Электрическая часть станций и подстанций

Заключение

В данном курсовом проекте были построены графики активной, реактивной и полной мощности, передаваемых в электрическую систему. Так же были выбраны количество и тип повышающих трансформаторов: два трансформатора типа ТДТН-63000/35. В качестве трансформаторов собственных нужд применен ТСЗ-250/10/0,4. Так же определены схемы соединения РУ 35 кВ и схемы собственных нужд.

...

Оглавление
Введение 1
Исходные данные 3
1. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ АКТИВНОЙ, РЕАКТИВНОЙ И ПОЛНОЙ МОЩНОСТЕЙ, ПЕРЕДАВАЕМЫХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ СИСТЕМУ. 4
2. ВЫБРАТЬ ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ПОВЫШАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ. 7
3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД. 11
3.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭС 11
3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 15
4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁНОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 16
Заключение 19
Список литературы 20

Введение

Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища.
В настоящие дни ГЭС являются очень эффективными источниками генерации электрической энергии. А все из-за того, что в качестве ресурса ГЭС используют механическую энергию падающей воды, так называемый возобновляемый источник энергии. Необходимый для падения подпор воды создается благодаря плотинам, которые сооружают на крупных реках и различных искусственных каналах. Гидравлические установки помогают уменьшать перевозки и экономить минеральное топливо (на 1 кВт-ч расходуется примерно 0,4 т угля).
В Сибири располагаются одни из самых эффективных по технико-э кономическим показателям природные ресурсы. Одним из примеров этого может служить Ангаро-Енисейский каскад, в состав которого входят самые крупные гидроэлектростанции страны: Саяно-Шушенская (6,4 млн. кВт), Красноярская (6 млн. кВт), Братская (4,6 млн. кВт), Усть-Илимская (4,3 млн. кВт). Строится Богучановская ГЭС (4 млн. кВт). Общая мощность каскада в настоящее время – более 20 млн. кВт.
Рост производства электроэнергии во всем мире сопровождается развитием электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередачи и подстанций. Задачей проектирования энергосистем является разработка с учетом новейших достижений науки и техники и определяющих формирование энергетических объединений и развитие электростанций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителей электрической энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.
На всех этапах проектирования развития энергосистем и электрических сетей следует учитывать вопросы организации эксплуатации и управления по следующим разделам:
- организация ремонтно-эксплуатационного обслуживания;
- средства диспетчерского и технологического управления;
- обеспечение устойчивости параллельной работы;
- осуществление автоматизированных систем управления и регулирования;
- средства релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Конструктивное выполнение элементов электрической сети – линий электропередач и подстанций определяется на последующих этапах проектирования.

Отклонения напряжения от номинального значения должны исключаться режимом работы электрической сети с помощью средств релейной защиты и автоматики, поэтому обычно рассматривается только допустимость нагрузок по мощности (току) в условиях изменяющейся температуры окружающей среды.При этом уровни температур масла и обмоток не должны выходить за установленные пределы. В действительности трансформаторы работают в условиях, отличных от номинальных. Нагрузка трансформатора изменяется в течение суток и года, температура окружающей среды также не является постоянной. Если при выборе трансформаторов и их эксплуатации руководствоваться только номинальной мощностью, трансформаторы будут в одних условиях недоиспользованы, в других (относительно редких) чрезмерно перегружены. И то и другое экономическинецелесообразно.Причины перегрузочной способности кроются в неравномерности реальных и предполагаемых графиков нагрузки, а также в достаточно большой по величине (2 ÷ 3 ч) тепловой постоянной времени трансформатора. В связи с этим температуры масла и наиболее нагретой точки при нагрузках выше нормальных, как правило, не успевают достичь своих максимально установившихся значений.Трансформатор может, без снижения нормативного срока службы, работать в течение части суток (года) с нагрузкой, превышающей номинальную, если в другую часть рассматриваемого периода его нагрузки меньше номинальной. Критерием допустимости того или иного режима является нормативное старение изоляции, максимальная температура обмоток и масла, а также износ изоляции за рассматриваемый период.Различают два вида перегрузки - систематические и аварийные.Под систематической понимают такой режим, при котором в течение некоторого времени нагрузка трансформатора превышает его номинальную мощность, а в остальное время рассматриваемого периода она меньше номинальной, при этом износ изоляции не превышает номинального износа.Под аварийной перегрузкой трансформатора понимают режим перегрузки, допускаемый в аварийных ситуациях в течение ограниченного времени. При этом допускается износ изоляции значительно превышающий нормативный. Типичным примером аварийной перегрузки является перегрузка трансформатора двухтрансформаторной подстанции в случае повреждения одного из них. Длительность такой перегрузки обычно не превышает нескольких суток, в течение которых должны быть приняты меры к устранению повреждения или к замене поврежденного трансформатора резервным.Проектируемая подстанция предусматривает электроснабжение потребителей I категории, следовательно, не допускается перерыв в питании этих потребителей. Согласно ПУЭ п.1.2.18. принимаем к установке два трансформатора. При отключении одного трансформатора (плановое или аварийное) другой должен обеспечить питание всех потребителей с дополнительной нагрузкой.Предварительно выбираем силовые трансформаторы марки ТРДН-32000/35/10Проведем проверку его работы по перегрузкам Рис.1.4 Суточный график 1 и номинальная мощность трансформатораНачальную загрузку характеризуют коэффициентом загрузки Коэффициент перегрузки предварительно находим по выражению Затем следует сравнить полученное значение К2 с . - если ≥ 0,9Кmax , то принять К2 = , - если ≤ 0,9 Кmax , то принять К2 = 0,9 Кmax , а скорректировать: ≥ 0,9 КmaxК2=1,76Для К1 при эквивалентной температуре 10о К2доп при 10 часовой перегрузке составил 1,11Для К1 при эквивалентной температуре 20о К2доп при 10 часовой перегрузке составил 1,19 Приближенно К2доп равен 1,15, что меньше К2расч=1,76 следовательно трансформатор ТДТН-40000/110 не проходит по температурному режиму.В проекте принимаем к установке 2 трансформатора типа ТДТН-63000/35 .3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД.3.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭСТехнологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с.н.На ГЭС распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Питание с.н. производится от трансформаторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения.Потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные и общестанционные. Часть этих потребителей является ответственными. Нарушение электроснабжения этих потребителей может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов применяется схема раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей. Агрегатные сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов, присоединенных к РУ 6 кВ.Приемниками энергии системы собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; электрическое отопление и освещение; система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может осуществляться или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника – аккумуляторной батареи, но тогда должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батареи.Для электроснабжения потребителей системы СН ПС предусматривают трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Они могут быть присоединены к сборным шинам РУ 6-10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы СН при повреждениях в РУ. Поэтому трансформаторы СН предпочтительней присоединять к выводам НН главных трансформаторов – на участках между трансформатором и выключателем.На двухтрансформаторных (многотрансформаторных) ПС 35-750 кВ устанавливаются не менее двух трансформаторов СН со скрытым резервом. Каждый из трансформаторов работает на свою секцию сборных шин, на секционный выключатель воздействует устройство АВР.На рисунке 3.1 представлена схема СН ПС.10 кВ380/220 ВСТСТ220 В220 В10 кВРисунок 3.1 Схема собственных нужд подстанцииТрансформаторы выбираются по нагрузкам СН с учетом их перегрузочной способности в аварийных режимах. Мощность трансформаторов СН должна быть не более 630 кВ·А. 3.