Электрическая часть КЭС - 1200 МВт

Некоммерческое  акционерное общество

«АЛМАТИНСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»

 

Кафедра Электрические станции, сети и системы

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа

 

 

Дисциплина:     Проектирование электрической части станций

 

Специальность 5В0718 – Электроэнергетика

 

Выполнил Павленко А.А.№ зачетной книжки 094033 Группа  ЭС-09-2

 

Руководитель: к.т.н. доцент Михалкова  Е.Г.

 

_______________________________«____»______________________20____г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2013

Содержание

1 Выбор структурных  схем………………………………………….….…3

2 Технико-экономическое  сравнение вариантов…………………..….…6

3 Расчет  токов короткого замыкания……………………………….…….9

4 Выбор коммутационной  аппаратуры……………………………….…15

1   Выбор генераторных выключателей………………………..…16

2. Выбор выключателей высокого напряжения…………………16
3. Выбор разъединителей РУ ВН…………………………………17
4. Выбор разрядников………………………………………..……17
5. Выбор измерительных приборов………………………………17

5 Выбор токоведущих  частей…………………………………………….19

1 Выбор трансформаторов  тока…………………………...………19

2 Выбор трансформаторов  напряжения………………………..…23

6 Выбор типов  релейной защиты………………………………………...25

1 Защиты  блока генератор – трансформатор…………………..…25

2 Защита  автотрансформаторов………………………………...…25

3 Защиты  трансформаторов собственных нужд…………….……26

4 Защита  шин………………………………………………….……26

5Защита ЛЭП………………………………………….……………26

7 Вывод……………………………………………………………….……27

8 Список  используемой литературы…………………………………..…28

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Выбор структурных схем

 

На основе исходных данных составляются два варианта структурной схемы КЭС. Выбирается основное оборудование электростанций, к которым относятся генераторы и трансформаторы. Для дальнейших расчетов из двух вариантов выбирается наиболее надежная и экономически целесообразная схема.

В соответствии с исходными данными  принимается к установке турбогенератор типа ТВВ-200-2А, основные технические данные которого приведены в таблице 5.1.

 

Т а б л  и ц а 5.1 – Параметры турбогенератора

 

Название	Частота, об/мин	Мощность, МВА	Напряжение,кВ	xʼʼd, от.ед.	cosφ	КПД, %
ТВВ-200-2А	3000	235	10,5	0,2	0,85	98,6

 

Построение графика нагрузки турбогенератора  в зимний и летний периоды,  необходимо для выбора трансформаторов.

 

 

Рисунок 5.1 – Графики нагрузки турбогенератора в зимний и летний периоды

 

 

Рисунок 1 –  Вариант № 1

 

Для первого  варианта рассматривается аварийный  режим, при котором переток максимален, если блок на 220 кВ будет выведен из строя. Для этого варианта нужно поставить 3 однофазных автотрансформатора связи 167 МВт. Этот выбор объясняется полученным перетоком в 116 МВт в аварийном режиме, чтобы покрыть нагрузку на 220 кВ.

                                                     (1)

 

Т а б л  и ц а 1.1 – Параметры трансформатора

 

Название	Uк, %	ΔPк.з, кВт	ΔPхх, кВт	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АОДЦТН-167000/500/220	11,5	315	90	11	35	21,5

 

 

 

Блочные трансформаторы на 220 кВ  выбираются исходя из ВН и  НН и коэффициенту загрузки .

Для этого  напряжения выбираем трансформатор 

 

Т а б л  и ц а 1.3 – Параметры трансформатора

 

Название	Uк, %	ΔPк.з, кВт	ΔPхх, кВт	Rт	Xт
ТДЦ-250000/220	11	600	207	0,8	7,7

 

                                                    (2)

 

Проверяется по коэффициенту загрузки по формуле (1)

Блочные трансформаторы на напряжение 500 кВ

 

Т а б л  и ц а 1.4 – Параметры трансформатора

 

Название	Uк, %	ΔPк.з, кВт	ΔPхх, кВт	Rт	Xт
ТДЦ-250000/500	13	590	205	0,2	7,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выбор основного  оборудования для второго варианта

 

Рисунок 2 –  Вариант № 2

 

Для второго  варианта выбирается автотрансформатор связи на 500 МВА.

По формуле (1)

 

Т а б л  и ц а 1.5 – Параметры трансформатора

Название	Uк, %	ΔPк.з, кВт	ΔPхх, кВт	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АТДЦТН-500000/500/220	12	1050	220	11	35	21.5

 

Блочные трансформаторы выбираются аналогично первому варианту, разность будет лишь в их количестве.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Технико-экономическое сравнение  вариантов

Технико-экономическое  сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов  между различными напряжениями, определения  мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют  несколько схем.

 При выполнении  расчёта исключаем капиталовложения  на закупку генераторов и трансформаторов  СН, т.к. их типы одинаковы в  обоих вариантах.

Экономически  целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат

                                                           (3)

      где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

             р_н – нормативный коэффициент экономической эффективности

                     капиталовложений, равный 0,12;

             И_а – амортизационные отчисления;

             И_о – издержки на обслуживание;

             И_пот – потери.

 

  Капиталовложения на отдельное оборудование обоих вариантов представлены в табл. 2.1. При расчёте ОРУ 500 кВ учтено то обстоятельство, что при установке генератора на шины высокого и среднего напряжений стоимость ОРУ увеличивается на 30 %.

 

 

Т а б л  и ц а 2.1- Технико-экономическое сравнение

 

Оборудование	Первый вариант			Второй вариант
	Стоимость единицы, млн.тг.	Количе- Ство единиц, шт.	Общая стоимость, млн.тг.	Стоимость единицы, млн.тг.	Количе- ство единиц, шт.	Общая стоимость, млн.тг.
ОРУ 500 кВ	530	1	530	530	1	530
ОРУ 220 кВ	370	1	370	370	1	370
ТДЦ-250000/ 500	650	4	2600	650	4	2600
ТДЦ-250000/220	550	2	1100	550	1	550
ТВМ-200	300	6	1800	300	6	1800

Окончание таблицы 2.1

 

АТДЦТН-500000/500	-		-	-	730	1	730
АТДЦТН-167000/500	400		3	1200	-	-	-
Общая стоимость, млн.тг.		7600			6580

 

Рассчитываются  годовые потери по формуле 4

                                             (4)

где ΔР_хх – потери холостого хода;

      ΔР_кз – потери короткого замыкания;

      S_н – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

      S_м – максимальная нагрузка трансформатора;

      Т – число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

      τ – число часов максимальных  потерь, при Т = 5000 час., τ = 3500 час.

 

Потери в блочных трансформаторах ТДЦ-250000/220

Потери в блочных трансформаторах ТДЦ-250000/500

Потери в  автотрансформаторах связи АТДЦТН –500000/500 (для второго варианта)

Потери в  автотрансформаторах связи АТДЦТН – 167000/500 (для первого варианта)

 

 

 

 

 

 

 

	Вариант 1				Вариант 2
Трансформатор	Потери 1 тр-ра, 103 кВт*ч	Кол-во	Стоимость кВт*ч	Всего в тг. 103 кВт*ч	Потери 1 тр-ра, 103 кВт*ч	Кол-во	Стоимость кВт*ч	Всего в тг. 103 кВт*ч
ТДЦ-250000/220	5799,17	2	11	127581,74	6337,537	1	11	69712,907
ТДЦ-250000/500	3344,03	4	11	147137,32	5872,72	4	11	147137,32
АТДЦТН – 500000/220	-	-	-	-	2571,53	1	11	28286,83
АТДЦТН – 167000/500	1221,59	3	11	40312,17	-	-	-	-
Итого, в тг. 103 кВт*ч	315031,23				245137,057

 

 

Считается H_а и Н_о

Возьмем , что (H_а + Н_о)=(10-15)% от капитальных затрат

 

Для первого  варианта

 

(H_а + Н_о)=0,12*7600=912 млн.тг..

 

Для второго  варианта

 

(H_а + Н_о)=0,12*6580=789,6 млн.тг.

 

Подводится  общий итого всех затрат по формуле (3)

 

Для первого  варианта

 

млн.тг.

 

Для второго  варианта

млн.тг

Согласно  проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение системы нужно выбрать вариант № 1, так как разница в цене не большая, но второй вариант проигрывает по надежности и эксплуатации оборудования. Вследствие этого выбирается вариант № 1.