Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

Челябинский энергетический колледж имени С.М. Кирова

Защищено__________________________

руководитель проекта ___________В.В.Николаева

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ТЭЦ – 180 МВТ

Пояснительная записка к курсовому проекту

По дисциплине: «Электрооборудование электрических станций сетей и систем

КП. 140206. 5-05. 180. ПЗ

Руководитель проекта _______________   В.В.Николаева

Разработал студент      _______________  А.А.Курьин

Нормоконтролер          _______________  С.В. Сединкина

2008

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Выбор основного оборудования на станции                                                     4

2 Выбор главной схемы станции                                                                           6

3 Выбор трансформаторов                                                                                     7

4 Выбор электрических принципиальных схем РУ разных напряжений        10

5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ                             11

6 Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции

7 Расчёт токов короткого замыкания                                                                  15

8 Выбор реакторов                                                                                                23

9 Выбор аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей                      24

10 Выбор электрооборудования в цепи генератора                                        29

11 Выбор электрооборудования по номинальным параметрам для остальных цепей                                                                                                          32

12 Выбор РУ 10 кВ.                                                                                               33

Список литературы                                                                                              34

Приложение                                                                                                          35

Введение

Перспективы развития электроэнергии России.

Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики  в перспективе до 2020 года является:

1.                 надежное энергоснабжение населения и экономики страны;

2.                 Сохранение целостности и развития Единой энергосистемы России интеграция ЕЭС с другими энергетическими объединениями на Евразийском континенте ;

3.                 Уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.

Прирост потребности в генерирующей мощности и обновление оборудования намечается осуществлять введением следующих мероприятий:

1)                продолжение эксплуатации следующих действующих ГЭС, АЭС и значит ТЭЦ и заменой только основных узлов и деталей оборудования станций.

2)                Достройка энергообменников находящихся в высокой степени готовности .

3)                Сооружение новых объектов.

4)                Техническое перевооружение ТЭЦ с заменой оборудования.

Район проектируемой нами станции характеризуется по скорости ветра, относится ко 2 зоне, где ветер достигает 25 м/сек, толщина стенки льда на проводах достигает 10 мм.

Район имеет среднюю газоактивность 40- 60 часов.

1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА СТАНЦИИ

1.1 Выбор генераторов

Согласно заданию на курсовой проект выбираю:

3 генератора типа ТВФ - 60-2

технические характеристики сносим в таблицу 1.1

Таблица 1.1-Технические характеристики генератора

1.2 Выбор турбин

Для привода генераторов выбираем две турбины типа ПТ-60/75-130/18 и технические характеристики сносим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2-Технические характеристики турбин

1.3 Выбор парогенераторов

Выбор парогенераторов производится:

- по типу тепловой схемы – блочная схема

Рисунок 1.1- блочная тепловая схема станции

-                     по производительности пара т/час исходя из условия ДД.

Выбираем три парогенератора типа Е-420-140

и технические характеристики сносим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3.-Технические характеристики парогенератора

2 ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

2.1 Вариант 1

Рисунок 2.1- Структурная схема станции, вариант 1

2.2 Вариант 2

Рисунок 2.2 – структурная схема станции, вариант 2

3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

Выбор трансформаторов для первого варианта

3.1 Выбор трансформаторов связи Т1-Т2

Согласно НТП трансформаторы связи выбирают по четырём режимам

- если с шин РУ-10 кВ потребляется максимальная мощность:

                        (3.3)

где: ΣSг – суммарная мощность генераторов, подключённых к шинам РУ-10кВ

ΣSс.н. – мощность собственных нужд данных генераторов

                                             (3.4)

- если с шин РУ-10 кВ потребляется минимальная мощность

                         (3.5)

- ремонтный режим – вывод в ремонт генератора G3

                   (3.6)

                      (3.7)

- аварийный режим – выход из строя одного из трансформаторов связи

где: -наибольшая мощность из четырёх расчётных режимов

кп=1,4 - коэффициент аварийной перегрузки

Выбираем два трансформатора типа ТРДН-63000-220/10

3.2. Выбор автотрансформаторов связи Т2, Т3

Согласно НТП трансформаторы связи выбирают по четырём режимам

- если с шин РУ-10 кВ потребляется максимальная мощность:

                        (3.3)

где: ΣSг – суммарная мощность генераторов, подключённых к шинам РУ-10кВ

ΣSс.н. – мощность собственных нужд данных генераторов

                                             (3.4)

- если с шин РУ-10 кВ потребляется минимальная мощность

                         (3.5)

- ремонтный режим – вывод в ремонт генератора G2

                   (3.6)

                      (3.7)

- аварийный режим – выход из строя одного из трансформаторов связи

где: -наибольшая мощность из четырёх расчётных режимов

кп=1,4 - коэффициент аварийной перегрузки

Выбираем два трансформатора типа ТРДН-63000-220/10              [7]

3.3. Выбор блочного трансформатора Т1:

Выбираю блочный трансформатор типа: ТДЦ-80000/220/10

4 ВЫБОР ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ СХЕМ РУ РАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

На напряжении 220 кВ выбираем схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Схема применяется для РУ с большим числом присоединений. Как правило обе системы шин находятся под напряжением при фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при К.З. на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QА и только половина присоединений. Если повреждение устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Данная схема в достаточной степени надежна.

Недостатками этой схемы являются:

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно к.з. на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Схема приведена на рисунке 4.1  

На напряжении 10 кВ выбираем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем и токоограничивающим реактором, которые служат для ограничения тока к.з. на шинах.

Схема приведена на рисунке 4.2

Рисунок 4.1- схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

Одинаковые элементы схемы в сравниваемых вариантах из расчёта можно исключить, так как у них будут одинаковые затраты

Определим капитальные затраты вариантов

Таблица 5.1 – капитальные затраты

5.1. Определяем приведённые затраты для первого варианта

Расчётные приведённые затраты определяются по выражению:

                    (5.1)

где: И1 - стоимость потерянной электроэнергии за год.

5.2. Определить стоимость потерянной электроэнергии за год.

                        (5.2)

β=1,5руб./кВт*ч – стоимость 1кВт*ч потерянной электроэнергии для Сибири

Определение потерь мощности в двухобмоточном трансформаторе

где: Рхх – потери холостого хода трансформатора, кВт;

Т=Тгод.*Трем. – число работы трансформатора в год;

Тгод=8760час.;

Трем.=600час.; - время ремонта;

Рк  - потери короткого замыкания трансформатора, 265 кВт;

где: Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, 63000 кВА;

τмах – условное время максимальных потерь, определяется по

кривым τмах=f(Тмах)= 3500

                          (5.3)

Определить затраты на амортизацию и обслуживание станции.

                           (5.4)

где: РА% и РО% - нормы отчисления на амортизацию и на обслуживание; 

К – стоимость трансформаторов и ячеек электрооборудования;

5.3 Определяем приведённые затраты для второго варианта

5.4 Сравниваем затраты первой и второй схемы

                      (5.6)

Выбираем схему первого варианта, так как разница между ЗПР.1 и ЗПР.2 <5% и с экономической точки зрения вариант схемы №2 не целесообразен.

6 ВЫБОР СХЕМЫ И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

6.1 Выбираем рабочие ТСН по условию:

                      (6.1)

где: kс=0,8 – коэффициент спроса для ТЭЦ;

Sс.н. – мощность собственных нужд генератора;

Выбираем три ТСН типа ТМНС-40000/10/6,3,         [7]

ТМН- 4000/10/6,3

Включая к Т1 со стороны обмотки НН,

Схема собственных нужд станции приведена на рисунке 6.1

Рисунок 6.1- главная схема станций

7 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

7.1 Определить параметры расчетной схемы.

Определить базисные значения.

Sc= 7000 мВА; l=160 км; X*C= 0.98

Рисунок 7.1 – расчётная схема

7.2 Составить схему замещения

Рисунок 7.2- схема замещения

7.3 Определить параметры схемы замещения.

Определить базисный ток:

Страницы: 1, 2