Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Томский политехнический университет

Электротехнический институт

Электроэнергетика

Кафедра "Электрические станции"

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Электрическая часть электростанций и электроснабжение потребителей»

ПРОЕКТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Руководитель проекта: Коломиец Н.В.

Исполнитель: студент гр.9а21 Галанов С.В.

Томск-2005 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Исходные данные

1. Выбор турбогенераторов

2. Баланс мощностей

3.Выбор главных схем электрических соединений электростанции

4. Выбор реакторов

5. Выбор блочных силовых трансформаторов

6. Выбор автотрансформаторов связи

7. Технико-экономическое сравнение вариантов

8. Выбор расчётного присоединения

9. Расчёт режимных токов

10. Выбор электрических аппаратов

11. Выбор гибких шин и токопроводов

12. Основные технические решения

Заключение

Литература

Введение

Электростанция - это предприятие или установка, предназначенная для производства электроэнергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции разделяют на тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные и др.

Целью данной работы является проектирование ТЭЦ - теплофикационная электростанция. Этот вид электростанций относится к тепловым и предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть нагрузок выдается в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычное генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении.

Исходные данные для проектирования

Турбогенераторы

Число турбогенераторов	5
Номинальная активная мощность, МВт.	63
Номинальное напряжение обмотки статора, кВ.	6,3
Коэффициент расхода на собственные нужды, %	10
Число часов использования максимальной нагрузки, час.	7000

Нагрузки

	Нагрузка 1	Нагрузка 2	Нагрузка 3	Нагрузка4
Напряжение, кВ	10	10	110	110
Максимальная мощность одной линии, МВт	3	5	25	18
Число линий с Рmах.	12	10	4	10
Коэффициент одновременности	0,75	0,75	0,85	0,85
Коэффициент мощности	0,87	0,87	0,8	0,8

Энергосистема

Напряжение, кВ	Мощность короткого замыкания, МВ*А	Коэффициент ударный, о.е
220	5000	1,8

1. Выбор турбогенераторов

электростанция трансформатор токопровод

Выбор турбогенераторов производим по:

Исходному напряжению;

Исходной мощности.

Таким образом, выбираем генераторы типа ТВФ-63-2ЕУ3, ТВФ-110-2ЕУ3 [1, стр. 76, табл. 2.1].

Таблица 1

ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Маркировка	ТВФ-63-2ЕУ3	ТВФ-110-2ЕУ3
Номинальная активная мощность, МВт	63	110
Номинальная полная мощность, МВА	78,75	137,5
Номинальное напряжение выводов, кВ	10,5	10,5
Коэффициент мощности	0,8	0,8
Номинальный ток, кА	4,33	7,56
Сверхпереходное сопротивление, о.е.	0,1361	0,189

2. Баланс мощностей

а) Установленная мощность электростанции:

,

где - число генераторов на электростанции,

,

,где - коэффициент мощности генератора,

,

.

б) Нагрузка потребителей:

Нагрузка 1

,

где - коэффициент одновременности,

- количество линий с заданной мощностью,

- активная мощность одной линии,

.

Нагрузка 2

,

,

.

Нагрузка 3

,

,

.

Нагрузка 4

,

,

.

в) Суммарная мощность, отдаваемая внешним потребителям:

,

,

.

г) Баланс мощности в нормальном режиме, который составляет резерв станции

,

где - расход мощности на собственные нужды электростанции, составляет 10% от установленной мощности.

,

,

д) Потребность в аварийном резерве при выходе из работы наиболее мощного генератора ()

,

где - расход мощности на собственные нужды отключаемого генератора, составляет 4% от мощности генератора.

,

,

,

,

,

.

Знак «+» свидетельствует о том, что резерв мощности в аварийном режиме заложен на электростанции.

3. Выбор главных схем электрических соединений электростанции

Схема №1

Схема №2

4. Выбор реакторов

Секционные реакторы выбираем исходя из условий

Uном Uуст;

Iном (0,50,7)Iнг;

Схема 1: Uном 10,5 кВ

Iном 0,5(IномG1*63 + IномG2*63)

Iном 0,5(4,33+4,33)

Iном 4,33 кА;

Выбираем реактор РБСДГ 10-2*2500-0,35У3 [1, стр. 352, табл. 5.15].

Схема 2: Uном 10,5 кВ

Iном 0,5(IномG1*63 + IномG1*110)

Iном 0,5(4,33+7,56)

Iном 5,945 кА;

Выбираем реактор РБСДГ 10-2*2500-0,35У3 [1, стр. 352, табл. 5.15].

Токоограничивающие реакторы выбираем исходя из условий:

Uном Uуст;

Iном Iнагр;

LR1, LR3:

Выбираем реактор РБ 10-1000-0,14У3 [1, стр. 340, табл. 5.14].

LR2, LR4:

Выбираем реактор РБ 10-1600-0,14У3 [1, стр. 342, табл. 5.14].

5. Выбор блочных силовых трансформаторов

Выбор производим исходя из условий:

- по напряжению установки Uуст Uном;

- по мощности Sтреб Sном, где Sтреб = SG;

В семе 1 и 2 трансформаторы входят в блоки с однотипными генераторами мощностью 110 МВт, поэтому и трансформаторы будут однотипными: Uном нн 10,5 кВ;

Uном вн 110 кВ;

Sтреб = SG = 137,5 МВА;

Sном 137,5 МВА.

Выбираем трансформаторы типа ТДЦ-250000/150 [1, стр. 154, табл. 3.7.]. Параметры: Sном = 250 МВА; ДРх = 170 кВт;

Uном вн = 165 кВ; ДРк вн-нн = 640 кВт;

Uном нн = 18 кВ; Iх = 0,5 % = 0,0005 о.е.

Uк вн-нн = 11 %; Цена: 284 тыс. руб.

6. Выбор автотрансформаторов связи

Выбор автотрансформаторов производим исходя из условий:

- по напряжению установки Uуст Uном;

- по наибольшему перетоку мощности через обмотку НН АТ;

Схема 1. Для расчёта принимаем режим, когда один автотрансформатор и один (самый мощный) генератор выведены из строя. Предполагаем, что это режим максимальной загрузки обмотки НН АТ. Отключаем G1*110.

nАТ = 2 - количество автотрансформаторов связи;

Кпер - коэффициент возможной допустимой

перегрузки автотрансформатора, принимаем

40 %, тогда Кпер = 1,4.

Для расчёта Sсн треб принимаем аналогичный режим, т.е. отключены АТ2 и G2*110. В этом случае

Тогда



Выбираем автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110 [1, стр. 156, табл. 3.8].

Параметры автотрансформаторов:

Sном = 125 МВА; Sнн = 63 МВА;

Uном вн = 230 кВ; ДРх = 65 кВт;

Uном сн = 121 кВ; ДРк вн-сн = 315 кВт;

Uном нн = 10,5 кВ; Iх = 0,4 % = 0,0004 о.е.;

Uк вн-сн = 11%; Цена: 195 тыс.руб.

Uк вн-нн = 45%;

Uк сн-нн = 28%;

Схема 2. Для расчётов принимаем режимы, аналогичные расчётам схемы 1.

Отключаем G1*110:

Отключаем G3*110:

Выбираем автотрансформаторы типа АТДЦТН-200000/220/110 [1, стр. 157, табл. 3.8]. Устанавливаем по 2 автотрансформатора в параллельное соединение для обеспечения необходимой пропускной способности по низкой стороне.

Параметры автотрансформаторов:

Sном = 200 МВА; Sнн = 80 МВА;

Uном вн = 230 кВ; ДРх = 105 кВт;

Uном сн = 121 кВ; ДРк вн-сн = 430 кВт;

Uном нн = 10,5 кВ; Iх = 0,45 % = 0,00045 о.е.;

Uк вн-сн = 11%; Цена: 270 тыс.руб.

Uк вн-нн = 32%;

Uк сн-нн = 20%;

7. Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение вариантов производится по минимуму приведённых затрат.

Подсчёт капитальных затрат производим в виде таблиц. К расчёту принимаем вариант с наименьшими затратами.

Стоимость генераторов не учитываем, т.к. эта составляющая присутствует в обоих вариантах схем. Также не учитываем реакторные выключатели и реакторы.

Общее описание электротехнического оборудования.

Табл. 1. Основное электротехническое оборудование.

тип	Обозначение на схеме	Каталожные данные	Стоимость, тыс. руб.
		Рхх, кВт	Рк, кВт
			вн-сн	вн-нн
ТДЦ-250000/150	Т1, Т2, Т	170	-	640	284
АТДЦТН-125000/220/110	АТ1, АТ2	65	315	-	195
АТДЦТН-200000/220/110	АТ1, АТ2	105	430	-	270

Определение стоимостных показателей выключателей.

· для РУ повышенных напряжений:

Табл. 2. Стоимости ячеек выключателями для ОРУ.

Напряжение и место установки	Схемы электрических соединений	Тип аппарата	Стоимость ячейки, Тыс. руб.
РУ СН 110 кВ	2 рабочие ССШ+обходная	ВВШ-110-25/2000У1	42,6
РУ ВН 220 кВ	1 рабочая секционированная ССШ+обходная	ВВБ-220Б-31,5/2000У1	82

· для блочных генераторных выключателей (блочные выключатели выбираем приближённо по номинальным параметрам генераторов).

Табл. 3. Предварительный выбор блочных генераторных выключателей [1, стр. 230, табл. 5.1].

Тип генератора	Тип выключателя	Параметры (каталожные)
		Uном, кВ	Iном, кА	Стоимость, Тыс. руб.
ТВФ-110-2ЕУ3	МГУ-20-90/9500У3	20	9,5	4,84
ТВФ-63-2ЕУ3	МГУ-20-90/6300У3	20	6,3	4,51

Табл. 4. Итоговая таблица по выключателям.

Место установки, коммутируемый элемент	Стоимость единицы, тыс. руб.	Количество	Полная стоимость
		Схема 1	Схема 2	Схема 1	Схема 2
РУ ВН 220 кВ	82	4	6	328	492
РУ СН 110 кВ	42,6	18	17	766,8	724,2
ТВФ-110-2ЕУ3	4,84	3	3	14,52	14,52
ТВФ-63-2ЕУ3	4,51	2	2	9,02	9,02

Определение характеристик для силовых (авто)трансформаторов.

· Определение числа часов планового ремонта и числа часов работы (авто)трансформаторов в году.

Траб = 8760 - Трем. пл.

Выбираем Трем. пл по [1, стр. 488, 498, табл. 8.8, 8.17].

Табл. 5. Продолжительность работы и плановых ремонтов в году для силовых (авто)трансформаторов.

Тип (авто)трансформатора	Номинальная мощность, МВА	Трем. пл, час.	Траб, час.
ТДЦ-250000/150	250	45	8715
АТДЦТН-125000/220/110	125	30	8730
АТДЦТН-200000/220/110	200	30	8730

· Определение числа часов использования максимальной нагрузки для (авто)трансформаторов и времени максимальных потерь.

Принимаем время использования максимальной нагрузки Тmax = 7000 час., тогда время максимальных потерь фmax = 5600 час. [1, стр. 546, рис. 10.1].

Расчёт приведённых затрат.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:

;

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн = 0,12 [1/год] - нормативный коэффициент экономической эффективности;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб/год.

Капиталовложения определяются при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе (авто)трансформаторов; определяют по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы.

К = Ктр + КQ; где Ктр - затраты на силовые трансформаторы, тыс. руб.;

КQ - затраты на выключатели, тыс. руб.;

Ксх1 = 2*248+2*195+328+766,8+14,52+9,02 = 2076,34 тыс. руб.;

Ксх2 = 284+4*270+492+724,2+14,52+9,02 = 2603,74 тыс. руб.;

Годовые эксплуатационные издержки И определяются по формуле:

где ра, р0 - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

ра = 6,4%; р0 = 2%;

в = 0,6 коп/(кВт*ч) - стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии;

ДW - потери электроэнергии, кВт*ч;

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе:

где Рхх - потери мощности холостого хода, кВт;

Рк - потери мощности короткого замыкания, кВт;

Smax - расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Тmax - продолжительность работы трансформатора, час;

Потери электроэнергии в автотрансформаторе:

Потери короткого замыкания в каждой обмотке:

Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих (авто)трансформаторах:

ЗСХ1 < ЗСХ2, поэтому для дальнейшего расчёта выбираем схему №1.

8. Выбор расчётного присоединения

Для дальнейшего подробного рассмотрения и расчёта выбираем фрагмент схемы G1*110 - ГРУ - линейный реактор (LR3; LR4).

9. Расчёт режимных токов

Для дальнейшего выбора аппаратуры (силовой и измерительной) необходимо рассчитать токи, протекающие по выбранным присоединениям:

· в нормальном (максимальном) режиме;

· в аварийном режиме (КЗ) - наибольшие токи режимов;

Расчёт максимального продолжительного режима (необходим для выбора аппаратуры по номинальному току).

Iг = Iг ном = 7,56 кА;

Расчёт режимов КЗ.

В данном случае требуется расчёт трёхфазного КЗ. В некоторых случаях токи однофазного КЗ больше токов трёхфазного. Однако на присоединениях генераторного напряжения этого не происходит. Удалённая нагрузка в расчётах не учитывается. На последнем этапе расчётов учитывается положение силового выключателя относительно места КЗ с целью определения максимальных токов, протекающих через выключатель.

Схема замещения:

Принимаем базисные величины:

Sб = 1000 МВА;

UбI = 10,5 кВ;

UбII = 115 кВ;

UбIII = 230 кВ;

Параметры схемы замещения:

EГ110* = EГ63* = 1,13 - принимаемая величина;

EС* = 1 [2, стр. 130, табл. 3.3];

EГ63экв* = 1,13*2 = 2,26;

EН1/2* = EН2/2* = 0,85;

где XР = 0,14 - сопротивление реактора [1, стр. 340, табл. 5.14];

где XР = 0,35 - сопротивление реактора [1, стр. 352, табл. 5.15];

Принимаем

Преобразуем схему:



Для определения токов по ветвям рассчитываем коэффициенты токораспределения:

С = 1 - абсолютная величина;

Исходя из первого закона Кирхгофа:

СГ110 + СЭКВ = С, т.е. СГ110 + СЭКВ = 1, тогда СЭКВ = 1 - СГ110;

СЭКВ = 1 - 0,604 = 0,396;

Для генератора:



Для реакторов:

где kуд - ударный коэффициент.

10. Выбор электрических аппаратов

Проверка выбора реакторов:

· по электрической стойкости:

LR3: 0,194 < 63 кА; где по [1, стр. 340, табл. 5.14];

LR4: 0,194 < 37 кА; где по [1, стр. 342, табл. 5.14];

· по термической стойкости:

где тепловой импульс тока;

минимальное время срабатывания релейной защиты;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

LR3:

[1, стр. 340, табл. 5.14];

LR4:

[1, стр. 342, табл. 5.14];

IТЕР [кА] - ток термической стойкости;

tТЕР [с] - допустимое время действия тока термической стойкости;

Таким образом, реакторы проходят проверку.

Выбор выключателей:

Условия выбора выключателей:

· по напряжению установки Uуст Uном;

· по длительному току Iнорм Iном; Imax Iном;

· по электродинамической стойкости IП0 Iдин; iу iдин;

где iдин - наибольший пик тока;

Iдин - действующее значение периодической составляющей предельного тока КЗ;

Табл. 6. Выбор выключателей.

Место установки	Тип	U, кВ	Iном, кА	IП0, кА	Iуд, кА
G1*110	МГУ-20-90/9500У3	20	9,5	60	300
LR3	ВМП-10-20/1000У3	10	1	20	52
LR4	ВМПЭ-11-1250-20Т3	11	1,25	20	52

Табл. 7. Дополнительные данные по выключателям.

Тип	tо.в., с	tс.в., с	Iоткл ном, кА	Iтер, кА	р, %
МГУ-20-90/9500У3	0,8	0,15	90	105	20
ВМП-10-20/1000У3	0,3	0,09	20	20	--
ВМПЭ-11-1250-20Т3	0,3	0,07	31,5	31,5	--

Проверка выбора выключателей.

· по отключающей способности: iу iвкл; IП0 Iвкл;

где Iвкл - номинальный ток включения;

iвкл - наибольший пик тока включения;

Заводами-изготовителями соблюдается условие iвкл = 1,8** Iвкл;

где Ку = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей;

Для генератора: Iвкл = 60 кА; 3,321 < 60;

iвкл = 152,7 кА; 8,064 < 152,7;

Для LR3: Iвкл = 20 кА; 0,08 < 20;

iвкл = 50,9 кА; 0,194 < 50,9;

Для LR4: Iвкл = 31,5 кА; 0,08 < 31,5;

iвкл = 80,2 кА; 0,194 < 80,2;

· по отключению апериодической составляющей тока КЗ:

Момент отключения выключателем тока КЗ:

где минимальное время срабатывания релейной защиты;

собственное время отключения выключателя;

Для генератора:

Для LR3:

Для LR4:

Апериодическая составляющая тока КЗ:

где Та = 0,115 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

Для генератора:

Для LR3:

Для LR4:

Номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключённом токе для времени ф:

Должно выполняться условие:

Для генератора: 1,179 < 25,456 кА;

Для LR3: 0,048 < 28,284 кА;

Для LR4: 0,057 < 44,548 кА;

· по термической стойкости:

где тепловой импульс тока;

минимальное время срабатывания релейной защиты;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Для генератора:

1,379 < 44100 кА2*с;

Для LR3:

0,001 < 1600 кА2*с;

Для LR4:

0,001 < 3969 кА2*с;

Выбранные выключатели удовлетворяют всем условиям.

Выбор разъединителей.

Разъединители выбираются исходя из условий:

- по напряжению установки

- по току

- по электродинамической стойкости предельный сквозной ток;

- по термической стойкости

Табл. 8. Выбор разъединителей.

Место установки	Тип	Параметры	U, кВ	Imax(ном), кА	Iуд(пред. скв.), кА	Вк(Iтер2*tтер), КА2*с
Генератор	РВР-20/8000У3	расч.	10,5	7,56	8,064	1,379
		кат.	20	8	320	62500
LR3	РВ-11/1000Т2	расч.	10,5	0,894	0,194	0,001
		кат.	11	1	100	6400
LR4	РВР-III-12/2000Т3	расч.	10,5	1,245	0,194	0,001
		кат.	12	2	85	3969

[1, стр. 260, табл. 5.5];

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Выбор производим исходя из условии:

- по напряжению установки

- по току

Табл. 9. Выбор измерительных трансформаторов тока.

Место установки	Тип	Uном, кВ	Imax, кА	Класс точности
		расч.	кат.	расч.	кат.
Генератор, генераторный выключатель	ТШ20-У3	10,5	20	7,56	8	0,5
Выключатель LR3	ТЛ10-IУ3	10,5	12	0,894	1	0,5
Выключатель LR4	ТЛ10-IУ3	10,5	12	1,245	1,5	0,5

[1, стр. 294, табл. 5.9];

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Выбор производим исходя из условий:

- по напряжению установки

- по вторичной нагрузке

Вторичной нагрузкой являются измерительные приборы, установленные на вторичной обмотке трансформатора.

Буквенное обозначение приборов:

PV - показывающий (стрелочный) вольтметр;

PW - показывающий (стрелочный) ваттметр;

PVA - показывающий (стрелочный) варметр;

PI - счётчик активной энергии;

PK - счётчик реактивной энергии;

UP - датчик активной энергии;

UQ - датчик реактивной энергии;

PSV - регистрирующий вольтметр;

PSW - регистрирующий ваттметр;

Табл. 10. Расчёт вторичной нагрузки.

Место установки	Приборы	Тип	Количество	Р, Вт	Q, ВАр
Генератор	PV	Э-379	2	2	--	54,43
	PW	Д-335	1	6	--
	PVA	Д-335	1	6	--
	PI	И-681	1	4	9,7
	UP	И-681	1	4	9,7
	UQ	И-681	1	4	9,7
	PSV	Н-393	1	10	--
	PSW	Н-388	1	10	--
ГРУ	PV	Э-379	2	2	--	12
	PSV	Н-393	1	10	--

Генератор: Uуст = 10,5 кВ;

= 54,43 ВА;

Выбираем трансформатор типа НОМ-10-66У3;

Uном = 11 кВ;

Sном = 75 ВА; [1, стр. 328, табл. 5.13];

ГРУ: Uуст = 10,5 кВ;

= 12 ВА;

Выбираем трансформатор типа НОМ-15-77У4;

Uном = 15 кВ;

Sном = 75 ВА; [1, стр. 328, табл. 5.13];

11. Выбор гибких шин и токопроводов

- для цепей генератора выбираем пофазно-экранированный токопровод типа ГРТЕ-10-8550-250 на номинальное напряжение 10,5 кВ, номинальный ток 8,55 кА, электродинамическую стойкость 250кА; [1, стр. 540, табл. 9.13];

- для шин ГРУ выбираем жёсткий токопровод. Максимальный ток, протекающий по ГРУ в нормальном режиме: По максимальному току выбираем медные шины коробчатого типа размером 175*80*8 мм. с допустимым током Iдоп = 8,55 кА. [1, стр. 398, табл. 7.6];

12. Основные технические решения

Для РУ 220 кВ и 110 кВ выбираем схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин с одним выключателем на присоединение. Для РУ 110 кВ секционируем обе системы сборных шин. Для ГРУ выбираем одну секционированную систему сборных шин с равномерным распределением присоединений по мощности.

Заключение

В ходе проведенной работы была спроектирована электрическая часть электростанции с заданными параметрами аппаратов. Наряду с силовой частью электростанции была выбрана и коммутационная, как-то: включатели, разъединители; а также измерительная аппаратура: измерительные трансформаторы тока и напряжения. Схема электростанции была спроектирована, исходя из необходимости обеспечения необходимой мощности внешним потребителям, а также исходя из требований по надежности электроснабжения. Вся аппаратура была выбрана в соответствии с предъявляемыми требованиями, такими как: пропускная способность, вырабатываемая мощность, номинальное напряжение, электродинамическая и термическая стойкость. В результате была спроектирована полноценная электростанция как с технической, так и экономической стороны.

Литература:

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электростанций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

Размещено на Allbest.ru