КУрсовая работа Электрическая часть ГЭУ. Курсовая работа по теме Электрическая часть гэу
 Скачать 0.58 Mb.
|
1 2 НИУ «МЭИ» ИНСТИТУТ ДИСТАНЦИОННОГО И ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Кафедра "Электрические станции" ______________________________________________ КУРСОВАЯ РАБОТА по теме « Электрическая часть ГЭУ» Студент Касаджик Александр Г. группа ИДз-0103-14 Преподаватель Чо Д.И. Введение Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без её развития прогресс в стране невозможен. В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40% топлива, добываемого в стране. Доля энергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25%. Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология, да и сам уровень совершенствования этих установок отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолевать. КПД современных газовых турбин близок к 40%, а при использовании комбинации газотурбинного цикла с паротурбинным КПД увеличивается до 60%. Несомненный интерес для России представляет и большая гидроэнергетика, которая должна развиваться особенно на Дальнем Востоке и в некоторых районах Сибири. Атомная энергетика, несомненно, нужна стране, особенно для тех районов, например, Европейская часть России, где нет местных топливных ресурсов, а завоз их очень дорог. Но необходимо иметь в виду, что сегодня атомная энергетика существенно дороже топливной и существует ещё фактор общественного противодействия после Чернобыльской катастрофы. Рост её необходим и реален, но даже если произойдет удвоение мощности атомной энергетики к 2020 г., то и тогда доля её в перспективном суммарном производстве электроэнергии страны составит не более 15-17%. Из всего вышесказанного следует, что дальнейший прирост энергетических мощностей России должен осуществляться, главным образом, за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив. Единая энергетическая система России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до региона Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии. В составе ЕЭС России работают параллельно 6 объединенных энергосистем (ОЭС) – Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Северного Кавказа и Сибири. Производство электроэнергии в 2000 г. в целом по России составило 878 млрд. кВт·ч, в том числе АЭС – 129 млрд. кВт·ч, ГЭС – 165 млрд. кВт·ч, ТЭС – 584 млрд. кВт·ч. Объем экспорта электроэнергии из ЕЭС России в 2000г составил 13 млрд. кВт·ч. В 2000 г установленная мощность электростанций ЕЭС России (с ОЭС Востока) составляла 199,2 млн. кВт или 93% от установленной мощности электростанций РФ. В структуре генерирующих мощностей ЕЭС России (с ОЭС Востока) ГЭС и ГАЭС составляют 41,7 млн. кВт (21%), АЭС – 21,3 млн. кВт (11%) и тепловые электростанции – 136,2 млн. кВт (68%). Производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2000 г составило 846,1 млрд. кВт·ч или 97% от выработки электроэнергии всеми электростанциями РФ, в т.ч. на ГЭС произведено 155,4 млрд. кВт·ч (18%), на АЭС – 128,7 млрд. кВт·ч(15%) и на ТЭС – 562 млрд. кВт·ч (67%). Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории России используется система напряжений 220-500 кВ. В ОЭС Северо-запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа – 330-750 кВ. Межсистемные связи в ОЭС России сформированы, в основном, на напряжениях 220, 330, 500, 750 кВ. Появление в последнее время вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к увеличению относительных потерь электроэнергии. В 2000 г потери электроэнергии в электрических сетях РФ составили 99,2 млрд. кВт·ч или 12,75% от отпущенной электроэнергии в сеть, а в 1991 г они составляли 8,35%. Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период является техническое перевооружение существующих электростанций. В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности энергоснабжения потребителей. В настоящее время предельной наработки достигли 34 млн. кВт мощностей ТЭС и ГЭС, к 2015 г парковый ресурс выработают 125 млн. кВт. Целью данного курсового проекта является проектирование электрической части ГЭС, строящейся для питания потребителей. Установленная мощность станции составляет 200 МВт (2 генератора по 100 МВт). Питание потребителей предполагается осуществлять на напряжении 220 кВ и 13,8 кВ. Электрическая станция имеет связь с энергосистемой по двум линиям 220 кВ. При проектировании производится разработка варианта структурной схемы станции, выбор основного оборудования – генераторов, трансформаторов, реакторов, выполняется расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей. 1 Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 1.1 Выбор генераторов Выбор генераторов производится по заданной номинальной мощности Pном=100 МВт, и по номинальному напряжению Uном=13,8кВ. Согласно /3/ выбираются четыре генератора СВ-1500/170-96. Номинальные параметры генераторов представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Номинальные параметры генераторов
1.2 Составление вариантов структурной схемы станции Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные и автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор – трансформатор. На проектируемой станции присутствуют РУ двух напряжении: 220 и 13,8 кВ. Связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ. Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Целесообразным может оказаться один из вариантов структурных схем ГЭС, приведенных на рисунках 1,2. В первом варианте структурной схемы станции 2 генератора 100 МВт присоединены к 220 кВ через блочные трансформаторы. Структурная схема станции представлена на рисунке 1.1. Во втором варианте структурной схемы станции два генератора 100 МВт присоединяются к РУ 330 кВ через один блочный трансформатор. Структурная схема станции представлена на рисунке 1.2.  Рисунок 1.1 – Первый вариант структурной схемы станции  Рисунок 1.2 – Второй вариант структурной схемы станции 1.3 Выбор трансформаторов На ГЭС предусматривается установка блочных трансформаторов. 1.3.1 Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы Блочные трансформаторы выбираются по мощности присоединённого генератора, то есть для трансформатора Т1-2  Т1-2 - ТДЦ-125000/220.1.3.2 Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы Блочные трансформаторы выбираются по мощности присоединённого генератора, то есть для трансформатора Т1  Т1 - ТДЦ-250000/220.Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 – Параметры трансформаторов и автотрансформаторов
1.4 Выбор трансформаторов собственных нужд Мощность собственных нужд  , МВ·А, одного генератора определяется по формуле
 МВ·А.Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) определяется по мощности нагрузки собственных нужд  , МВ·А,
где  – коэффициент спроса,  , для ГЭС, МВ·А.Выбираются трансформаторы собственных нужд ТМНС-6300/13,8. Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. Количество ТСН принимается равным двум, так как на генератор имеются генераторные выключатели и количество блоков равно 2, принимается один резервный трансформатор подключаемый к РУ 220 кВ. Таблица 1.4- Параметры трансформаторов собственных нужд
1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы станции Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума дисконтированных издержек, для расчёта которых вычисляются капитальные вложения на сооружение станции, издержки на обслуживание и ремонт, стоимость потерь электроэнергии. Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приводится в таблице 1.3. Все данные необходимые для расчёта берутся из справочника /8/ с ценами 2000 года. Так как сравниваются равноценные по надежности схемы, ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается. Таблица 1.3 – Капитальные затраты
Предполагается, что используются следующие схемы РУ: ОРУ 220 кВ – две системы сборных шин с обходной. Издержки на ремонт и обслуживание  , тыс. руб., определяются по формуле
где  - норматив отчислений на ремонт и обслуживание, для электрооборудования напряжением до 150кВ – 0,059, 220 кВ и выше – 0,049; - капиталовложения на сооружение станции;i – номер варианта схемы.  ; Стоимость потерь электроэнергии  , тыс. руб., определяется по формуле
где 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, МВт.
,
,
,
,