Куликов В.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций - файл n1.doc

приобрести
Куликов В.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций
скачать (1713 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1713kb.26.08.2012 20:00скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5


Саратовский государственный технический университет

Кафедра “Электроснабжение промышленных предприятий“




ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ


И ПОДСТАНЦИЙ

(дисциплина ДС.01)
Методические указания

по практическим занятиям

для студентов специальности 1004.00.

“Электроснабжение (по отраслям)“

для направления 650900 “Электроэнергетика“
Саратов - 2006

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Эффективность изучения дисциплины "Электрооборудование электрических станций и под­станций" оценивается знаниями теоретического материала и умением практически применять полученные знания при решении задач по проектированию и эксплуатации электрической части электростанций и подстанций, являющихся источниками электроснабжения промышленности, городов и сельскохозяйственных потребителей.

Одним из видов повышения знаний и приобретения практических навыков технически грамотного выбора электрооборудования и токоведущих частей различных схем распределительных устройств (РУ) электрических станций и подстанций является практическая работа студентов под руковод­ством преподавателя.

Целью проведения практических занятий является приобретение навы­ков выполнения типовых электротехнических расчетов по выбору силовых трансформаторов, электрооборудования, токоведущих частей и основных элементов электрической части электростанций и подстанций с уче­том их технико-экономических характеристик, выбору главных схем электрических соединений и схем питания собственных нужд, расчетов токов короткого замыкания (КЗ) для выбора токоведущих частей и электрических аппаратов для распределительных устройств всех напряжений, а также приобретение практических навыков и умения пользоваться нормативной и специальной технической литературой.

Контролем знаний и навыков по проектированию электрической части электростанций и подстанций является выполнение и защита курсового проекта. Методические указания составлены на основе рабочей программы дисциплины "Электрооборудование электрических станций и под­станций".

ПРОГРАММА ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ СТУДЕНТОВ



По дисциплине "Электрооборудование электрических станций и под­станций" на практические занятия выносятся следующие темы, предусматривающие в дальнейшем работу студентов над выполнением курсового проекта.



Номер

темы

Всего

часов

Номер

занятия

Тема практического занятия. Вопросы,

отрабатываемые на практическом занятии

1

2

3

4

4

4

1

Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов в схемах подстанций или электростанций. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на основании технико-экономического расчета, определение аварийной перегрузки трансформаторов и проверка выбранных трансформаторов на допустимые систематические нагрузки.


5

2

2

Выбор токоограничивающих реакторов в схемах подстанций. Оценка способов ограничения токов КЗ, применяемых на подстанциях, и определение индуктивного сопротивления линейного реактора по отключающей способности выключателя.

5

2

4

Выбор и проверка коммутационной аппаратуры в схемах РУ подстанций. Выбор конструкции и параметров электрических аппаратов: высоковольтных выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей.

6

2

5

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в схемах РУ подстанций. Выбор типа и параметров измерительных трансформаторов тока и напряжения, предназначенных для питания последовательных и параллельных катушек контрольно-измерительных приборов и релейной защиты, выбор сечения соединительных проводов вторичной цепи измерительных трансформаторов.

7

3

3

Выбор и проверка токоведущих частей в схемах РУ подстанций. Выбор сечения и марки токоведущих частей (жестких и гибких шин, изоляторов, токопроводов и кабелей) на различных присоединениях РУ подстанции.

13

2

6

Выбор параметров заземляющего устройства подстанции. Определение конструктивных параметров заземляющего устройства подстанции по заданным электрическим характеристикам, составление плана заземляющего устройства подстанции.

14

2

7

Выбор средств молниезащиты подстанции. Расчет и построение зон защиты молниеотводов, определение числа, взаимного расположения молниеотводов на территории подстанции и конструкции их заземлителей.


Занятие 1. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов в схемах подстанций или электростанций.

При проведении практических занятий и выполнении практических расчетов по этой теме студент должен изучить особенности построения суточных графиков нагрузки районных подстанций и годовых графиков по продолжительности нагрузок, уметь определить из графиков нагрузки технико-экономические показатели. Необходимо овладеть практическими навыками технико-экономических расчетов по выбору числа и мощности силовых трансформаторов, уметь выбрать силовые трансформаторы на районной понизительной подстанции с учетом их нагрузочной способности (знать особенности определения систематических нагрузок и аварийных перегрузок силовых трансформаторов).

Пример 1. Выбрать число и мощность силовых трансформаторов на подстанции.

Исходные данные и краткая характеристика проектируемого объекта.

Питание подстанции 1 осуществляется подключением к двухцепной воздушной линии. Напряжение линии = 110 кВ. Подключение производится на расстоянии 44 км от подстанции А. Подстанция 1 является тупиковой.

Рисунок 1 – Схема сетевого района

Исходя из требований надежности электроснабжения потребителей, норм технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей I и II категории, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Проектируемая подстанция питает потребителей I, II и III категории, поэтому для надежности электроснабжения потребителей принимаем к установке два трансформатора, которые для ограничения токов КЗ в нормальном режиме работают раздельно. В случае выхода из строя одного из трансформаторов, второй должен обеспечить электроснабжение потребителей I и II категории на время устранения неисправности.

Подстанция 1 находится в в умеренной климатической зоне. Средняя расчётная температура воздуха составляет:

    1. в зимний период от - 8 до –13,6 єС;

    2. в летний период от +27 до +30,2 єС.

Глубина промерзания грунтов 1,4 м. Территория относится к третьему снеговому району 1 кПа и II району по гололеду. Второй ветровой район - 0,3 кПа. Грунтовым основанием является суглинок. Зоны с загрязненной или агрессивной средой отсутствуют. Питание подстанции 1 осуществляется от подстанции А на напряжении 110 кВ.

Основными потребителями электрической энергии являются: прилегающие села, теплица, коровник, птицефабрика, элеватор. По надежности электроснабжения проектируемые электроприемники относятся к I, II и III категории. Ток отключения выключателя подстанции А равен 12,9 кА.

Обработка графиков нагрузок.

Построим график нагрузки потребителей в именованных единицах.

Количество энергии потребляемой в год

, (1.1)

где - нагрузка потребителей; - время использования нагрузки

(4,55+2,9+4,55+8,7+9,6+9,0+7,2+8,3+9,0+10+12+12,7+12,2+10,7+7,16+6,0+4,5)Ч152+(3,8+2,3+3,8+8,7+9,6+9+7,2+8,3+9+10+12+12,7+12,2+0,7+4,5+3,8)Ч213=48315,92 МВтч.

Среднегодовая нагрузка подстанции

, (1.2)

МВт.

Время использования максимума

, (1.3)

ч.

Определяем коэффициент нагрузки

, (1.4)

.



Рисунок 2 – Суточный график нагрузок



Рисунок 3 – Годовой график нагрузки

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

Так как имеются потребители I и II категории, исходя из обеспечения надежности электроснабжения предусматриваем установку на подстанции двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов определим на основании технико-экономического сравнения трех вариантов мощности. Мощность трансформатора определяем по формуле

, (1.5)

где – максимальная нагрузка подстанции; – коэффициент участия потребителей I и II категорий; – принятый коэффициент аварийной перегрузки, = 1,4, так как аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов на 40 % допускается по ПУЭ в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

МВА;

МВА.

Для сравнения принимаем следующие типы трансформаторы, указанные в таблице 1.
Таблица 1 – Технические параметры силовых трансформаторов

Тип

трансформатора

Uном,кВ

Uк,%

Pк,кВт

Pх,кВт

Iх,%

Qх,квар

ВН

НН

ТДН-6300/110

115

11

10,5

44

10

1

70

ТДН-10000/110

115

11

10,5

60

14

0,7

112

ТДН-16000/110

115

11

10,5

85

19

0,7

175


Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов.

Вариант 1

1,46300 = 8820<13800 МВА,

проверка по перегрузочной способности трансформатора ТДН-6300/110 показала нецелесообразность его установки на подстанции.

Вариант 2 1,410000 = 14000>13800 МВА,

Вариант 3 1,416000 = 22400>13800 МВА,

проверка показала, что трансформаторы ТДН-10000/110 и ТДН-16000/110 проходят по перегрузочной способности.

Определяем ежегодные потери в трансформаторах , кВтч/год

, (1.6)

где – количество трансформаторов; - время максимальных потерь,

ч.

= 2108760+(1/2)44(13,8/10)22229,04 = 268589,64 кВтч/год;

= 2108760+(1/2)85(13,8/16)22229,04 = 245673,3 кВтч/год.

Определим капитальные затраты по формуле:

, (1.7)

где – расчетная стоимость трехфазных трансформаторов, по [4,с.333]; - коэффициент удорожания, = 30.

К2 = 24030 = 2400 тыс. руб;

К3 = 24830 = 2880 тыс. руб.
Проведем выбор экономичной мощности трансформаторов с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД).

Интегральный эффект () определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле

, (1.8)

где - результаты, достигаемые на t-ом шаге расчета; - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета; Т – продолжительность расчетного периода или горизонт расчета; - коэффициент дисконтирования,

, (1.9)

где Е – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал; t – номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта; - сумма дисконтированных капиталовложений,

, (1.10)

где - капиталовложения на t-ом шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений

. (1.11)

Срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это – период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически, после определения интегральных эффектов.

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта. В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства и рентабельность продукции.

Рентабельность производства определяется:

, (1.12)

где - валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб/год; - стоимость производственных фондов, тыс.руб; Т – период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции определяется

, (1.13)

где - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года, тыс.руб/год; - выручка от реализации t-го года, тыс.руб/год.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта , при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами (ВНД) является решением уравнения

. (1.14)

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Результаты расчета представлены в таблицах 2–4 и на рисунке 4.


Рисунок 4 – Графическое определение срока окупаемости

Таблица 2 – Ожидаемые технико-экономические показатели при установке на подстанции трансформаторов ТДН-10000/110 кВ

Показатели

Единицы измерения

Величина показателя по годам

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Выручка от реализации

тыс.руб.

-

-

-

18900

20475

22050

22575

23100

23625

24150

25200

26775

28350

Капиталовложения

тыс.руб.

7150,4

5362,8

5362,8

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Тариф на эл.эн.

руб/кВт*ч

0,7

0,75

0,825

0,9

0,975

1,05

1,075

1,1

1,125

1,15

1,2

1,275

1,35

Удельная себестоимость передачи и распределения эл.эн

руб/кВт*ч

-

-

-

0,176

0,190

0,204

0,209

0,214

0,218

0,223

0,232

0,247

0,261

Затраты на потери эл.эн. В системе

тыс.руб.

-

-

-

1350

1462,5

1575

1612,5

1650

1687,5

1725

1800

1912,5

2025

Отчисления на эксплутационное обслуживание

тыс.руб.

-

-

-

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

1072,56

Налоги и сборы

тыс.руб.

-

-

-

9886,464

10763,964

11641,46

11933,964

12226,46

12518,964

12811,46

13396,46

14273,964

15151,464

Чистый доход (без дисконтирования)

тыс.руб.

-7150,4

-5362,8

-5362,8

6591,0

7176,0

7761,0

7956,0

8151,0

8346,0

8541,0

8931,0

9516,0

10101,0

Коэффициент дисконтирования

-

1,331

1,21

1,1

1

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

Чистый доход с дисконтированием(без учёта амортизации)

тыс.руб.

-9517,2

-6489,0

-5899,1

6591,0

6530,1

6441,6

5967,0

5542,7

5174,5

4782,9

4554,8

4472,5

4242,4

ЧДД нарастающим итогом

тыс.руб.

-9517,2

-16006,2

-21905,3

-15314,3

-8784,1

-2342,5

3624,5

9167,1

14341,6

19124,6

23679,4

28151,9

32394,3

Рентабельность производства

%

-

-

-

92,2

100,4

108,5

111,3

114,0

116,7

119,4

124,9

133,1

141,3

Рентабельность продукции

%

-

-

-

34,9

35,0

35,2

35,2

35,3

35,3

35,4

35,4

35,5

35,6

Валовая прибыль

тыс.руб.

-

-

-

16477,44

17939,94

19402,44

19889,94

20377,44

20864,94

21352,44

22327,44

23789,94

25252,44















































Средняя рентабельность производства - 89,37%; средняя рентабельность продукции - 27,15%.

Таблица 3 – Ожидаемые технико-экономические показатели при установке на подстанции трансформаторов ТДН-16000/110 кВ


Показатели

Единицы измерения

Величина показателя по годам

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Выручка от реализации

тыс.руб.

-

-

-

18900

20475

22050

22575

23100

23625

24150

25200

26775

28350

Капиталовложения

тыс.руб.

7471,2

5603,4

5603,4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Тариф на эл.эн.

руб/кВт*ч

0,7

0,75

0,825

0,9

0,975

1,05

1,075

1,1

1,125

1,15

1,2

1,275

1,35

Удельная себестоимость передачи и распределения эл.эн

руб/кВт*ч

-

-

-

0,169

0,183

0,196

0,201

0,206

0,210

0,215

0,224

0,237

0,251

Затраты на потери эл.эн. В системе

тыс.руб.

-

-

-

162,027

175,52925

189,0315

193,53225

198,033

202,53375

207,0345

216,036

229,53825

243,0405

Отчисления на эксплутационное обслуживание

тыс.руб.

-

-

-

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

1120,68

Наалоги и сборы

тыс.руб.

-

-

-

10570,38

11507,274

12444,17

12756,473

13068,77

13381,072

13693,37

14317,97

15254,869

16191,768

Чистый доход (без дисконтирования)

тыс.руб.

-7471,2

-5603,4

-5603,4

7046,9

7671,5

8296,1

8504,3

8712,5

8920,7

9128,9

9545,3

10169,9

10794,5

Коэффициент дисконтирования

-

1,331

1,21

1,1

1

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

Чистый доход с дисконтированием(без учёта амортизации)

тыс.руб.

-9944,2

-6780,1

-6163,7

7046,9

6981,1

6885,8

6378,2

5924,5

5530,8

5112,2

4868,1

4779,9

4533,7

ЧДД нарастающим итогом

тыс.руб.

-9944,2

-16724,3

-22888,0

-15841,1

-8860,0

-1974,2

4404,0

10328,5

15859,3

20971,5

25839,6

30619,5

35153,2

Рентабельность производства

%

-

-

-

94,3

102,7

111,0

113,8

116,6

119,4

122,2

127,8

136,1

144,5

Рентабельность продукции

%

-

-

-

37,3

37,5

37,6

37,7

37,7

37,8

37,8

37,9

38,0

38,1

Валовая прибыль

тыс.руб.

-

-

-

17617,29

19178,791

20740,29

21260,788

21781,29

22301,786

22822,29

23863,28

25424,782

26986,28















































Средняя рентабельность производства -91,42%, средняя рентабельность продукции -29,02%.

Таблица 4 – Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов

Наименование показателя

Единица

измерения

Вариант 1

Вариант 2

Напряжение

кВ

110/10

110/10

Мощность

МВА

10

16

Tmax

ч/год

3804,4

3804,4

Рентабельность продукции

%

27,1

29,0

Рентабельность

производства

%

89,4

91,4

ЧДД

тыс.руб

32 394,3

35 153,2

Индекс доходности

руб/руб

1,5

1,5

Срок окупаемости

лет

2,5

2,7


На основании анализа экономической эффективности рекомендуется продолжить работу над вариантом 1 выбора экономичной мощности трансформаторов на РПП (2хТДН-10000/110). Так как он имеет более высокие интегральные показатели (ЧДД, ИД, Рентабельность продукции), а также более низкий срок окупаемости.

Показатели финансовой эффективности 1-го варианта могут быть улучшены в результате внедрения мероприятий по экономии электроэнергии.
Занятие 2. Расчет токов КЗ и выбор токоограничивающих реакторов в схемах подстанций.

При проведении практических занятий и выполнении практических расчетов по этой теме студент должен изучить методики определения токов КЗ для выбора и проверки электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов в аварийном режиме. Ознакомиться с программами расчета токов КЗ на ЭВМ. Уметь определять индуктивное сопротивление линейного реактора по отключающей способности выключателя.

Пример 2. Для заданной схемы замещения провести расчет токов КЗ. Определить необходимость ограничения токов КЗ.

Расчетная схема сетевого района представлена на рисунке 5. Составляем однолинейную схему замещения электроснабжения района, которая представлена на рисунке 6. Выбираем расчетные точки КЗ: К1 – на стороне высшего напряжения трансформатора, К2 – на стороне низшего напряжения трансформатора. Считаем, что для снижения уровня тока КЗ трансформаторы подстанции работают раздельно и в схему замещения входит только один из них вместе с подключенной к нему линией.


Рисунок 5 – Расчетная схема



Рисунок 6 – Однолинейная схема замещения
  1   2   3   4   5


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации