Курсовая работа: Проектирование электрической части электростанции

Министерство образования и науки Российской Федерации

Технический институт (филиал)

Федерального государственного автономного образовательного учреждения Высшего профессионального образования

"Северо-Восточный федеральный университет имени М.К. Аммосова"

в г. Нерюнгри

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Электрические станции и подстанции»

На тему: «Проектирование электрической части электростанции»

Выполнила: студент 3-го курса ЭС-15

Кушнир Е.А.

Поверил: Стар. препод. каф. ЭПиАПП Полынцев И.М.

Нерюнгри 2018г.

Таблица 1 - Задание на выполнение курсового проекта

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

1.1 Выбор генераторов

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Выбор мощности трансформаторов не блочной части схемы

2.2 Выбор мощности блочных трансформаторов

2.3 Выбор мощности рабочих ТСН не блочной части электростанции

2.4 Выбор мощности рабочих трансформаторов собственных нужд блочной части ТЭЦ

3. ВЫБОР ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО СПОСОБА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1 Выбор секционных реакторов

3.2 Выбор линейных реакторов

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ

4.1 Выбор схемы ОРУ 110 кВ

4.2 Выбор схемы ГРУ

4.3 Выбор электрической схемы РУ повышенного напряжения

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

5.1 Расчетная схема и схема замещения

5.2 Приведение сопротивлений элементов схемы к базисным величинам

5.3 Схемы связи источников с точкой кз

5.4 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

5.5 Определение параметров тока КЗ для точки К2

5.6 Расчет апериодической составляющей тока КЗ

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ

6.1 Выбор выключателей

6.2 Выбор разъединителей

6.3 Выбор жёстких шин

6.4 Выбор гибкого токопровода блока генератор-трансформатор

6.5 Выбор и проверка опорных изоляторов

6.6 Выбор и проверка проходных изоляторов

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1 Выбор трансформаторов тока

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ

Главная схема электрических соединений электростанции - совокупность основного электрооборудования (генераторов, трансформаторов, линий), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанций, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. Все элементы схемы и связи между ними выполняются согласно требованиям стандарта единой системы конструкторской документации (ЕСКД).

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними.

Рисунок 1.1 - Структурные схемы ТЭЦ: Рм.н. - мощность местной нагрузки; Рс.н. - мощность нагрузки собственных нужд

1.1 Выбор генераторов

Турбогенераторы выбирают по номинальной мощности и напряжению:

для неблочной части схемы 2 турбогенератора:

ТВФ - 120-2У3 с Рн = 100 МВт, Uн = 10,5 кВ [2].

Для блочной части схемы выбирают (генераторы мощностью более 60 МВт) 2 турбогенератора:

ТВФ-63-2У3 с Рн = 63 МВт, Uн = 10,5 кВ [2].

Таблица 2 - Паспортные данные турбогенераторов

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Выбор мощности трансформаторов не блочной части схемы

Мощность, передаваемую через трансформаторы, определяют с учетом различных значений cosц генераторов, потребителей собственных нужд и местной нагрузки:

Относительная максимальная нагрузка собственных нужд пылеугольной ТЭЦ не блочной схемы согласно таблице 2.1 [1]:

При cosц = 0,8 получают далее производят расчёт реактивной мощности:

Затем определяют мощность трансформатора:

В аварийном режиме при отключении одного генератора:

По справочнику выбирают 2 трансформатора ТДЦ 63000/110 с ВН 110 кВ, НН - 10,5 кВ [2] и проверяют по коэффициенту перегрузки. При ремонте или выходе из строя одного из трансформаторов второй берёт всю нагрузку на себя но не более 40% от номинальной мощности. По условию загрузки трансформатор должен быть загружен на 70% номинальной мощности.

2.2 Выбор мощности блочных трансформаторов

Относительная максимальная нагрузка собственных нужд пылеугольной ТЭЦ блочной схемы согласно таблицы 2.1 [1]:

Производят расчёт реактивной мощности:

Производят расчёт полной мощности генератора:

Мощность блочных трансформаторов определяется без учета нагрузки на собственные нужды:

По справочнику выбирают два трансформатора ТДЦ-80000/110, с ВН 121 кВ, НН - 10,5 кВ [2]. По условию загрузки получают:

2.3 Выбор мощности рабочих ТСН не блочной части электростанции

где, n - количество секций ЗРУ. Количество секций выбирают по категории надёжности электроснабжения (ТЭЦ относится к 1 категории), n = 3 секции.

По справочнику выбирают трансформатор ТДН - 10000/110 с ВН - 115 кВ, НН - 11 кВ [2]. По условиям загрузки и перегрузки получают:

2.4 Выбор мощности рабочих трансформаторов собственных нужд блочной части ТЭЦ

Мощность ТСН определяется по формуле:

По справочнику выбирают трансформатор ТДН- 10000/110 с ВН - 115 кВ, НН - 11 кВ [2].

3. ВЫБОР ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО СПОСОБА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Реакторы выбирают в зависимости от места их установки, по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

Для установки в ГРУ ТЭЦ применяют реакторы внутренней установки, для питания местных потребителей блочных ТЭЦ и на подстанциях - реакторы наружной установки, если они удовлетворяют условиям проверки.

3.1 Выбор секционных реакторов

При выборе секционного реактора LRK соблюдается следующая последовательность выбора:

Определяют число секций ГРУ;

В соответствии с числом секций ГРУ выбирают схему включения секционных реакторов;

Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки, кВ:

(10,5 ? 10,5) кВ

Номинальный ток реактора (или ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен, А:

где: - номинальный ток генератора, А;

- номинальная мощность генератора, кВ•А;

- номинальное напряжение генератора, кВ.

С точки зрения ограничения токов КЗ и поддержания более высокого уровня остаточного напряжения индуктивное сопротивление реактора должно быть наибольшим. Но в нагрузочном режиме это может привести к увеличению потерь напряжения и мощности в самом реакторе. При установке секционного реактора на ГРУ ТЭЦ, его сопротивление берут равным наибольшему значению из возможных, указанных в каталоге для намеченного типа реактора;

Определяют потери напряжения в реакторе при наибольшем перетоке мощностей между секциями:

где: - номинальное индуктивное сопротивление реактора, Ом;

- ток через реактор, соответствующий режиму наибольшего перетока мощности между секциями, А.

Эти потери не должны превышать 5 - 6 % Uном.

Следовательно, секционный реактор (внутренней установки) выбирается по максимальным по току, в справочнике [2]:

РБДГ 10-4000-0,18У3:

Реактор бетонный с горизонтальной установкой фаз. Номинальное напряжение Uном = 10 кВ, длительно допустимый ток при естественном охлаждении Iн = 4000 А, номинальное индуктивное сопротивление XномLR = 0,18 Ом.

3.2 Выбор линейных реакторов

Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки, кВ:

Номинальный ток реактора (или ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен. Для линейных реакторов, групповых реакторов на ТЭЦ, реакторов, установленных на ПС, LR, ток, А:

где - максимальная мощность нагрузки, подключенной через реактор.

Мощность одного ответвления:

Определяют потери напряжения в реакторе при наибольшем токе ветви, А:

где: - номинальное индуктивное сопротивление реактора, Ом;

- ток через реактор, соответствующий режиму наибольшего тока ветви, А.

Выбирают линейные реакторы типа РБСД 10-2Ч1000-0,56 У3.

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ

4.1 Выбор схемы ОРУ 110 кВ

Схемы РУ повышенного напряжения входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К ним подключаются потребители, потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд, т.е., в основном, все присоединения являются ответственными и большой мощности.

Схемы РУ повышенного напряжения составляют с учетом следующих требований:

Ремонт выключателей 110 кВ и выше производить без отключения присоединений;

Воздушную линию отключать от РУ не более, чем двумя выключателями;

Трансформаторы блоков отключать не более, чем тремя выключателями;

Отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы энергосистемы;

При отказе выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном - не более двух блоков, при этом не должны возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.

4.2 Выбор схемы ГРУ

К РУ 6 - 10 кВ ТЭЦ подключается несколько присоединений (генераторы и трансформаторы связи) и много линий, отходящих к местным потребителям.

Необходимо, чтобы схемы РУ 6 - 10 кВ удовлетворяли следующим требованиям:

Погашение секции сборных шин и отказ выключателя не должны приводить к перерыву электроснабжения ответственных потребителей;

Расширение РУ с увеличением местных нагрузок не должно приводить к изменению схемы и выполнению значительных строительных и монтажных работ.

Для указанных условий и требований наиболее рациональны схемы с одной или двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворить требование надежности схемы. При необходимости дальнейшего расширения новые линии присоединяют к существующим секциям или сооружают новые секции. Обходная система шин с обходным выключателем для ремонта выключателей в РУ 6 - 10 кВ не применяется.

Рисунок 4.1 - электрическая схема РУ

4.3 Выбор электрической схемы РУ повышенного напряжения

Схемы РУ повышенного напряжения (35 кВ и выше) входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К ним подключаются потребители потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд, т.е., в основном, все присоединения являются ответственными и большой мощности.

Схемы РУ повышенного напряжения составляют с учетом следующих требований:

1 Ремонт выключателей 110 кВ и выше производить без отключения присоединений;

2 Воздушную линию отключать от РУ не более, чем двумя выключателями;

Трансформаторы блоков отключать не более, чем тремя выключателями;