Дипломная работа
Тема: «Расчет проектируемой электрической части тепловой электростанции 360 МВт»
Оглавление
Введение
1. Структурная схема
2. Выбор основного оборудования
2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
3. Расчет числа линий
3.1 Выбор количества линий на высоком напряжении (ВН)
3.2 Расчет числа линий на среднем напряжении (СН)
3.3 Расчет числа линий на низком напряжении
3.4 Перетоки мощности
4. Выбор схем РУ
4.1 Схема электроснабжения собственных нужд
5. Выбор схемы электроснабжения и трансформатора собственных нужд
6. Расчет токов короткого замыкания
6.1 Структурная схема
6.2 Расчет сопротивлений
6.3 Расчет токов КЗ в точке К1
6.4 Расчет токов КЗ в точке К2 (секционный выключатель включен)
6.5 Расчет токов КЗ в точке К2 ( секционный выключатель отключен)
6.6 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 (секционный выключатель включен)
6.7 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 ( секционный выключатель отключен)
7. Выбор электрических аппаратов
7.1 Выбор выключателя на 110 кВ
7.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ
7.3 Выбор выключателей на 10 кВ перед шинами
7.4 Выбор выключателей на 10 кВ на отходящих линиях
8. Выбор токоведущих частей
8.1 Выбор токоведущих частей на 110 кВ
8.2 Выбор токоведущих частей на 35 кВ
8.3 Выбор шин на 10 кВ
9. Выбор измерительных трансформаторов
9.1 Выбор трансформатора тока (ТА) на 110 кВ
9.2 Выбор трансформатора тока (ТА) на 35 кВ
9.3 Выбор ТА в цепи силового трансформатора 10 кВ
9.4 Выбор ТА на отходящих линиях на 10 кВ
9.5 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на110 кВ
9.6 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на 35 кВ
9.7 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на 10 кВ
10. Конструкция ОРУ
11. Расчёт релейной защиты трансформатора собственных нужд
11.1 Расчёт токовой отсечки
11.2 Максимальная токовая защита на стороне 10 кВ
12. Расчет защитного заземления
13. Применение КРУ
14. Охрана труда
15. Расчет технико-экономических показателей подстанции
15.1 Технические показатели подстанции
15.1.1 Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции
15.2 Энергетические показатели подстанции
15.2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
15.2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
15.2.3 Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
15.2.4 Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
15.2.5 Итоговые энергетические показатели работы подстанции
15.2.5.1 Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией
15.2.5.2 Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией
15.2.5.3 Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок
15.2.6 Коэффициент полезного действия (КПД) в режиме максимальных нагрузок
15.2.7 Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год
15.3 Капитальные вложения в подстанцию (пс)
15.3.1 Удельные капиталовложения в проектируемую ПС
15.4 Численность персонала обслуживающего пс
15.4.1 Расчет нормативной численности промышленно-производственного персонала
15.4.1.1 Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше
15.4.1.2 Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание устройств РЗАИ и проведение электроизмерений
15.4.1.3 Суммарная численность всех рабочих подстанции
15.4.1.4 Численность руководитель, специалистов и служащих подстанции
15.5 Расчет себестоимости трансформации электрической энергии
15.5.1 Материальные затраты
15.5.2 Затраты на оплату труда
15.5.2.1 Среднемесячная заработная плата одного работника
15.5.2.2 Годовой фонд оплаты труда на одного человека в год
15.5.2.3 Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости транс формации электрической энергии
15.5.2.4 Показатели характеризующие уровень производительности труда энергетика
15.5.3 Отчисления на социальные нужды
15.5.3.1 Страховые взносы
15.5.3.2 Отчисления на социальные страховые от несчастных случаев и профессиональных заболеваний
15.5.3.3 Отчисления на социальные нужды
15.5.4 Амортизация основных средств
15.5.5 Прочие затраты
15.5.5.1 Отчисления в ремонтный фонд
15.5.5.2 Обязательное страхование имущества
15.5.5.3 Плата за землю
15.5.5.4 Другие отчисления
15.5.5.5 Прочие затраты
15.5.6 Годовые издержки подстанции
15.5.7 Проектная себестоимость трансформации единицы электрической энергии
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Электроэнергетика России - это единая энергетическая система которая представляет собой постепенно развивающийся комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением.
При выполнении курсовой работы мною проектировалась подстанцию мощностью 100 МВт. Подстанция расположена в Республике Башкортостан, в Кигинском районе селе Верхние Киги.
Особенности климата Башкортостана связаны с расположением территории в умеренных широтах, в сфере действия разнообразных воздушных масс. В год выпадает 300--600 мм осадков, наблюдается достаточно резкая дифференциация осадков по территории республики, и их количество при этом зависит в первую очередь от характера атмосферной циркуляции.
Для подстанции было решено установить 2 трансформатора типа ТДТН-25000/110.
Актуальность данной работы обусловлена тем, что энергетика Российской Федерации развивается и прогрессирует, а значит появляется необходимость строить все новые подстанции. А для их строительства необходимо произвести выбор оборудования.
До недавнего времени необходимости в проектировании новых или реконструкции существующих подстанций не наблюдалось. Это было связано с тем, что многие крупные промышленные предприятия - основные потребители электрической энергии - работали не на полную мощность, или вообще были остановлены. Поэтому нехватки электроэнергии не ощущалось.
В селе Верхние Киги существует 1 компания распределения электроэнергии и это Кигинская РЭС. В связи с расширением населения появляется нужда в электроэнергии.
1. Структурная схема
Распределительные устройства высшего (110 кВ), среднего (35 кВ) и низшего (10 кВ) напряжения связанны между собой двумя параллельно работающими трансформаторами с РПН. На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансформатора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в РУ З5 кВ и РУ 10 кВ.
Рисунок 1.1 - Структурная схема электрических соединений
2. Выбор основного оборудования
2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Выбираем два параллельно работающих трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 40%.
Выбор трансформаторов производится по следующим условиям
Uном.ВН ? UустВН (2.1)
Uном.СН ? UустСН (2.2)
Uном.НН ? (2.3)
Sтранс. ? Sрасч , (2.4)
где Uном.ВН номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;
номинальное напряжение обмотки СН трансформатора, кВ;
номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ;
Sтранс номинальная мощность трансформатора, МВА;
Uуст напряжение распределяющего устройства, кВ;
Sрасч расчетная мощность, передаваемая через трансформатор,МВА.
Расчетная мощность определяется по формуле
, (2.5)
где мощность передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок МВА. электрический энергообъект трансформатор
Мощность передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок , определяется по формуле
Smax= (2.6)
По формуле (2.6) определяется мощность, передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок
,
По формуле (2.5) определяется расчётная мощность трансформатора
,
Трансформатор выбирается по Б.Н.Неклепаеву стр.150 типа ТДТН-25000/110
Проверка выбранного трансформатора выполняется по условию:
115кВ>110кВ;
38,5кВ>35кВ;
11 кВ> 10кВ;
25МВА>23,8МВА
Проверка выбранного трансформатора по перегрузке производится по формуле:
(2.7)
,
1,36<1,4
Выбранный трансформатор ТДТН-25000/110 удовлетворяет по всем условиям. Данный трансформатор является трёхфазным, трёх обмоточным, масляной с принудительной циркуляцией воздуха; выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН).
Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформатора
|
U обмотки кВ |
|
Uк % |
||||||||
|
Тип т-ра |
Sном, МВА |
ВН |
СН |
НН |
Px кВт |
Px кВт |
ВН-СН |
ВН-НН |
СН-НН |
|
|
ТДТН-25000/110 |
25 |
115 |
38,5 |
11 |
36 |
145 |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
3. Расчет числа линий
3.1 Выбор количества линий на высоком напряжении (ВН)
На подстанции число линий на высоком напряжении определяется по формуле:
Nл ВН = , (3.1)
где максимальная нагрузка на шинах ВН, МВт;
максимальная нагрузка на шинах СН, МВт;
P1л пропускная способность одной линии (справочник Неклепаева, стр. 21, табл. 1.20) для U=110 кВт, Р1л = 25-50 МВт
N1 =
Применяется согласно требованию надежности 3 линии для связи с системой.
Расчет числа линий на собственные нужды
NmВН =
3.2 Расчет числа линий на среднем напряжении (СН)
На подстанции число линий на среднем напряжении определяется по формуле
Nл СН = (3.2)
Nл СН =Применяется 2 линии
3.3 Расчет числа линий на низком напряжении
Расчет числа линий на низком напря?енииопределяется по экономической плотности тока. Определяется максимальный ток линий отходящих к потребителю по формуле
Imax= (3.3)
где мощность, передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок, МВА.
SmaxЧ103 =
Определяется суммарное экономическое сечение всех отходящих линий по формуле
= , (3.4)
где экономическая плотность тока, определяется по Д.Л. Файбисович [18 c.112].
=
За экономическое сечение одного кабеля принимается сечение 150 мм2 и определяется число кабелей по формуле
nл = (3.5)
Полученное значение округляется в большую сторону, с таким расчетом чтобы секции шин были загружены одинаково.
nл = =
Принимается 8 линий для равномерной загрузки
Определяется максимальный ток одной линии по формуле
Imax1л = (3.6)
Imax1л = =
Делается проверка по допустимому току по условию:
Imax1лIдоп , (3.7)
где Iдоп допустимый ток равный 309 А
126,15 А309А
Выбирается силовой кабель среднего напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвЭгаП-10