АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

        

 

Кафедра электрических станций, сетей и систем

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Электрические станции, сети и системы

Методические указания к выполнению расчетно-графической

работы № 1

(для студентов очной формы обучения специальности 050718 – Электроэнергетика).

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2007

 

 

 

 

          Составители: Р.М. Кузембаева, С.Е  Соколов, Г.Х.  Хожин.

Электрические станции, сети и системы. Методические указания к выполнению расчетно-графической работы №1 (для студентов очной формы обучения специальности  050718-Электроэнергетика).- Алматы: АИЭС, 2007. – 19 с.

 

 

 

 

 

В представленной работе содержатся методические указания по  выбору силовых трансформаторов и  технико-экономическим расчетам по выбору структурной схемы. Дан конкретный пример выбора структурной схемы ТЭЦ.

Методические указания предназначены для выполнения расчетно- графической работы №1 по разделу «Электрические станции» студентами специальности 050718 – Электроэнергетика.

Ил.3,  табл. 4,  библиогр. –  12 назв.

 

Рецензент: канд. техн. наук, проф. Шидерова Р.М.

 

 

 

 

 

Печатается по  плану издания АИЭС на 2007 г.

 

 

 

                      ©  Алматинский институт энергетики и связи, 2007г.

Введение

 

Расчетно-графическая работа по дисциплине «Электрические станции, сети и системы» по разделу «Электрические станции» выполняется на базе расчетно- графической работы по дисциплине «Электроэнергетика» по разделу «Электрические станции» и  является ее продолжением в соответствии с выбранным вариантом задания.

При выполнении расчетно-графической работы студент осваивает методы и приемы проектирования электрических станций  и  приобретает навыки работы с технической и справочной литературой.

Расчетно - графическая работа, для которой предназначены данные методические указания, является этапом для выполнения последующих самостоятельных работ по специальным дисциплинам и дипломных проектов. Основное  внимание в этой работе  уделено вопросам выбора силовых трансформаторов, технико-экономическим  расчетам по определению наиболее целесообразного варианта структурной схемы и выбору оборудования и токоведущих частей.

 

1 Цель и задачи  расчетно-графической  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.

Задачи  работы:

-  выбор типа  и мощности силовых  трансформаторов;

-  технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем;

-  выбор схем распределительных устройств всех напряжений;

         -  выбор электрических аппаратов и проводников;

-  выполнение принципиальной схемы станции.

 

2 Объем и содержание работы 

 

Работа  состоит из расчетно-пояснительной записки с  принципиальной схемой.

 

2.1 Исходные данные

 

Исходные данные для выполнения  принимаются в соответствии с расчетно-графической работой по дисциплине «Электроэнергетика», где, согласно варианту  заданы  тип станции и вид топлива, число и мощность генераторов на станции,  электрические нагрузки  и  их графики,  число и напряжение  линий  связи с системой, а также  рассчитан баланс нагрузок для различных вариантов структурных схем.

2.2 Расчетно-пояснительная   записка

 

Расчетно-пояснительная  записка в объеме 15-20 страниц выполняется  в ясной и сжатой форме  в соответствии со стандартом АИЭС [1]. В записке должны быть приведены все расчеты и кратко изложены основные положения, поясняющие принятые в работе решения.

 Содержание расчетно-пояснительной записки:

1 Выбор числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов) связи.

2 Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем и выбор целесообразного варианта.

3 Выбор электрических схем распределительных устройств.

4 Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей  по номинальным параметрам.

5 Принципиальная  схема электрических соединений.

Схема выполняется на одном листе формата А-3 на компьютере в любом графическом редакторе в условных графических обозначениях в соответствии со стандартом. На  схеме должны быть показаны  генераторы,  силовые трансформаторы (автотрансформаторы) связи, рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд, сборные шины РУ всех напряжений и отходящие от них  линии, выключатели и разъединители [5.6].

 

3 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 приведены в  [2-8]   и кратко сформулированы ниже.

3.1 При питании потребителей первой и второй категории от шин генераторного напряжения  электростанции необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) (в работе принять все потребители  – I и II категории). 

3.2 При наличии трех напряжений необходимо стремиться к применению трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов

3.3 Выбор мощности трансформаторов произвести с учетом аварийных перегрузок на 40%.

3.4 При блочном соединении генератора и трансформатора, номинальная мощность трансформатора определяется [4]

 

,                                           (3.1)

                                   

где   - установленная мощность генератора блока, МВА; 

- нагрузка собственных нужд при максимальной нагрузке генератора, МВА.

 

Номинальная мощность автотрансформатора блока определяется как 

 

,                                              (3.2)

 

где – коэффициент типовой мощности или коэффициент выгодности автотрансформатора, определяемый по напряжениям высокой –   и средней –обмоток

 

.

3.5 На электростанциях со сборными шинами генераторного напряжения (обычно это - ТЭЦ)  суммарная мощность трансформаторов в нормальном режиме с учетом  ,,  –    определяется из выражения

 

,                                         (3.3)

где  - минимальная нагрузка потребителей, питающихся от шин генераторного  напряжения, МВА.

Выражение (3.3) записано для случая одинаковых значений  соs  генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд. В работе принять значения  равными

Учет аварийных перегрузок дает следующее выражение для определения мощности трансформаторов [3]:

 

  ,                                               (3.4)

где - максимальная нагрузка в аварийном режиме;

                - коэффициент допустимой аварийной перегрузки из [3]; в работе принять *.

Число трансформаторов связи на ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения обычно не превышает двух. При блочных схемах число трансформаторов соответствует числу генераторов.

3.6 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.

3.7 При выборе трансформаторов нужно сравнить несколько равноценных вариантов схем с различным числом, мощностью и типами трансформаторов.

 

 4 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

,                                                   (4.1)

 

где  - капиталовложения на сооружение электроустановки, у. е;

        - нормативный коэффициент экономической эффективности;

       И -  годовые эксплуатационные издержки, у.е/год;

        - ущерб от недоотпуска электроэнергии,  у. е/год.

В качестве у.е. в 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]

 

                                  ,                                      (4.2)

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: [ из таблицы 10.3 [3].

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле

 

,                                              (4.3)

 

         где  – издержки  на амортизацию и

обслуживание;

-  соответствующие отчисления в % [3 из таблицы 10.2];

 Ипот - издержки, связанные с потерями электроэнергии

 

                                                     ,                                          (4.4)

 

где - стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, у.е./кВт;

 - потери электроэнергии в элементах схемы, кВт.  

 

При выполнении  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.

 

  Таблица 1- Определение капитальных затрат

Наименование

 элемента

Расчетная стоимость единицы, тыс у.е.

1 вариант

 

2 вариант

 

кол-во ед., шт

сумма, тыс.

у.е

кол-во ед., шт

сумма, тыс. у.е.

1 Трансформатор (автотрансформатор)

 

3 Ячейка РУ с выключателем

 

 

 

 

 

Итого:

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 – Определение расчетных затрат

Затраты

1 вариант

2 вариант

1 Расчетные капиталовложения,

К, тыс.у.е.

2 Отчисления на амортизацию и обслуживание, ,тыс.у.е.

3 Стоимость потерь энергии,

., тыс.у.е.

4 Приведенные min затраты, З, тыс.  у.е.

 

 

 

5 Пример расчета  для ТЭЦ мощностью 250 МВт

 


5.1  В соответствии с исходными данными, приведенными в РГР по дисциплине «Электроэнергетика» были выбраны  варианты структурных схем, представленные на рисунках 1 и 2.

 


нагр
 
                                                                                                            С

110 кВ
 
              

35 кВ
 
 


          

 

                                                                 лето

зима
 
 


Т2
 
                                                        

Т1
 

Т3
 

Т4
 
 

летооо
 
                                        

 

 

 

 


с. н
 

с. н
 
 

нагр
 

G2
 

  G3
 

  G4
 
 

 


 

Рисунок 1 –Вариант 1

 

 

С
 
 


нагр
 

110 кВ
 

35 кВ
 
 

                                                                                                             

 

 

 

 

 

 

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

           G1                     G2                                                                   G3                          G4

Рисунок 2 – Вариант 2

 

Расчет перетоков  мощности  для варианта 1 производится на основе  произведенного баланса мощностей в РГР по дисциплине «Электроэнергетика», (таблица 1), для чего необходимо рассмотреть возможные аварийные и нормальные режимы работы.

 

5.2 Аварийные режимы

 

5.2.1 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 1 [12].

5.2.2 Отключение Т-1 в зимний максимум.

Через Т-1 и Т-2 будет передаваться мощность для снабжения потребителей

 

.

 

5.2.3 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 1 [12]

 

 

5.3 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

 

.

 

5.4  Выбор трансформаторов для варианта 1

 

5.4.1 Трансформаторы Т-1 и Т-2 по условию нормального режима

               ,

где .

В режиме передачи наибольшей мощности с учетом 40%  перегрузки

 

Из [2,таблица 3.5] максимальная мощность двухобмоточных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ равна 16 МВА. Выбирается трансформатор типа ТРДН и для сравнения принимается схема, представленная на рисунке 3, с одним трансформатором ТР. 

Для принятой схемы баланс мощностей в нормальном режиме сохраняется (поскольку вместо двух трансформаторов Т1,Т2  принят один трансформатор ТР).

Рассмотрим возможные аварийные режимы:

а) при отключении ТР в зимний максимум генераторы Г-1 и Г-2 обеспечивают 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

 

.

 

 

С
 

 
 
                                              

35кВ
 

110кВ
 
 

 


                      

                                                                                                    

 

 

 


                                                                                                                            

10кВ
 
 

 

 

 


                                          

с н
 

G2
 
 

 

 

 


 

 

Рисунок 3 – Принятый для сравнения вариант 1

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.5.3 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].

5.4.2  Мощность  трансформаторов Т-3, Т-4 определяется из условий нормального и наиболее загруженного режимов:

                        а) ;

 

б).

 

Приняты к установке трансформаторы типа ТДТН – 80000 / 110.

 

5.5 Расчет для варианта 2

Расчет нормального режима  для варианта 2 соответствует балансу мощностей, который   выполнен в предыдущей  расчетно - графической работе.

 

5.6.  Аварийные режимы

 

5.6.1 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.

 

5.6.2 Отключение Г-1 в зимний максимум

 

Обмотка 10 кВ каждого из трансформаторов  Т-1 и Т-2 будет загружена    мощностью

 

.

5.7 Определение режима 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

 

.

 

5.8 Выбор трансформаторов для варианта 2

 

5.8.1 Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 по условию нормального режима (таблица баланса мощностей)

 

.

 

По условию аварийного отключения Т-1

 

        .

Из 5.7  по условию выдачи наибольшей мощности

 

.

 

Принимаем к установке трансформаторы типа ТДТН – 63000/110

[3, таблица 6. 3].

 

5.8.2  Мощности трансформаторов Т-3 и Т-4 определяются, как  в варианте 1 Приняты к установке трансформаторы типа ТДН – 80000/110.

 

5.9 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 принята 0,0115 у.е./кВтч.

5.9.1 Вариант 1 (рисунок 3)

 

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 [12].

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 согласно баланса мощностей [12].

Из справочных данных [3, таблица 3.6]

 

,

тогда

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

5.9.2 Вариант 2 (рисунок 2)

 

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 - .

 

,

 

 

5.10 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.

 

5.11 Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Для упрощения расчетов повторяющиеся в вариантах элементы могут не учитываться. Сравнение проводим в табличной форме (таблица 3).

 

Таблица 3

 

Наименование элементов

Расчетн.

стоим.

единицы, тыс. у. е.

1 вариант

2 вариант

 

кол-во

ед., шт

сумма,

тыс. у. е.

кол-во

ед., шт

сумма,

тыс. у. е.

1Трансформатор ТРДНС –63000/35

107

1

171,2

-

-

2Трансформатор ТДТН – 80000/110

137

2

411

-

-

3 Ячейка ОРУ 35 кВ

10

1

10

-

-

4 Ячейка ЗРУ 10 кВ

20

2

40

-

-

5Трансформатор ТДТН – 63000/110

126

 

 

2

378

6Трансформатор ТДТН – 80000/110

137

 

 

2

411

7Ячейка 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 4

Затраты

1 вариант

2 вариант

1 Расчетные капиталовложения, К.тыс. у. е.

2 *Отчисления на амортизацию Ua+Uo, тыс. у. е.

3 **Стоимость потерь энергии, Uпот., тыс. у. е.

 

 

4 Приведенные минимальные

затраты,

З min, тыс.  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 /т2 и т3. –М.: Энергоатомиздат , 1988.

11. Работы учебные. Фирменный стандарт. ФС РК 10352-1910-Уе-001-2002  Изд.   АИЭС. 2002.

     12. Соколов С.Е., Хожин Г.Х., Кузембаева Р.М. Электроэнергетика. Электрические станции. Методические указания к выполнению РГР для студентов очной формы обучения специальности 050718 – Электроэнергетика Алматы: АИЭС,2006.- 15 с.

 

Содержание

 

Введение……………………………………………………………..………….3

1 Цель и задачи расчетно-графической работы    .…………………………...3

2 Объем и содержание расчетно-графической работы ……………………...3

3 Выбор трансформаторов на электростанции …………..…………………..4

4 Технико–экономическое сравнение структурных

   схем электростанций…………………………………………………………6

5 Пример  расчета  для ТЭЦ 250 МВт .……………………………………….8

Список рекомендуемой литературы…………………………………………18

 

                                           Сводный   план  2007 г., поз.

 

 

Роза Мендыхановна Кузембаева

Сергей   Евгеньевич Соколов

Гамиль Хожаевич Хожин

 

 

 

                         

 

Электрические станции, сети и системы.

Методические указания к выполнению расчетно-графической

работы № 1

(для студентов очной формы обучения специальности 050718 – Электроэнергетика)

 

 

 

                                  

  

     

 

   Редактор  Т.С.Курманбаева

 

 

 

 

         Подписано в печать                                            Формат 60х84 1/16

         Тираж 100 экз.                                                     Бумага типографская № 1            

         Объем  1,2  уч.изд. л                                           Заказ №       Цена 120 тенге

 

 

 

Копировально-множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

050013,Алматы , ул. Байтурсынова, 126