
суточных графиков нагрузки, выбору силовых трансформаторов,
технико-экономическим расчетам по выбору структурной схемы. Дан конкретный
пример выбора структурной схемы ТЭЦ.
В приложении
приведены варианты заданий.
Методические указания предназначены для выполнения курсовой работы
студентами специальностей электроэнергетического направления.
Ил.5, табл. 6,
библиогр – 10 назв.
Рецензент: канд, техн, наук,
проф. Шидерова Р.М.
Печатается по
дополнительному плану издания АИЭС на 2004 г.
@ Алматинский институт энергетики и связи, 2004
Введение
При выполнении курсовой работы студент осваивает методы и приемы проектирования электрической станции с использованием ЭВМ, применяя знания, полученные из теоретического курса, приобретает навыки работы с технической и справочной литературой.
Курсовая
работа, для которой предназначены данные методические указания, является этапом
для выполнения последующих самостоятельных работ по специальным дисциплинам и
дипломных проектов. Особое внимание в этой курсовой работе должно быть уделено вопросам выбора структурных схем электростанций,
силовых трансформаторов и технико-экономическим расчетам при определении наиболее целесообразного варианта
структурной схемы.
1 Цель и задачи курсовой работы
Целью работы является закрепление теоретических знаний и развитие у студентов самостоятельности в решении поставленных задач, приобретение
практических навыков работы с технической литературой, нормативными и
техническими условиями и ЭВМ.
Задачи курсовой работы:
- описание технологической
схемы электростанции;
- выбор типа генераторов и
их систем возбуждения;
- выбор типа, количества и
мощности трансформаторов,
- выбор принципиальной схемы
станции;
- выбор схем
распределительных устройств всех напряжений;
- выбор электрических
аппаратов и проводников;
- выполнение чертежа главной
схемы электрических соединений с указанием основного оборудования.
2 Объем и содержание курсовой работы
Курсовая работа состоит из расчетно-пояснительной записки с главной
схемой электрических соединений
электростанции.
2.1
Исходные данные
Исходные данные для
выполнения курсовой работы представлены в приложении, где задаются:
- тип станции и вид топлива;
- число и мощность
генераторов на станции;
- наличие электрических
нагрузок, их напряжение и мощность;
- число и напряжение линий электропередачи, связывающих станцию с
энергосистемой;
Графики нагрузок приняты
одинаковыми и приведены в рассматриваемом
примере.
2.2
Расчетно-пояснительная записка
Расчетно-пояснительная записка в объеме 25-30 страниц
выполняется в ясной и сжатой форме на
стандартных листах форматом А-4
(210х297). В записке должны быть приведены все расчеты и кратко изложены
основные, принципиальные положения, поясняющие принятые в работе решения.
Содержание расчетно-пояснительной записки:
2.2.1
Принципиальная схема технологического процесса ТЭЦ в зависимости от вида
топлива и краткое ее описание [1].
2.2.2 Выбор типа генераторов
с указанием всех параметров и данных о системе возбуждения и охлаждения
[2,3,4].
2.2.3 Составление
2-3 вариантов структурных схем электростанции. Сравниваемые варианты должны быть сопоставимы и могут отличаться
количеством и мощностью трансформаторов (автотрансформаторов) связи, схемами
электрических соединений РУ различных напряжений.
2.2.4 Построение суточных
графиков нагрузки, определение баланса мощностей (перетоков мощности).
2.2.5 Выбор
числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов) связи.
2.2.6
Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем и выбор целесообразного
варианта.
2.2.7 Выбор
электрических схем распределительных устройств электростанции.
2.2.8 Выбор коммутационных аппаратов по номинальным параметрам.
2.2.9 Главная схема электрических соединений
выполняется на одном листе формата А-3 или А-2 в условных графических
обозначениях в соответствии со стандартом. На главной схеме должны быть
показаны все генераторы, трансформаторы (автотрансформаторы), рабочие и
резервные трансформаторы собственных нужд, сборные шины РУ всех напряжений и
отходящие от них линии, выключатели и
разъединители, схемы соединений обмоток силовых трансформаторов
(автотрансформаторов) [5.6].
Выбранную принципиальную схему набрать с помощью
компьютера в любом графическом редакторе.
3 Построение графиков нагрузок и составление баланса мощностей
Для выбора
числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов) и выполнения
технико-экономических расчетов по определению наиболее целесообразного варианта
структурной схемы необходимо построение
суточных графиков нагрузки трансформатора. Эти графики строятся для
каждого варианта структурной схемы, для зимнего и летнего периодов. График
выдачи мощности в энергосистему
получают как разность генерируемой мощности
и потребляемой мощности с шин станции
с учетом потребления на собственные нужды 
, (3.1)
где 
.
При переменном графике выработки электроэнергии
электростанцией расход мощности на ее собственные нужды можно определить из [4]
по выражению:
, (3.2)
где 
- мощность, отдаваемая с шин станции за
время t, МВт: 
- установленная
мощность станции (блока), МВт;
- максимальная
мощность собственных нужд, определяемая
из [5, таблица 5.2] с учетом типа станции и вида топлива.
Cуточные графики либо вычерчиваются в масштабе на
миллиметровой бумаге, либо приводятся в табличной форме в виде баланса
мощностей. При расчете на ЭВМ необходимо дать распечатку.
4 Выбор трансформаторов на электростанции
Выбор трансформаторов
(автотрансформаторов) заключается в выборе типа, количества, номинальной
мощности, которые определяются величиной перетока мощности в нормальном и
аварийном режимах с учетом категорийности потребителей, питающихся от сборных
шин РУ электростанции.
Рекомендации по выбору трансформаторов
согласно [2-8] приведены ниже
4.1
При питании потребителей первой и второй категории от шин генераторного напряжения электростанции необходимо устанавливать не
менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) (в курсовой работе принять все
потребители –I и II категории).
4.2
При наличии трех напряжений необходимо стремиться к применению трехобмоточных трансформаторов, но принимая во внимание
технико – экономические преимущества
автотрансформаторов целесообразно применять, по возможности, вместо
трехобмоточных трансформаторов автотрансформаторы
(110 кВ и выше).
4.3 Выбор мощности трансформаторов произвести с
учетом аварийных перегрузок на 40%.
4.4
При блочном соединении генератора и трансформатора, номинальная мощность
трансформатора определяется [4]:
, (4.1)
где 
-
установленная мощность генератора блока, МВА;
-
нагрузка собственных нужд при максимальной нагрузке генератора, МВА.
Номинальная мощность
автотрансформатора блока определяется как :
, (4.2)
где 
– коэффициент типовой мощности или коэффициент выгодности
автотрансформатора, определяемый по напряжениям высокой – 
и средней –
обмоток:
4.5 На электростанциях со сборными
шинами генераторного напряжения (обычно это - ТЭЦ) суммарная мощность трансформаторов в нормальном режиме с учетом 
,
, 
– 
определяется из выражения:
(4.3)
где 
- минимальная
нагрузка потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения, МВА;
Выражение
(4.3) записано для случая одинаковых значений
соs 
генераторов, нагрузки и потребителей
собственных нужд. В курсовой работе принять значения 
равными 
Учет
аварийных перегрузок дает следующее выражение для определения мощности трансформаторов
[3]:
(4.4)
где 
-
максимальная нагрузка в аварийном режиме;
- коэффициент допустимой аварийной перегрузки из [3]; в курсовой
работе принять 
.
Число трансформаторов связи на ТЭЦ со
сборными шинами генераторного напряжения обычно не превышает трех. При блочных
схемах число трансформаторов соответствует числу генераторов.
4.6 Электрическая связь между РУ 110 кВ и
выше осуществляется с помощью автотрансформаторов (трехобмоточных
трансформаторов), мощность которых определяется по максимальному перетоку в
наиболее тяжелом режиме. На мощных
станциях выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на
трех повышенных напряжениях.
4.7 При выборе трансформаторов нужно сравнить
несколько равноценных вариантов схем с различным числом, мощностью и типами
трансформаторов.
5 Технико-экономическое сравнение структурных
схем электростанций
Для каждого из сравниваемых вариантов выбора
трансформаторов намечается наиболее целесообразная схема электрических
соединений РУ на всех напряжениях.
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами:
, (5.1)
где К - капиталовложения
на сооружение электроустановки, у. е;
– нормативный
коэффициент экономической эффективности;
- годовые эксплуатационные издержки, у.е/год;
- ущерб от
недоотпуска электроэнергии, у. е/год.
В
качестве у.е. в курсовой работе используются
единицы справочных изданий [3,4].
В
учебном проектировании сравнение вариантов производится без учета ущерба, т.к.
это составляющая предполагает определение надежности питания, вероятности и
длительности аварийных отключений и других вопросов, рассматриваемых в
специальной литературе.
При
сравнении схем допустимо учитывать капиталовложения только по отличающимся
элементам.
Стоимость трансформаторов
можно определить по выражению [3]:
, (5.2)
где 
.-
заводская стоимость трансформаторов [3 из таблиц 3.3– 3. 11]; 
-коэффициент,
учитывающий стоимость ошиновки, аппаратов грозозащиты, заземления, контрольных кабелей
до щита управления, строительных и монтажных работ, а также материалов: таблица
10.3 [3].
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
, (5.3)
где 
– издержки на амортизацию и обслуживание;
- соответствующие
отчисления в % [3 из таблицы 10.2];
- издержки, связанные
с потерями электроэнергии:
, (5.4)
где
- стоимость 1 кВт
потерь электроэнергии, у.е./кВт
;
- потери электроэнергии
в элементах схемы, кВт
.
При выполнении курсовой работы допускается принять 
в соответствии с
данными [4, стр. 401]. Методика определения годовых потерь электроэнергии в
трансформаторах приведена в [4, глава 5].
Технико-экономические расчеты целесообразно приводить в
табличной форме.
Для определения капитальных вложений рекомендуется таблица 5.1.
Таблица 5.1
|
Наименование элемента |
Расчетная стоимость единицы, у.е. |
1 вариант |
2 вариант |
||
|
кол-во ед., шт |
сумма, у.е. |
кол-во ед., шт |
сумма, у.е. |
||
|
1 Трансформатор (автотрансформатор) 2 Ячейка РУ с выключателем |
|
|
|
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
Окончательный вариант
структурной схемы выбрать по таблице
5.2.
Таблица 5.2
|
Затраты |
1 вариант |
2 вариант |
|
1 Расчетные капиталовложения, К, у.е. 2 Отчисления на амортизацию,
3 Стоимость потерь энергии,
4 Приведенные min затраты, З, у.е. |
|
|
6
Пример технико-экономического расчета по выбору структурной схемы ТЭЦ
установленной мощностью 250 МВт
6.1 Исходные данные:
- число генераторов – 4;
- единичная мощность – 63 МВт;
- нагрузка на генераторном напряжении – 10
линий по 7 МВт;
- нагрузка на 35 кВ – 6 линий по 8 МВт;
-
связь с системой на напряжении 110 кВ
двумя линиями длиной 30 км;
- расход мощности на
собственные нужды принять равным 10% от установленной мощности (для
пылеугольной ТЭЦ);
- график
местной нагрузки на генераторном напряжении не меняется в течение суток:
зимой-100%, летом –70%;
- графики выработки мощности генераторами и графики нагрузки на генераторном напряжении и на
напряжении 35 кВ задаются и приведены ниже.
|
100 |
|
|
|
|
|
||
|
80 |
|
|
|
|
1 |
||
|
60 |
|
|
|
|
2 |
||
|
40 |
|
|
|
|
|
||
|
20 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0
4 8 12 16 20 24
1 - зима, 2 - лето
Рисунок 1 - График выработки
мощности генераторами ТЭЦ
|
100 |
|
|
|
|
|
||
|
80 |
|
|
|
|
1 |
||
|
60 |
|
|
|
|
2 |
||
|
40 |
|
|
|
|
|
||
|
20 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0
4 8 12 16 20 24
1- зима , 2 - лето.
Рисунок 2 - График нагрузки на напряжении 35 кВ
6.2 Выбор
турбогенераторов и построение графиков нагрузки
В соответствии с исходными данными принимается к установке турбогенераторы ТВФ-63-2УЗ [3, таблица 2.1] со следующими характеристиками:
В соответствии с
количеством генераторов и состава нагрузок могут быть предложены варианты структурной схемы, приведенные на рисунках 3 и 4.
С
Рисунок 3 –Вариант 1
G1 G2 G3 G4
Рисунок 4 – Вариант 2
6.3 Расчет перетоков мощности для варианта 1
Баланс мощностей для нормального режима представлен в таблице 6.1.
Таблица
6.1 – Баланс мощностей для варианта 1
|
Определяемый параметр |
период года/ часы |
0-8 |
8-18 |
18-24 |
|
1 Выработка мощности Г-1 и Г-2, МВт |
зима лето |
113,4 88,2 |
126 100,8 |
113,4 88,2 |
|
2 Нагрузка с.н. Г-1 и Г-2, МВт |
зима лето |
11,85 10,3 |
12,6 11,0 |
11,85 10,3 |
|
3 Нагрузка с.н. каждого из генераторовГ-3 и Г-4, МВт |
зима лето |
5,92 5,15 |
6,3 5,55 |
5,92 5,15 |
|
4 Нагрузка на 10 кВ, МВт |
зима лето |
70 49 |
70 49 |
70 49 |
|
5 Загрузка Т-1 и Т-2, МВт (суммарная) |
зима лето |
31,55 28,9 |
43,4 40,7 |
31,55 28,9 |
|
6 Загрузка каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2, МВт |
зима лето |
15,78 14,45 |
21,7 20,35 |
15,78 14,45 |
|
7 Нагрузка на 35 кВ, МВт |
зима лето |
38,4 28,8 |
48 33,6 |
38,4 28,8 |
Окончание таблицы 6.1
|
Определяемый параметр |
период года/ часы |
0-8 |
8-18 |
18-24 |
|
8 Загрузка обмоток 10 кВ Т-3 и Т-4, МВт |
зима лето |
50,78 38,95 |
56,7 44,85 |
50,78 38,95 |
|
9 Загрузка обмоток 35 кВ Т-3 и Т-4, МВт |
зима лето |
3,42 -0,05 |
2,3 -3,35 |
3,42 -0,05 |
|
10 Загрузка обмоток 110 кВ Т-3 и Т-4, МВт |
зима лето |
49,4 38,9 |
54,4 41,3 |
49,4 38,9 |
Примечания
1 Загрузка трансформаторов Т-1 и Т-2 определяется
как разность между выработкой генераторов Г-1 и Г-2 и нагрузкой на 10 кВ и расходом
на собственные нужды Г-1 и Г-2.
2 Загрузка обмотки 35 кВ каждого из трансформаторов
Т-3 и Т-4 определяется как половина разности между нагрузкой 35 кВ загрузкой
Т-1 и Т-2.
3 Загрузка обмоток 110 кВ каждого из трансформаторов
Т-3 и Т-4 определяется как разность между выработкой генератора и расходом на
с.н. генератора и загрузкой обмотки 35 кВ трансформатора Т-3 или Т-4.
6.4 Аварийные режимы
6.4.1 Отключение Т-1 в зимний максимум.
В этом случае через Т-2 будет передаваться
максимальная мощность 43,4 МВт в соответствии
с п. 5 таблицы 6.1.
6.4.2
Отключение
Т-1 в зимний максимум.
Через Т-1 и Т-2 будет передаваться
мощность для снабжения потребителей:
6.4.3 Отключение любого из блоков, например Г-3-Т-3.
В этом случае максимальная загрузка обмотки 35 кВ Т-4 удвоится и составит в соответствии с п. 9 таблицы 6.1:
6.5 Режим выдачи наибольшей
мощности генераторов
В период летнего минимума нагрузок (такой режим может возникнуть по заданию диспетчера энергосистемы) нагрузка на Т-1 и Т-2 составит:
.
Суммарная передаваемая мощность 64,4 МВт. Мощность,
передаваемая через обмотки 35кВ трансформаторов Т-3 и Т-4 в сеть 110 кВ,
составит:
.
В этом режиме загрузка обмоток 110 кВ трансформаторов:
.
6.6 Выбор трансформаторов для варианта 1
6.6.1 Трансформаторы Т-1 и Т-2 по условию нормального режима из таблицы 6.1:
где 
в соответствии с 6.2.
В
режиме передачи наибольшей мощности с учетом 40% перегрузки:
Из таблицы 3.5[3] максимальная мощность
двухобмоточных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ равна 16 МВА.
Выбирается трансформатор типа ТРДН и для сравнения принимается схема,
представленная на рисунке 5, с одним трансформатором ТР.
нагр
Рисунок 5 – Принятый для сравнения вариант1
Для принятой схемы баланс мощностей в нормальном режиме сохраняется (поскольку вместо двух трансформаторов вместо Т1,Т2 принят один трансформатор ТР).
Рассмотрим возможные аварийные режимы:
а) при
отключении ТР в зимний максимум генераторы Г-1 и Г-2 покрывают нагрузку 70 МВт
на 10 кВ. Обмотки 35кВ каждого из Т-3 и Т-4 будут загружены мощностью 48 : 2
=24 МВт;
б) при
отключении Г-1 в зимний максимум через ТР для снабжения потребителей 10 кВ
будет передаваться мощность:
.
Обмотки 35 кВ Т-3 и Т-4 будут загружены на мощность,
равную:
.
Таким образом, максимальная мощность из всех
нормальных и аварийных режимов определяется из п. 6.5 и равна 64,4 МВт.
.
Принимаем
к установке трансформатор типа ТРДНС –63000 / 35. Паспортные данные,
необходимые для дальнейших расчетов, приведены в таблице 3.5 [3].
6.6.2 Мощность
трансформаторов Т-3, Т-4 определяется из условий нормального и наиболее
загруженного режимов:
а) 
б) 
.
Приняты к
установке трансформаторы типа ТДТН – 80000 / 110.
6.7 Перетоки
мощностей для варианта 2
Нормальный режим представлен в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Баланс мощностей для варианта 2
|
Определяемый параметр |
период года часы |
0-8 |
8-18 |
18-24 |
|
1 Выработка мощности Г-1 и Г-2, МВт |
зима лето |
113,4 88,2 |
126 100,8 |
113,4 88,2 |
|
2 Нагрузка с.н. Г-1, Г2, МВт |
зима лето |
11,85 10,3 |
12,6 11,1 |
11,85 10,3 |
|
3 Нагрузка с.н. каждого из генераторов Г-3 и Г-4., МВт |
зима лето |
5,92 5,15 |
6,3 5,55 |
5,92 5,15 |
|
4 Нагрузка на 10 кВ, МВт |
зима лето |
70 49 |
70 49 |
70 49 |
|
5 Загрузка Т-1 и Т-2, МВт (суммарная) |
зима лето |
31,55 28,9 |
43,4 40,7 |
31,55 28,9 |
|
6 Загрузка каждого из трансформаторов Т-1и Т-2, МВт |
зима лето |
15,78 14,45 |
21,7 20,35 |
15,78 14,45 |
|
7 Нагрузка на 35 кВ, МВт |
зима лето |
38,4 28,8 |
48 33,6 |
38,4 28,8 |
|
8 Переток мощности со 110 кВ каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2 на 35 кВ, МВт |
зима лето |
3,42 -0,05 |
2,3 -3,35 |
3,42 -0,05 |
|
9 Загрузка обмоток 35 кВ каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2, МВт |
зима лето |
17,16 14,5 |
24 23,9 |
17,16 14,5 |
Примечания
1 Переток мощности через обмотку 110 кВ каждого из
трансформаторов Т-1 и Т-2 определяется
как половина разности между нагрузкой 35 кВ и суммарной загрузкой обмоток 10 кВ Т-1 и Т-2.
2 Загрузка обмоток
35 кВ каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2 определяется как сумма мощностей обмоток 10 кВ и 110 кВ, направленных в РУ 35 кВ.
6.8 Аварийные режимы
6.8.1 Отключение Т-1 в зимний максимум.
При этом загрузка обмоток 10 кВ Т-2 составит:
а
загрузка обмотки 110кВ составит:
Загрузка обмотки 35 кВ Т-2 составит 48 МВт.
6.8.2 Отключение Г-1 в зимний максимум
Обмотка 10 кВ каждого из
трансформаторов Т-1 и Т-2 будет
загружена мощностью:
6.9 Режим выдачи наибольшей
мощности Г-1 и Г-2 в период летнего минимума нагрузок
В этом случае нагрузка на 10 кВ Т-1 и Т-2 составит:
Нагрузка обмоток
35 кВ Т-1 и Т-2 составит:
,
нагрузка обмоток каждого из Т-1 и Т-2:
.
6.10 Выбор трансформаторов для варианта 2
6.10.1 Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 по условию
нормального режима (из таблицы 6.2)
определяется:
По условию аварийного отключения Т-1:
.
Из 6.9 по условию выдачи наибольшей мощности:
.
Принимаем к установке трансформаторы типа ТДТН –
63000/110
[3,
таблица 6. 3].
6.10.2 Мощности трансформаторов Т-3 и Т-4
определяются, как и в варианте 1 из 6.
6. 2 а).
Приняты к установке трансформаторы типа ТДН –
80000/110.
6.11 Расчет годовых потерь энергии в
трансформаторах
Географический район расположения
станции – Центральный Казахстан: зима – 200 суток (Дз), лето – 165 суток (Дл),
годовая эквивалентная температура - +
100 С. Удельная стоимость потерь энергии в соответствии с [4]
принята
0,0115 у.е./кВт
ч
6.11.1 Вариант 1 (рисунок 5)
Трансформатор ТР – ТРДНС – 63000/35 .
Годовые потери энергии в стали [4]:
Годовые потери энергии в меди трансформатора с расщепленной
обмоткой НН определяются по формуле для двухобмоточного трансформатора при условии одинаковой
загрузки обмоток НН [4]:
Значения нагрузок в течение суток взяты из таблицы 6.1.
Трансформаторы
Т-3 и Т-4 -ТДТН – 80000/110.
Годовые
потери энергии в стали одного трансформатора:
Годовые потери энергии
в меди в трехобмоточном трансформаторе
определяются для каждой из обмоток НН, СН, ВН в соответствии с их загрузкой по
таблице 6.1.
Из справочных данных [3, таблица 3.6] 
следовательно
6.11.2
Вариант 2 (рисунок 4)
Годовые
потери энергии в трансформаторах Т-1 и Т-2 типа ТДТН – 63000/110. Из [3] для
этих трансформаторов -
Годовые
потери в трансформаторах Т-3, Т-4 типа ТДН – 80000/110. Из [3]для этих
трансформаторов - 
6.12
Выбор трансформаторов собственных нужд (для технико-экономического сравнения)
Число
рабочих трансформаторов с. н. для данной схемы принимается равным числу
генераторов – 4. Число резервных – 1 [4]. В принятом для сравнения варианте
1 генераторы Г-1 и Г-2, рабочие
трансформаторы с. н. подключаются через выключатели к сборным шинам 10 кВ, а
рабочие трансформаторы с. н. Г-3 и Г-4 присоединяются отпайкой от блока. Наличие выключателей позволяет использовать трехобмоточные
трансформаторы для связи РУ – 35 кВ и
110 кВ при отключении генераторов.
Трансформатор
ТР с расщепленной обмоткой НН подключен
к разным секциям шин 10 кВ через два выключателя, между секциями – секционный
выключатель. Таким образом, в варианте 1 число ячеек генераторного напряжения –
7, не учитывая выключателей в системе собственных нужд, т.к. в обеих схемах их
количество одинаковое.
В
варианте 2 блочные соединения можно выполнить без выключателей, т.к. отключение
генератора приведет к отключению блока.
Число
ячеек генераторного напряжения – 5. Трансформаторы с.н. в технико-экономическое
сравнение не вводим, т.к. их число и мощности одинаковы для сравниваемых
вариантов.
6.13
Технико-экономическое сравнение вариантов
Для
упрощения расчетов повторяющиеся в вариантах элементы могут не учитываться.
Сравнение проводим в табличной форме (таблица 6.3).
Таблица
6.3
|
Наименование элементов |
Расчетн. стоим. единицы, у. е. |
1 вариант |
2 вариант |
||
|
кол-во ед., шт |
сумма, у. е. |
кол-во ед., шт |
сумма, у. е. |
||
|
1 Трансформатор ТРДНС –63000/35 |
107 |
1 |
171,2 |
- |
- |
|
2 Трансформатор ТДТН – 80000/110 |
137 |
2 |
411 |
- |
- |
|
3 Ячейка ОРУ 35 кВ |
10 |
1 |
10 |
- |
- |
|
4 Ячейка ЗРУ 10 кВ |
20 |
2 |
40 |
- |
- |
|
5 Трансформатор ТДТН – 63000/110 |
126 |
|
|
2 |
378 |
|
6 Трансформатор ТДТН – 80000/110 |
137 |
|
|
2 |
411 |
|
7 Ячейка ОРУ 110 кВ |
30 |
|
|
2 |
60 |
|
Итого: |
|
|
632,2 |
|
849 |
Из [3, таблица 10.3] для трансформаторов 35 кВ
мощностью > 16 МВА α = 1,6
для трансформаторов 110 кВ мощностью >
32 МВА, α = 1,5.
Таблица 6.4
|
Затраты |
1 вариант |
2 вариант |
|
1 Расчетные капиталовложения, К. у. е. 2 *Отчисления на амортизацию Ua+Uo, у. е. 3 **Стоимость потерь энергии, Uпот., у. е. 4 Приведенные минимальные затраты, З min, у. е. |
632,2
|
849,0
|
*Из [3, таблица 10.2]: 
**Стоимость
потерь энергии:
Для варианта 1:
Для варианта 2:
Разница в затратах между вариантами
1 и 2 составляет:
,
что позволяет принять, как наиболее экономичный,
вариант 1.
Список рекомендуемой
литературы
1. Электрические сети и
станции/Под редакцией Л.Н. Баптиданова/. - М.,Л.: ГЭИ, 1963.
2.
Неклепаев
Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2
изд., - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.
3.
Неклепаев
Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат,
1989. - 608 с.
4.
Рожкова
Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для
техникумов. – 3 изд., - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
5. Нормы технологического
проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд., - М.: Минэнерго СССР,
1981-122 с.
6.
Двоскин
Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3 изд., - М.: Энергоатомиздат,
1985. - 220 с.
7.
Электрическая
часть станций и подстанций/Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. - 2
изд., - М.: Энергоатомиздат, 1990.-575 с.
8.
Хожин
Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. – Алматы: АИЭС, 1996. – 75с.
9.
Соколов
С.Е., Р.М. Кузембаева. Тепловые электрические станции: Пособие для курсового и
дипломного проектирования по электрической части тепловых станций. - Алматы: Мектеп, 1980. – 216 с.
10.
Электротехнический справочник/ Под редакцией
И.Н. Орлова/Т-2 и Т-3. –М.: Энергоатомиздат , 1988.
Содержание
Введение……………………………………………………………………… 3
1
Цель и задачи курсовой работы …………………………………………. 3
2
Объем и содержание курсовой работы …………………………………. 3
3 Построение суточных графиков нагрузки.
Определение баланса мощностей (перетоков
мощности) ……………… 4
4
Выбор трансформаторов на электростанциях…………………………… 5
5
Технико – экономическое сравнение структурных
схем
электростанций……………………………………………………… 7
6
Пример технико – экономического расчета по выбору структурной
схемы ТЭЦ………………………….. ……………………………………. 9
Список рекомендуемой литературы………………………………………. 23
Приложение А Варианты заданий на курсовую работу…………………. 25