Меню

Мощность подстанции 20 мвт

Блочная газотурбинная электростанция БГТЭС-20С

БАЗОВЫЙ ВАРИАНТ Приложение

к коммерческому предложению

БЛОЧНАЯ ГАЗОТУРБИННАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ БГТЭС-20С

МОЩНОСТЬЮ 20 МВт

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ МОСКОВСКОЕ МАШИНОСТРОИТЕЛЬНОЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «САЛЮТ» осуществляет серийное производство, поставку, шеф-монтаж, наладку и техническое обслуживание БЛОЧНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ БГТЭС-20С. Данная электростанция разработана на основе авиационных двигателей АЛ-21Ф, успешно эксплуатируемых в течение более 10 лет на самолетах СУ-22 и СУ-24 в 20-ти странах на всех континентах планеты.

Блочная газотурбинная электростанция БГТЭС-20С предназначена для производства электрической энергии в условиях жаркого, умеренного и холодного климата, а так же для выработки тепловой энергии при использовании варианта с утилизацией тепла выхлопных газов.

БГТЭС-20С оснащается газотурбинными двигателями ГТД-20С. Система качества при проектировании, разработке, производстве, монтаже, ремонте и обслуживании ГТД-20С соответствует требованиям международных стандартов ISO 9002 и удостоверена сертификатом TÜV CERT TÜV Thürigen e.V. (Йена) регистрационный номер 15

БГТЭС-20С в базовой комплектации состоит из следующих основных блоков:

· Блок энергетический – 91020.560062.122;

· Блок вспомогательного оборудования — 91020.560062.123;

· Блок средств пожаротушения — 91020.560062.152;

· Блок теплотехнического оборудования — 91020.560062.201;

· Блок вентиляции контейнера ГТД — 91020.560062.175;

· Комплексное воздухоочистительное устройство

· Дымовая труба с шумоглушителем — 91020.560062.153;

· Блок аварийного электропитания — 91020.560062.202;

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БГТЭС-20С.

(РН=760 мм рт. ст. ТН=+150С)

на номинальном режиме работы, топливо природный газ по ОСТ 51-40,
ГОСТ 5542, Hu=11958 ккал/кг

Номинальная мощность, кВт

Коэффициент полезного действия электрический, %

Номинальная частота электрического тока, Гц

Номинальное напряжение электрического тока, В

Удельный расход газа на кг/кВт*час

Давление топливного газа перед ГТЭС, кгс/см2

Температура топливного газа перед ГТЭС град. С

Номинальная частота вращения ротора силовой турбины, об/мин

Номинальная частота вращения ротора турбогенератора, об/мин

Выбросы Nox ( при 15% О2), мг/нм3

Эквивалентный уровень звука, дБ

· до капитального ремонта силовой турбины, ч

Марка применяемого масла

Безвозвратные потери масла, кг/час, не более

Время нормального запуска и нагружения, мин, не более

Масса БГТЭС-20С, т

Допустимые параметры окружающей среды:

· температура воздуха, градус С

· высота расположения ГТЭС над уровнем моря, м, не более

· относительная влажность при t=200 С, % , до

· сейсмическое воздействие по шкалеMSK-64,балл, не более

Показатели качества электроэнергии БГТЭС-20С

Установившиеся отклонения напряжения в установившемся тепловом состоянии при неизменной симметричной нагрузке в диапазоне мощности 25-100% номинальной мощности, %

Установившиеся отклонения частоты в установившемся тепловом состоянии при неизменной симметричной нагрузке в диапазоне мощности 25-100% номинальной мощности, %

Переходное отклонение напряжения при сбросе-набросе симметричной нагрузки 50 % номинальной мощности, %

Время восстановления, сек

Переходное отклонение частоты при сбросе-набросе симметричной нагрузки 50 % номинальной мощности, %

Время восстановления, сек

Для собственного электроснабжения БГТЭС-20С требуется переменный трехфазный ток напряжением 380В, 50Гц. Мощность электропитания для собственных нужд при работе с полной нагрузкой составляет до 200 кВт. Резервный источник питания: дизель-генератор мощностью 200 кВт (

Электростанция БГТЭС-20С соответствует современным требованиям к оборудованию такого типа согласно с международным стандартом ISO 9002. Особенностями БГТЭС-20С являются: возможность 100% сброса нагрузки с автоматическим выходом на режим «холостого хода» и 50% (10 МВт) наброса нагрузки. БГТЭС-20С обеспечивает работу как в автономном режиме, так и параллельно с внешней энергосистемой. Система автоматического управления обеспечивает функционирование БГТЭС-20С в автоматическом режиме, а также позволяет осуществлять управление станцией дистанционно с диспетчерского пункта.

Станция БГТЭС-20С имеет следующие показатели надежности:

· коэффициент технического использования — Кти = 0,98;

· коэффициент надежности пусков — Кп = 0,95;

· коэффициент надежности — Кг = 0,98.

Операционные характеристики БГТЭС-20С.

Длительность работы за год, ч

Расход топлива в год, тыс. м3

Расход масла в год, кг, не более

Расход воды в год, м3

Годовая выработка электроэнергии, млн. кВт

Электростанция БГТЭС-20С выпускается в блочно-контейнерном исполнении, транспортируется к месту назначения по частям (блоками) любым видом транспорта. Размещение станции возможно как в помещении, так и на подготовленных открытых площадках. Для установки и эксплуатации одной БГТЭС-20С в базовой комплектации на открытых площадках необходима площадь размером: длина L – 40,0 м., ширина B – 30,0 м.

Базовые цены при поставке БГТЭС-20С в базовой комплектации

Базовая цена $US

Блок теплотехнического оборудования

Блок вспомогательного оборудования

Блок вентиляции контейнера ГТУ

Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ).

Дымовая труба с шумоглушителем

Читайте также:  Как определить целесообразную мощность проектируемого производства

Блок аварийного электропитания

Базовая цена оборудования БГТЭС-20С на условиях EXW (Москва)

Удельная стоимость оборудования, $ US/кВт

Цена на поставку БГТЭС-20С в целом зависит от комплектности и условий поставки, и определяется контрактом на поставку. В зависимости от условий оплаты срок изготовления базового комплекта БГТЭС составляет 9…12 месяцев; срок монтажа –2 месяца.

По данным справочника Gas Turbine World Handbook средние цены мирового рынка на установки мощностью от 11 700 до 30 000 кВт франко-завод ( условия EXW по Инкотермс 2000) находится в пределах 333-618 $ US за кВт. Средняя удельная стоимость парогазовой установки мощностью от 56 600 до 100 000 кВт составляет 688 – 730 $ US за кВт.

ВАРИАНТЫ ПОСТАВКИ СТАНЦИИ.

Вариант поставки № 1.

Станция комплектуется одним или несколькими энергоблоками БГТЭС-20С в базовой комплектации. Количество энергоблоков определяется Заказчиком, в зависимости от величины требуемой мощности. Стоимость станции и ее технико-экономические характеристики определяются на основе вышеприведенных данных для одной БГТЭС-20С в базовой комплектации.

Вариант поставки № 2.

Для обеспечения комплексной выработки электрической и тепловой энергии и повышения эффективности использования топлива в комплект станции включается котел-утилизатор тепла выхлопных газов. По выбору заказчика поставка станции может осуществляться с водяным или паровым котлом-утилизатором. Стоимость станции и ее технико-экономические характеристики определяются в зависимости от типа котла-утилизатора.

Вариант поставки № 3.

Для обеспечения повышения эффективности использования топлива станция строится по парогазовому циклу (см. рис.1.). Основным генерирующим оборудованием БГТЭС-ТЭС являются два комплекта станции БГТЭС-20С. Тепло выхлопных газов в паровых котлах-утилизаторах преобразуется в пар, который приводит в действие паровую турбину мощностью 14,5 МВт. Паровая турбина служит приводом электрогенератора.

Операционные характеристики БГТЭС-20С в варианте поставки №3.

Источник



Определение мощности электроподстанций

date image2018-02-13
views image598

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

И линии электропередач

Определение мощности электроподстанций и линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимается равной 40 ¸ 60 % мощности проектируемой ТЭЦ, т.к. ТЭЦ обычно располагается в самом промышленном районе, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии, то есть Nп/ст =(0,4 ¸ 0,6) · NТЭЦ, МВт.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ равна сумме номинальных мощностей выбранных турбин:

NТЭЦ =∑ Nном = (80*1+100*1)=180 МВт

Nп/ст = 0,5*180 = 90 МВт

Определение длины линий электропередач

Длина линий электропередач принимается согласно ее мощности (табл.4)

Определение мощности тепловых сетей

Мощность тепловых сетей в данном расчете принимается равной суммарной тепловой нагрузке района, указанной в табл. (Исходные данные).

Обоснование выбора оборудования в раздельной схеме

Оборудование в раздельной схеме энергоснабжения включает в себя:

КЭС, районные котельные, промышленные котельные, ЛЭП, подстанции и тепловые сети.

Выбор оборудования КЭС

Конденсационная электростанция (КЭС) обычно располагается вне промышленного района, параметры оборудования на ней определяются нагрузками нескольких районов (в том числе и рассматриваемого). Поэтому из условия экономичности в качестве проектируемой КЭС выбирается одна из крупных современных КЭС в блочной компоновке. К установке на ней может быть принято от четырех до восьми крупных агрегатов (например: К-210-130, К-300-240 и т.п.).

Установленная электрическая мощность КЭС:

NКЭС = Nбл × nбл = 300*6 = 1800 МВт

где Nбл — номинальная электрическая мощность блока, МВт;

nбл — число блоков на КЭС.

Часть мощности проектируемой КЭС предназначена для электроснабже­ния рассматриваемого района, замещая по электрической мощности и энер­гии ТЭЦ.

Определение мощности электроподстанции и линии электропередач

Мощность подстанции и линии электропередач выбирается из условия передачи в район полезной электрической нагрузки в размере полезной нагрузки, которую может отпустить замещаемая ТЭЦ. С учетом в потерях электроэнергии на собственные нужды и в электрических сетях для раздельной и комбинированной схем энергоснабжения эта полезноотпускаемая мощность (и, следовательно, мощность линии электропередач) может быть принята равной: (1,02 ¸ 1,06) NТЭЦ.

Nп/ст = 1,06*180 = 190,8 МВт

Длина линии электропередач определяется по таблице 3 в соответствии с ее мощностью.

Определение мощности тепловых сетей

Мощность тепловых сетей принимается аналогично комбинированной схеме.

Расчет ИНВЕСТИЦИЙ В ФОРМЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИИ В комбинированнУЮ и раздельнУЮ схемЫ

Капитальные вложения рассчитываются по укрупненным показателям.

Расчет инвестиций в комбинированную

Схему энергоснабжения

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме (∑KK) определяются следующим образом:

Капитальные вложения в ТЭЦ (табл.4):

Ктэц =(86,0 + 37,55 + 40,8 + 2*27,15) *10 6 = 218,7 *10 6 руб

где K, K1k – капитальные вложения в первый турбоагрегат типа т и в первый котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

Читайте также:  Как увеличить мощность индукционной плиты

Кт, Kпт, Kк – капитальные вложения в последующие турбоагрегаты типа т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

Cм – коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;

Ст – коэффициент, учитывающий вид используемого топлива.

Капитальные вложения в пиковую котельную указаны в табл. 4;

Кпк = 10*10 6 руб

Капитальные вложения в тепловые сети рассчитываются по следующей формуле:

Кт.c. = (kт.c. от *Qч от + kт.с пр × Qч пр ), млн руб.,

Кт.c. =(82,5*290+50*340)*10 3 = 40,925 *10 6 руб

где: kт.с. от = 82,5×10 3 руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт.с. пр = 50,0×10 3 руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Капитальные вложения в линии электропередач рассчитываются по следующей формуле:

Клэп = (36*90+87,5*20)*10 6 = 4,990 млн.руб

где kп/ст – удельные капитальные вложения в подстанции, руб./МВт;

Nп/ст – передаваемая мощность (мощность линии электропередач), МВт;

kL – капитальные вложения на километр длины линии, руб/км;

L – длина линии электропередач, км.

Эти данные указаны в табл. 3.

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме

Kк=Ктэц+Кпк+Кт.с.+ Клэп = (218,7 + 10 +40,925 + 4,990) *10 6 = 274,615 *10 6 руб

Расчет инвестиций в форме капитальных вложений при раздельной

Источник

Назначение, мощность и виды трансформаторной подстанции

Расчетная мощность трансформаторной подстанции – основной эксплуатационный показатель распределительного устройства, определяющий эффективность его работы.

Назначение

Прежде чем понять, что такое мощность подстанции – следует разобраться с назначением этой энергетической установки. Трансформаторная подстанция (ТП) предназначается для получения, преобразования и последующего распределения энергии по потребительским нагрузкам. Входящее в ее состав электротехническое оборудование должно:

  • гарантировать бесперебойную поставку электроэнергии рядовому потребителю;
  • обеспечивать своевременное перераспределение мощности между конечными нагрузками;
  • предусматривать возможность расширения схемы (с учетом роста числа нагрузок).

Трансформаторная подстанция

В основу функционирования ТП заложен принцип понижения поступающего по высоковольтным линиям напряжения до приемлемого для поставки потребителю уровня (380 Вольт линейное и 220 Вольт – фазное). Основной функциональный показатель электроустановок типа ТП – их мощность, достаточная для гарантированного обеспечения электроэнергией без «проседания» напряжения в сети.

Достичь этого удается правильным выбором расчетных показателей как самого станционного оборудования, так и параметров распределительных линий с подключенными к ним нагрузками.

Трансформаторная подстанция

Устройство подстанций

Основным функциональным узлом ТП является понижающий трансформатор, для нормальной работы которого в составе подстанции предусмотрено следующее оборудование:

  • приборы высоковольтной защиты (разрядники и пробойники);
  • выключатели различного типа;
  • ограничители перенапряжения;
  • трансформаторы тока и напряжения;
  • линейные шинные секции;
  • приборы для снятия показаний и учёта электроэнергии.

Помимо этого любая подстанция содержит в своем составе устройства контроля, системы энергопитания для собственных нужд и другое вспомогательное оборудование.

Трансформаторная подстанция

Виды ТП

Известно множество разновидностей распределительных трансформаторных подстанций, различающихся по мощности, месту расположения и своему устройству. Среди них можно выделить следующие основные типы:

  • ТП мощностью до 40 кВт, используемые для подачи электроэнергии на небольшие объекты.
  • Мощные распределительные комплексы, применяемые для энергоснабжения городских микрорайонов и крупных предприятий.
  • Комплектные трансформаторные подстанции или КТП, построенные по модульному (блочному) принципу.

Дополнительная информация: КТП в свою очередь подразделяются на проходные и тупиковые, входящие в систему распределительных магистралей.

По месту своего расположения все известные виды ТП делятся на закрытые и открытые станционные установки. Примером второго типа являются мачтовые или столбовые трансформаторные преобразователи.

Трансформаторная подстанция

Основы расчета электрических подстанций

Исходные условия

Перед тем как рассчитать трансформаторную подстанцию потребуется учесть следующие моменты:

  • Показатель загруженности станционного оборудования определяется мощностью всех присоединенных к ТП электрических потребителей и потерями в распределительной сети.
  • Режим потребления приемников электроэнергии никогда не бывает постоянным.
  • Величина нагрузки в таких линиях все время меняется, что вызывает изменение потребляемой от ТП мощности.

Трансформаторная подстанция

Характер изменения нагрузки должен учитываться при расчете оборудования подстанции (включая параметры токопроводящих шин, силовых трансформаторов и преобразователей). Его необходимо принимать во внимание и при расчете величины тепловых потерь, диапазона изменения сетевого напряжения, а также при выборе приборов защиты и компенсирующих устройств.

Расчёт нагрузки

Перед расчетом трансформаторных подстанций следует знать, что их мощность «Р» определяется как сумма рабочих нагрузок на вводных шинах всех подключенных потребителей.

Важно! Этот показатель должен высчитываться с учетом фактора одновременности.

Последний вводится как поправочный коэффициент для действующих сетей напряжением 380/220 Вольт и приводится в специальных таблицах (смотрите ниже).

Читайте также:  Таблица мощностей трансформатора 220 кв

Схема коэффициента одновременности

Рассчитать мощность ТП для каждого участка линии – это значит учесть все однотипные нагрузки, подключаемые одновременно и с примерно одинаковыми значениями энергопотребления. Однако в реальной обстановке эти показатели распределяются совсем не так, что отражается в сезонных, годовых и суточных графиках.

Прекрасное подтверждение этому – величина реактивной мощности (как составляющая общего потребления), которая существенно возрастает в ночное время. Для большинства частных и государственных объектов это объясняется тем, что ночью включены газоразрядные лампы уличного освещения, а также дежурные осветители общественных зданий.

Трансформаторная подстанция

Дополнительная информация: При таком расчете также учитываются пиковые и несимметричные показатели потребления, связанные с мощными индуктивными нагрузками (электродвигателями, например).

Для энергоснабжения сельских населенных пунктов и садово-огородных товариществ, где преобладает смешанный тип нагрузки, вполне достаточно одной или двух трансформаторных подстанций ТП 10/0,4 кВ мощностью до 10 кВА. При выборе вида распределительного устройства для городских районов предпочтение отдается КТП со значением «Р» до160 кВА. Указанные рабочие показатели задаются главным образом мощностью используемых в ТП трансформаторов.

Особенности подсчета мощности трансформаторов

Типовые значения рабочих мощностей преобразовательных изделий строго стандартизированы и могут принимать только дискретные значения (от 25 до 1000 Ватт).

Для определения мощности подстанций, оснащенных типовыми трансформаторами, в первую очередь потребуется собрать данные о подключенных к ней линейных нагрузках. Прямое суммирование полученных результатов в данном случае неприемлемо, поскольку для получения корректного показателя важно распределение потребления во времени.

В многоквартирных домах оно зависит не только от времени суток, но и от сезона: зимой в квартирах включается множество электрообогревателей, летом – не меньшее количество вентиляторов и кондиционеров. Значения поправочных коэффициентов, вводимых для учета сезонности нагрузок для многоквартирных домов, берутся из специальных справочников.

Трансформаторная подстанция

Обратите внимание! Для расчета мощностей, потребляемых промышленными предприятиями, необходим учет особенностей работы технологического оборудования (в частности – знание графика его включении и выключения).

При этом принимаются в расчет режимы максимальной сетевой загрузки (при включении в них предельного числа потребителей – Sмакс). Необходимо учесть и потенциальное расширение производственных мощностей данного предприятия, а также возможность подключения дополнительных нагрузок.

Принимается во внимание и общее число размещенных на подстанции преобразователей (N), мощность каждого из которых рассчитывается по следующей формуле:

формула расчета мощности пускового тока трансформатора

Здесь Кз – коэффициент загрузки трансформаторного изделия, определяемый как отношение максимума потребляемой мощности к номиналу того же показателя.

Точное значение искомой величины находится затем из ряда дискретных значений от 25-ти до 1000 Ватт как ближайшее к ним.

Дополнительная информация: На практике доказано, что выбирать сильно заниженный Кз невыгодно из соображений экономии.

Рекомендуемые к применению значения коэффициента загруженности для разных категорий потребителей приведены ниже.

Категория потребителей Коэффициент загрузки
I 0,65-0,7
II 0,7-0,8
II 0,9-0,95

Данные этой таблицы действительны лишь при том условии, что выход из строя одного из станционных трансформаторов автоматически перераспределяет нагрузку на оставшиеся изделия. При этом каждый их них выбирается исходя из допустимой перегрузки (то есть с небольшим запасом по мощности).

Трансформаторная подстанция

Этот показатель ограничивается требованиями предприятия-изготовителя и определяет возможность длительных перегрузок в рабочих цепях трансформаторной подстанции.

Обратите внимание! В соответствие с требованиями ПУЭ и ПТЭЭП перегрузка трансформаторов в течение длительного времени (для синтетических и масляных диэлектриков) ограничена значением 5 процентов.

Для масляных изделий

Величина перегрузки, % 30 45 60 75 100
Длительность, мин 120 80 45 20 10

Для сухих образцов трансформаторов

Величина перегрузки, % 20 30 40 50 60
Длительность, мин 60 45 32 18 5

Из приведенных выше таблиц следует вывод, что трансформаторы с сухой изоляцией критичны к режиму перегрузки больше, чем масляные.

В заключительной части обзора отметим, что расчет трансформаторной подстанции по ее основному показателю (мощности) проводится с учетом следующих исходных данных и соображений:

  • количество всех подсоединенных к его шинам нагрузок;
  • принятие во внимание постоянного изменения их эксплуатационных параметров (как активных, так и реактивных);
  • допустимость перераспределения составляющих мощностей между отдельными потребительскими линиями в соответствие с возможностями входящего в их состав трансформаторного оборудования.

После того, как все эти факторы будут полностью учтены – расчет подстанции сводится к выбору нужных коэффициентов и простому суммированию скорректированных значений.

Источник