В дипломному проекті на тему Розширення Дністровської ГАЕС двома блоками розглядаються такі розділи, як техніко-економічне обґрунтування, електротехнічна частина, деталь проекту, 1 страница

Анотація

В дипломному проекті на тему "Розширення Дністровської ГАЕС двома блоками" розглядаються такі розділи, як техніко-економічне обґрунтування, електротехнічна частина, деталь проекту, релейний захист і автоматика, АСК EC, охорона праці, розрахунок техніко-економічних показників станції.

В електричній частині проекту виконується вибір головного обладнання ГАЕС, головної схеми електричних з'єднань, комутаційної та вимірювальної апаратури, струмоведучих частин, вимірювальних трансформаторів та акумуляторних батарей.

В деталі проекту розглянуто питання дослідження методів діагностики силових трансформаторів.

В розділі АСК розглядається автоматична система управління станцією.

Розділ "Релейний захист та автоматика" показує наскільки простішу структуру релейного захисту мають ГАЕС в порівнянні з іншими видами електростанцій.

В розділі охорони праці розглядаються такі питання, як аналіз потенційно небезпечних і шкідливих виробничих факторів та пожежна безпека станції.

В техніко-економічній частині проекту визначається собівартість виробленої електроенергії з урахуванням амортизаційних відрахувань, заробітної плати та інших витрат.

Дипломний проект містить:

- графічного матеріалу - 8 листів;

- пояснювальна записка - 1 примірник;

- рисунків - 28 шт.;

- таблиць - 41.

Annotation

In the thesis project entitled "Expanding the Dniester PSP two blocks" addresses such topics such as feasibility, electrical parts, details of the project, relay protection and automation, ASK EC, Safety, calculation of technical-economic indicators stations.

In the electrical part of the project carried out the main equipment of choice PSP main circuit electrical connections, switchgear and instrumentation, live parts, instrument transformers and batteries.

In the details of the project considered research methods for diagnosis of power transformers.

Under JSSC considered automatic control station.

The "Relay Protection and Automation" shows how much simpler structure relaying with PSP compared with other types of power plants.

The section discusses health and safety issues such as analysis of potentially dangerous and harmful factors, and fire safety station.

In the feasibility of the project is determined by the cost of electricity, taking into account depreciation, salaries and other expenses.

Diploma project includes:

- Graphic material - 8 sheets;

- Explanatory Note - 1 copy;

- Figures - 28 pcs.;

- Tables - 41.

Вступ

Актуальність теми. Сьогодні гідроенергетика не повністю задовольняє потреби енергосистем у піковій та напівпіковій потужності внаслідок недостатньої потужності на гідро- та гідроакумулюючих електростанціях (ГЕС та ГАЕС), а також обмежень, що їх накладають інші галузі водогосподарського комплексу.

Деяке збільшення виробництва пікової електроенергії передбачається за рахунок реконструкції та модернізації існуючих об'єктів гідроенергетики, а також залучення ресурсів малих і середніх річок. Мають бути проведені розробки по перетворенню деяких існуючих ГЕС у ГАЕС, що дозволить значно збільшити регулюючу потужність відносно існуючої.

Встановлена потужність ГЕС та ГАЕС в ОЕС України становить 4735,6 МВт, в тому числі Дніпровських ГЕС та Київської ГАЕС – 3886,6 МВт, Дністровських ГЕС – 742,8 МВт, малих ГЕС – 94,7 МВт.

У балансі потужності енергосистеми України гідроелектростанції не перевищують 9,1%, проти 15% оптимальних, що зумовлює дефіцит як маневрових, так і регулюючих потужностей.

Світовим банком надано кредит, а урядом Швейцарії – грант для модернізації обладнання ГЕС Дніпровського каскаду. Програма реконструкції розрахована до 2012 року. Після її реалізації Дніпровські ГЕС зможуть надійно і безпечно працювати ще протягом 40-50 років, із щорічним додатковим виробництвом електричної енергії близько 300 млн.кВт·год

У разі виконання визначених стратегією завдань до 2030 р. загальна потужність гідроенергооб’єктів збільшиться до 10,5 тис. МВт. Сумарне виробництво електроенергії на цих об’єктах (з урахуванням ГАЕС – 4,5 млрд.кВт·год, близько 15%) досягатиме 18,6 млрд.кВт·год, що забезпечить заміщення 6,4 млн. т у.п./рік, у тому числі за рахунок скорочення пускових і маневрових витрат високореакційного палива енергоблоками ТЕС. Таким чином, тема обраної роботи є актуальною.

Мета і задачі дослідження. Метою даної магістерської дипломної роботи є розробка оптимальної структури ГАЕС та дослідження її взаємозв’язків.

Відповідно до поставленої мети в роботі розв’язуються такі задачі:

– побудова графіків електричних і теплових навантажень станції;

– вибір основного обладнання;

– вибір головної схеми електричних з’єднань електростанції;

– вибір оптимальної структури станції;

– вибір схем електропостачання ВП;

– дослідження та вибір доцільної комутаційної апаратури;

– аналіз методів обмеження короткого замикання;

– розподіл навантаження між генераторами;

– визначення еквівалентної характеристики витрат палива.

Об’єктом дослідження магістерської дипломної роботи є електрична частина ГАЕС потужністю 1263 МВт, а предметом дослідження – методи проектування електричних станцій.

Методи досліджень. У роботі використовувалися елементи теорії надійності, багатоваріантного аналізу, симетричних складових, еквівалентних характеристик, динамічного моделювання, декомпозиції та об’єктно-орієнтованого аналізу.

Наукова новизна одержаних результатів полягає у тому, що:

– проаналізовано режими роботи гідрогенераторів на електричній станції;

– оптимізовано режими роботи ГАЕС спільно з ТЕС.

Практичне значення одержаних результатів:

– розроблено проект електричної частини ГАЕС 1263 (3х324/421) МВт;

– виконано розподіл навантаження між агрегатами ГАЕС;

– наведено основні технічні рішення з безпечної експлуатації об’єкту;

– досліджено роботу машинної зали ГАЕС в умовах дії іонізуючого випромінювання та електромагнітного імпульсу;

– визначено техніко-економічні показники станції.

1 Техніко-економічне обгрунтування проекту

У більшості країн, також як і в ОЕС України зростання потужностей енергосистем здійснювалося за рахунок введення потужних ТЕС і АЕС, обладнаних високо економічними базовими енергоблоками. При цьому одночасно вводилися високоманеврені потужності на ГАЕС з метою регулювання графіка навантажень в енергосистемах, забезпечення надійної й економічної експлуатації ТЕС і АЕС.

Електроенергія є особливим товаром з обмеженими можливостями зберігання й транспортування при незбалансованому попиті та пропозиції. Керування режимами, що балансують ринок електроенергії, забезпечення якості електроенергії досягається за рахунок так званих системних послуг, надати в самому широкому спектрі й оперативно здатні тільки ГАЕС. Маючи високу маневреність, здатність резервування потужності й електроенергії, потенціал синхронного компенсатора ГАЕС виконує нові функції системного координатора, що забезпечує об’ємну й структурну збалансованість ринку електроенергії, необхідні параметри якості електроенергії.

Розвитку ГАЕС також сприяє загострення проблем, пов’язаних з ростом цін на органічне паливо, жорсткістю вимог до теплоенергетики з охорони навколишнього середовища, а також підвищення безпеки АЕС.

Основними передумовами гідроакумулювання електроенергії є потреба в маневреній потужності для покриття піків навантаження та компенсації її короткотермінових змін, ущільненні навантаження з використанням дешевої нічної енергії, збільшенні потужності та часу використання базових електростанцій, економії палива в енергосистемі.

Незважаючи на деяке ущільнення добових графіків електричного навантаження за рахунок впровадження економічних методів управління, частину графіка можуть забезпечити енергією тільки маневрові станції ГЕС і ГАЕС, а також газотурбінні установки (ГТУ). Але останні потребують дорогого і дефіцитного газоподібного або легкого рідкого палива (керосину).

Таким чином, в умовах максимального використання гідроенергоресурсів для покриття піків електричного навантаження найкращими є гідроакумулюючі електростанції.

ГАЕС притаманні такі переваги: швидкість пуску та набору навантаження, висока економічність і надійність, великий термін служби (60-80 років), невелика кількість персоналу, можлива повна автоматизація.

На відміну від ГЕС гідроакумулююча електростанція є споживачем-регулятором електроенергії, тобто споживаючи електроенергію у періоди загального зниження навантаження в енергосистемі, вона підвищує її мінімальну величину і коефіцієнти мінімуму та ущільнення добових графіків. Цим покращуються режими роботи теплових і атомних електростанцій.

Високі маневрові якості обладнання ГАЕС характеризуються можливістю швидкого набору та скидання навантаження, великим діапазоном регулювання, порівняно нескладною автоматизацією процесів регулювання потужності при невеликих втратах енергії. Це свідчить про те, що ГАЕС найбільш повно відповідає завданням підтримки частоти в енергосистемі, відхилення якої від нормованої величини призводить до зниження якості промислової продукції.

ГАЕС можуть також добре використовуватись як джерело реактивної потужності, бо термін автоматичного переводу агрегатів ГАЕС із режиму синхронного компенсатора (покращення cos енергосистеми) в генераторний і навпаки складає всього 1-2 хвилини.

Таким чином функції ГАЕС в енергосистемі такі:

- для покриття піків навантаження;

- для підвищення мінімального навантаження енергосистеми;

- для регулювання частоти і потужності у період інтенсивних змін навантаження;

- як аварійний швидкодіючий резерв;

- як джерело реактивної потужності та енергії;

- для поліпшення режимів роботи теплових та атомних електростанцій.

Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах недостатності маневрових потужностей і високі долі базової потужності є одним з найбільш проблемних питань. Після введення в експлуатацію двох блоків по 1000 МВт на Хмельницькій і Рівненській АЕС базова потужність ще збільшилась, що ще більш ускладнило можливість сезонного і добового регулювання навантажень в ОЕС України і рішення проблеми істинного поліпшення структури генерування потужностей. Необхідне введення нових мобільних потужностей можуть забезпечити ГЕС та ГАЕС. [1]

Підвищення ефективності ГЕС за рахунок додаткової установки оптимальної потужності оборотних гідроагрегатів з подальшою оптимізацією режимів їх роботи в об'єднаній енергосистемі України сприяє посиленню енергетичної безпеки країни.

Таким чином, будівництво ГАЕС потужністю 1263 МВт є важливим кроком в здійсненні енергетичної безпеки України.

2 Електротехнічна частина

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

Режим роботи електростанції задається графіком електричних навантажень району, що обслуговується. Потужність станції повинна забезпечити виконання графіків навантаження з врахуванням втрат потужності в елементах електропередачі, а також втрати на власні потреби.

При розрахунку графіків навантаження відносну величину постійних та змінних втрат можна прийняти [2]:

в межах системи: ; .

Постійні втрати для системи визначається за формулою:

(2.1)

Мвт;

Зміст втрат в будь-який час доби:

(2.2)

МВт;

Потужність що видається з шин станції:

(2.3)

МВт;

Витрати потужності на власні потреби станції:

(2.4)

МВт;

Потужність, яка видається генераторами станції:

(2.5)

МВт;

За наведеним алгоритмом розраховується графік електричних навантажень для зимової та літньої доби та річний графік за тривалістю навантаження. Дані розрахунки зводяться в таблицю 2.1 та 2.2

За даними розрахунків будуємо добові графіки навантаження для зими та літа () і річний графік за тривалістю (рис 2.1)

Використовуючи річний графік за тривалістю, визначаємо техніко-економічні показники роботи станції (таблиця 2.3)

Таблиця 2.1 – Дані для побудови графіків електричних навантажень (багатоводний сезон/маловодний сезон)

Складові втрати потужностей

Години доби

0÷4

4÷8

8÷12

12÷16

16÷20

20÷24

Генераторний режим

Навантаження системи: % МВт

Продовження таблиці 2.1

Втрати потужностей в мережах системи, МВт: -постійні; -змінні;
Потужність, що видається в систему, МВт
Витрати на власні потреби станції, МВт
Потужність, що виробляється генераторами станції, МВт
	Двигунний режим
Навантаження станції: % МВт			–	–	–

Витрати на власні потреби станції, МВт			–	–	–
Потужність, що споживається станцією, МВт			–	–	–

Примітка:

– максимальне навантаження власних потреб: ;

– коефіцієнт попиту: ;

– тривалість зимового та літнього сезонів: 183/182 діб

Таблиця 2.2 – Дані для побудови річного графіку за тривалістю навантаження (генераторний режим / режим двигуна)

Р, МВт	1048,677	934,454	822,758	713,588	606,944	502,827	РГ
1205,820	1145,649	1145,649	1085,478	1085,478	1025,307	РД
t,год							РГ
						РД
t∑,год							РГ
						РД

а) добові графіки електричних навантажень;

Система (генераторний режим)

Система (двигун ний режим)

Генераторний режим

Двигунний режим

б)річний графік за тривалістю навантаження;

Рисунок 2.1- Графіки електричних навантажень;

Таблиця 2.3 – Техніко-економічні показники роботи станції

Показник	Розрахункова формула	Числове значення
Режим генератора	Режим двигуна
Максимальне навантаження станції, МВт		932,514	1205,820
Річний виробіток електроенергії, МВт. Год.		3380006,257	4886530,888
Встановлення потужності станції, МВт		972,000	1263,000
Середнє навантаження станції, МВт.		385,845	557,823
Коефіцієнт заповнення графіка		0,414	0,463
Коефіцієнт використання встановленої потужності		0,397	0,442
Число використання максимального навантаження, год		3624,617	4052,453
Число годин використання встановленої потужності, год		3477,373	3868,987

Продовження таблиці 2.3

Коефіцієнт резерву		1,042	1,047
Річне споживання електроенергії механізмами власних потреб, МВт. год		16900,031	24432,654
Загальна річна кількість електроенергії,що видається з шин станції, МВт.год		3363106,225	4862098,234
Час максимальних втрат електроенергії, год		2073,010	2453,681

2.2 Вибір силового обладнання

Таблиця 2.4 – Технічні характеристики гідрогенератору типу СВО 1250-260-40 УХЛ4

Параметр	Числове значення
Sном,МВА	430/360
Pном, МВт	421/324
cos ном	0,979/0,9
Uном, кB	15,756
nном, об/хв
Xd’’	0,3
Система збудження	Тиристорна
Виконання	Парасольне

2.3 Вибір структурної схеми станції

Кількість ЛЕП [2]:

, (2.6)

де - максимальна потужність, що передається в район (систему) з врахуванням втрат, МВт;

- гранична потужність лінії, МВт;

Розрахункова потужність головного трансформатора власних потреб:

; (2.7)

МВА;

Розрахункова потужність пускорезервного трансформатора:

; (2.8)

МВА;

Розрахункова потужність блочних трансформаторів:

а) в режимі генератора:

(2.9)

МВА;

б) в режимі двигуна:

(2.10)

;

;

.

Рисунок 2.2 – Приклади структурних схем станції

Таблиця 2.5 – Технічні характеристики трансформаторів

Позначення	Тип трансформатора	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	Рx, кВт	Рk, кВт	Ix, %	n, шт
ТВП	ТМН-2500/35	2,5	15,75/10	6,5	4,1	23,5	1,0
БТ1, БТ3	ТЦ-630000/330		347/15,75				0,3
БТ2	ТЦ-1000000/330		347/15,75				0,3
ПРТВП	ТМН 4000/35		15,75/6,3	7,5	6,7	33,5

Приведені затрати визначаються за формулою [2.11]:

3=р.н.К+ U, (2.11)

де р.н.=0,12 – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К – капіталовкладення в електроустановку тис. грн.;

U – щорічні експлуатаційні витрати, тис. грн.;

, (2.12)

Дата добавления: 2015-09-29