Электротехника \ Электрическая часть станций и подстанций

Проектирование электрической части ТЭЦ с установленной мощностью проектируемой установки 780 МВт

Страницы работы

15 страниц (Word-файл)

Скачать файл

Фрагмент текста работы

Омский Государственный Технический Университет

Кафедра ЭсПП

Пояснительная записка к курсовому проекту

по курсу: “ Электрическая часть станций и подстанций ”

Шифр: Т-780-3-9-50-13-39

Выполнил студент

группы Э-416

Сайфутдинов Р.Н.

Проверил:

Вендерович Г.А.

Омск-1999

Введение__________________________________________________________2

Задание к работе____________________________________________________3

Выбор вариантов структурной схемы ЭУ_______________________________4

Выбор силовых трансформаторов_____________________________________6

Выбор схем РУ_____________________________________________________11

Технико-экономический расчет_______________________________________14

Расчет токов КЗ____________________________________________________17

Выбор шин________________________________________________________26

Выбор изоляторов__________________________________________________29

Выбор токоограничивающих реакторов________________________________30

Выбор выключателей________________________________________________31

Выбор разъеденителей_______________________________________________33

Выбор ТТ__________________________________________________________34

Выбор ТН__________________________________________________________36

Используемая литература_____________________________________________38

Введение

Проектирование электрической части электростанций и подстанций представляет собой процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению связанный с производством расчетов, оптимизацией объекта в целом и его фрагментов.

Особенности ТЭЦ:

1. Строится вблизи потребителей тепловой энергии

2. Обычно работает на привозном топливе

3. Большую часть вырабатываемой электроэнергии выдает потребителям близлежащих районов на генераторном напряжении

4. Низкоманевренны

5. Имеют относительно высокий суммарный КПД--60-70%

Задание к работе

1. Проектируемая электроустановка – ТЭЦ

2. Установленная мощность проектируемой установки – P_Y= 780 МВт.

3. Схема подключения проектируемой ЭУ к энергосистеме:

Рис.1: Схема подключения проектируемой ЭУ к энергосистеме.

4. Параметры системы

U_C= 220 кВ

Система С1: S_Н= 7200 МВА, I”=28 кА;

Система С2: X_*= 1.3 о.е., I”= 26 кА;

ЛЭП: L1=230 км, L2=260 км.

5. Максимальная нагрузка первого потребителя электроэнергии составляет 50% от P_Y

6.
Отрасль промышленности первого потребителя – металлургия цветная, второго – машиностроение.

Рис.2.Суточный график нагрузок агрегатов станции

Выбор вариантов структурной схемы ЭУ.

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи ( трансформаторные или автотрансформаторные ) между РУ и состав блоков генератор – трансформатор. Выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим критериям.

Генераторы: ТВФ – 63-2У3-8 шт,

ТВВ-100-2ЕУ3-1шт,

ТВВ-110-2ЕУ3-2шт.

Рис.3. Структурная схема ЭУ ( I вариант ).

ΣP_СТ= 824 МВт = 8*63+100+2*110

Генераторы: ТВФ – 63-2У3-7шт,

ТВВ-110-2ЕУ3-2шт,

ТВВ-160-2ЕУ3-1шт.

Рис.3. Структурная схема ЭУ ( II вариант ).

Мощность собственных нужд составляет 5% от P_Y и P_СН= 40 МВт

Выбор силовых трансформаторов.

Расчет перетоков мощности.

Расчет перетоков мощности между ГРУ-10 кВ и ОРУ-220 кВ производится для выбора трансформатора связи.

Мощность перетока считаем по формуле:

P_ПЕР= ΣP_{ГРУ-10 кВ}-P₁-P_СН,

где ΣP_{ГРУ-10 кВ}– суммарная мощность генераторов на ГРУ-10 кВ;

P₁ – мощность первого потребителя;

P_СН – мощность СН, забираемая с ΣP_{ГРУ-10 кВ.}

Мощность перетока S_пер в каждый час сведена в таблице 1 для I варианта.

Таблица 1

t,ч	Pг, %	Pген	Pсн, МВт	P1, МВт	Pпер	Sпер,мва
0-1	80	403,2	20,2	370	13	15,3
1-2	80	-	-	-	-	-
2-3	80	-	-	-	-	-
3-4	80	-	-	-	-	-
4-5	80	-	-	-	-	-
5-6	80	-	-	-	-	-
6-7	80	403,2	20,2	-	13	15,3
7-8	100	504	25,2	370	108,8	128
8-9	100	-	-	390	88,8	104,5
9-10	100	-	-	390	88,8	104,5
10-11	100	-	-	390	88,8	104,5
11-12	100	-	-	370	108,8	128
12-13	100	-	-	390	88,8	104,5
13-14	100	-	-	-	-	-
14-15	100	-	-	-	-	-
15-16	100	-	-	-	-	-
16-17	100	-	-	390	88,8	104,5
17-18	-	-	-	370	108,8	128
18-19	-	504	25,2	-	108,8	128
19-20	100	453,6	22,7	-	108,8	128
20-21	90	-	-	-	60,9	71,6
21-22	90	-	-	-	60,9	71,6
22-23	90	-	-	-	60,9	71,6
23-24	90	453,6	22,7	370	60,9	71,6

II вариант:

Таблица 2

t,ч	Pг, %	Pген	Pсн, МВт	P1, МВт	Pпер	Sпер,мва
0-1	80	353	17,7	370	-35	-41
1-2	80	-	-	-	-	-
2-3	80	-	-	-	-	-
3-4	80	-	-	-	-	-
4-5	80	-	-	-	-	-
5-6	80	-	-	-	-	-
6-7	80	353	17,7	-	-35	-41
7-8	100	441	22,1	370	48,9	57,6
8-9	100	-	-	390	28,9	34
9-10	100	-	-	390	28,9	34
10-11	100	-	-	390	28,9	34
11-12	100	-	-	370	48,9	57,6
12-13	100	-	-	390	28,9	34
13-14	100	-	-	-	-	-
14-15	100	-	-	-	-	-
15-16	100	-	-	-	-	-
16-17	100	-	-	390	28,9	34
17-18	-	-	-	370	48,9	57,6
18-19	-	-	-	-	48,9	57,6
19-20	100	441	22,1	-	48,9	57,6
20-21	90	397	19,9	-	7,1	8,4
21-22	90	-	-	-	7,1	8,4
22-23	90	-	-	-	7,1	8,4
23-24	90	397	19,9	370	7,1	8,4

I вариант:

Формула (1) Sср.кв= =92,2 МВт

Предварительно выбираем трансформатор

ТДЦ – 125000/220

Определяем коэффициент начальной загрузки

трансформатора:

формула (2) K₁=1/S_Т.НОМ=0,33

коэффициент аварийной перегрузки:

формула (3) K₂^/=1/S_Т.НОМ

по таблице 1.36 из [2] находим:

К_2
ТАБЛ =0.98

Выбранный трансформатор ТДЦ – 125000/220

проходит по условиям аварийной перегрузки.

Вариант II

Формула (4) Sср.кв= =39,7 МВт

Предварительно выбираем трансформатор

ТРДН – 63000/220.

Определяем коэффициент начальной загрузки:

Формула (5) K₁=1/S_Т.НОМ=0,55

Коэффициент аварийной перегрузки:

Формула (6) ) K₂^/=1/S_Т.НОМ =0,91

Коэффициент максимальной перегрузки:

Формула (7) K_МАХ=57,6/63=0,91

По таблице 1.36 из [2] находим:

K₂_ТАБЛ =1.36

Выбранный трансформатор ТРАН – 63000/220 проходит по условиям аварийной перегрузки.

Трансформаторы блочные для обоих вариантов рассчитываем по формуле (8)

Для генераторов : ТВВ – 100-2ЕУ3- ТДЦ – 125000/220

ТВВ-110-2ЕУ3- ТРДЦН – 160000/220

ΣP_{ГРУ-10 кВ} ТВВ-160-2ЕУ3 – ТРДЦН – 200000/220

Выбор схем РУ

При выборе схем РУ должны учитываться требования гибкости и надежности, простоты и экономичности схемы, возможность расширения и условия гражданской обороны. По возможности следует применять типовые схемы электрических соединений электростанций и подстанций, рекомендованные проектными институтами.

Для ОРУ-220 кВ принимаем схему с двумя секционированными системами сборных шин и с обходной системой шин.

ГРУ-10 кВ – одинарная секционированная кольцевая система шин.

Здесь две схемы

Сравнительный технико-экономический расчет

Наиболее экономичным вариантом при выборе числа и мощности генераторов, трансформаторов является тот, который обеспечивает минимальное значение приведенных затрат

З = Е_Н˙К+И , где И – годовые издержки ( руб./год ),

К – капиталовложение в электростанцию,

Е_Н – нормативный коэффициент нормативности капиталовложений , Е_Н=0.12

Таблица 3

Оборудование	Стоим. Оборудования, тыс.руб	вариант
		I		II
		Кол-во ед-ц (штук)	Общая стоимость тыс.руб.	Кол-во ед-ц (штук)	Общая стоимость тыс.руб.
1. Генераторы			3130		2920
ТВФ-63-2У3	260	8		7
ТВВ-100-2ЕУ3	350	1
ТВВ-110-2ЕУ3	350	2		2
ТВВ-160-2ЕУ3	40			1

2.Трансформаторы			1096		1046,2
ТРДН-63000/220	119,6			2
ТРДЦН-125000/220	186	3
ТРДЦН-160000/220	206	2		2
ТРДЦН-200000/220	206			1

3. Ячейки ГРУ	9	8	72	7	63

4.Секционный реактор	24,5	8	196	7	206,92

5.Ячейки ОРУ	88	10	880	10	880

ИТОГО			5374		5116,1

Все данные из {2}.

Годовые издержки производства:

И = И_И+И_О+И_ПОТ

Ф(9) – издержки на амортизационные отношения, где а – норма амортизационных отношений а=0.064

И_А1=0.064·5374=344 т.р.,

И_А2=0.064· 5116.1=327.5 т.р.

И_О= (в·к/100) – ежегодные расходы на обслуживание,

где в – норма затрат на обслуживание, в = 3%

И_О1=0.03·5374=161.22 т.р.

И_О2=0.03·5116.1 т.р.

И_ПОТ=βΔА – удельные издержки на потери ,

β = 20 коп/кВт·час

ΔА=ΔА_Т – потери энергии в трансформаторах

ΔА_Т=n·ΔP_X · 8760+(1/n) ·ΔP_X· (S_C_Р.КВ/S_НОМ)²·τ,

где n-число трансформаторов

Т_MAX=(Σ P_i·t_i)/P_MAX – время максимальных нагрузок

По рис.7 определяем

Ф(10)

По рис.8 определяем:

Ф(10)

Ф(11)

Ф(12)-время максимальных потерь в трансформаторе,

Ф(13)

Ф(14)

Потери энергии в трансформаторах связи:

Ф(15,16)

Потери энергии в блочных трансформаторах:

Ф(17,18)

ΔА₁=7449.84 МВт·ч/год ;

ΔА₂=6722.23 МВт·ч/год.

И_ПОТ1=0.2·7449.84=1489 т.р./год

И_ПОТ2=0.2·6722.23=1344 т.р./год

З₁=0.12·5374+(1489+112.21+359.07)=2605 т.р.

З₂=0.12·5116.1+(1344+110.75+354.41)=2423 т.р.

В результате проведенного технико-экономического видно, что полные приведенные затраты во втором варианте меньше. Предпочтение отдаем второму варианту.

Расчет токов КЗ

Расчет токов к.з. проводится для:

1. Проверки шин и аппаратов по условию электродинамической и термической устойчивости

2. Выбора токоограничивающих элементов

3. Проверки и выбора устройств релейной защиты.

Расчет ведем для 3-х фазного к.з. по приближенному методу в относительных единицах.

Сопротивления элементов приводим к одним базисным условиям.

За базисную мощность принимаем Sб=1000 МВт