Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Дипломный проект: 142 c., 12 рис., 21 табл., 10 источников, 2 прил.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ГТУ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

Объектом разработки является проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 180 МВт с установкой газовой надстройки 110 МВт.

Цель работы заключается в принятии оптимальных решений при проектировании электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: обоснована необходимость расширения ЭС; выбор основного тепломеханического оборудования и тепловой схемы; выбор основного электрооборудования и разработка вариантов выдачи энергии; разработана главная схема электрических соединений; произведен расчет токов короткого замыкания; выбор релейной защиты, автоматики и КИП электрооборудования станции; выбраны электрические аппараты, токоведущие части и измерительные трансформаторы; произведен анализ электродинамической стойкости гибких шин ОРУ 110 кВ; выбрана схема питания собственных нужд; выбрана компоновка, конструкции распределительных устройств; изложен вопрос по охране труда на ЭС; осуществлен расчет технико-экономических показателей проектируемой ЭС.

Областью возможного практического применения дипломного проекта являются проектные институты Республики Беларусь.



ВВЕДЕНИЕ

Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии - теплоту, свет, механическую и химическую энергию, обеспечивает высокую степень автоматизации. Комфортные условия на рабочем месте, при ее использовании не загрязняется окружающая среда. На применении электричества основано использование принципиально новых, прогрессивных технологических процессов, высокоэффективных машин и механизмов, обеспечивающих всестороннюю механизацию.

Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом используются теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения, достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением, то есть выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ вырабатывается 50 % всей электроэнергии, вырабатываемой в Беларусь.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. Размещение ТЭЦ непосредственно в крупных промышленных центрах повышают требования к охране окружающей среды.

Установленная мощность энергосистемы Беларуси составляет примерно 8500 МВт. Одной из проблем белоруской энергетики является выработка ресурса оборудования, и не менее важно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новые установки старого образца принципиально ничего не решит.

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельный расход топлива. Этот этап продолжался бесконечно не может, потому что оборудование вышло на сверхкритические параметры.

Одной из первой задач в планах развития энергосистемы является модернизация и расширение уже существующих электростанций, оборудование которых уже отработало значительно больше нормативного срока и по своим технико-экономическим показателям не соответствует современным требованиям.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части ТЭЦ. Так же рассматриваются вопросы выбора теплового оборудования, релейной защиты и автоматики, охраны труда и расчет технико-экономических показателей электрической станции.

Основные электрические станции Беларуси не могут находиться в маневровом режиме, для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время, необходимы какие-то другие источники энергии. Для этой цели можно использовать промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровом режиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65 % новых электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире, основываются на использовании парогазовых установок и газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям традиционные пылеугольные паротурбинные станции. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности. На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине или для отпуска пара на промышленные или теплофикационные нужды.

1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАСШИРЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, то есть выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла. Радиус действия мощных городских ТЭЦ снабжения горячей водой для отопления не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при высокой начальной температуре на расстояния до 30 км.

ТЭЦ является действующей электростанцией и обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и потребителей города и пригородного поселка.

В настоящее время на ТЭЦ в эксплуатации находятся два энергоблока с развитой системой теплофикации, ОРУ 110 кВ и химводоочистка.

Теплофикационные энергоблоки ТЭЦ включают в себя котлоагрегаты БКЗ-320-140ГМ, турбоагрегаты ПТ-70-130/13, ПТ-60-130/13, Р-50-130/13, трехфазные турбогенераторы ТВФ-60-2У3 с водородным охлаждением, предназначенные для выработки электрической энергии.

Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная с двумя башенными градирнями площадью 3200 м² и циркуляционньми насосами типа Д-12500-24 производительностью 12500 м³/час и напором 24 м вод. ст.

Основным топливом ТЭЦ является природный газ (70 %), резервным - мазут (30 %). Для запаса мазута построены три резервуара ёмкостью 30000 тонн каждый. Природный газ подается по газопроводу на газораспределительный пункт (ГРП), откуда он распределяется по энергоблокам.

Котельный агрегат БКЗ-320-140ГМ имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и отпускной конвективной шахты, соединенных в верхней части переходным горизонтальным газоходом, предназначен для получения перегретого пара при сжигании газообразного и жидкого топлива. Схема испарения двухступенчатая, циркуляция - естественная. Котельный агрегат оснащен:

- двумя вентиляторами ВДН-25 производительностью 452 тыс. нм³/час и напором 770 мм вод. ст.;

- двумя дымососами ДОД-25.5 ГМ производительностью 585/680 тыс. нм³/час и напором 384/523 мм вод. ст.;

- двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями РВП-68Г диаметром 6800 мм;

- двумя дымососами рециркуляции газов ГД-5007 с подачей 156 тыс. нм³/час и напором 500 мм вод. ст.;

- двумя питательными электронасосами ПЭ-380-200-2 производительностью 380 м⁵/час и напором 2190 м вод. ст.;

- одним деаэратором ДСП-1000 с аккумуляторным баком емкостью 100 м³ и деаэрационной колонкой производительностью 1000 м³/час.

Конструктивно турбоустановки ПТ-60-130/13 и ПТ-70-130/13 представляет собой одновальные двухцилиндровые агрегаты. Турбина типа Р-50-130 одноцилиндровая с противодавлением номинальной мощностью 50 МВт.

На ТЭЦ установлены следующие трансформаторы: трансформаторы блоков (Т1, Т2,) типа ТРДН-63000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный с дутьевым охлаждением и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой); трансформатор блока Т3 типа ТРДН-80000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с дутьевым охлаждением и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой).

Резервный трансформатор СН (РТСН) типа ТДН-16000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха и регулировкой под нагрузкой).

Выдача мощности осуществляется на напряжении 110 кВ и 10 кВ.

Для ОРУ 110 кВ применена схема выдачи мощности с двумя рабочими и обходной системами шин. Станция связана с системой мощностью 4500 МВ·А с помощью трех линий электропередач.

Планируется расширение существующей ТЭЦ добавлением газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 110 МВт, с газовой турбиной, которые приводят в действие турбогенератор. Также планируется установка комплектного распределительного устройства (КРУ) 10 кВ для питания местных потребителей электрической энергии.

Газотурбинная установка с котлом-утилизатором (ГТУ с КУ) - одна из самых перспективных и широко используемых в энергетике установок, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Перспективность использования ГТУ связана с их высокой энергоёмкостью, автономностью, не требующей подвода дополнительной энергии и большим моторесурсом. Компактность ГТУ позволяет производить их в блочно-модульном исполнении, облегчая условия монтажа и обслуживания.

Эксплуатационные издержки мощной современной ГТУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ГТУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.

Одной из главных причин перспективности ГТУ является использование природного газа - топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ - это лучшее топливо для энергетических ГТУ - основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальние расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в жидком виде, как сжиженный природный газ (LNG - Liquefied Natural Gas). Таким топливом, например, пользуются для ПГУ в Японии и Южной Корее.

Парогазовые установки могут также работать при использовании в ГТУ тяжелого нефтяного топлива, сырой нефти, побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей.

При расширении ТЭЦ вводим в эксплуатацию блок ГТУ мощностью 110 МВт.

Устанавливаем в главном корпусе электростанции ГТУ в составе:

- газовой турбины типа ГТЭ-110 электрической мощностью 110 МВт производства ОАО «Рыбинские моторы» НПО «Сатурн» - один комплект;

- парового котла-утилизатора типа П-91 - один комплект.

Газовая турбина ГТЭ-110 с частотой вращения ротора 3000 об/мин, предназначена для привода генератора ТВФ-110-2ЕУ3 мощностью 110 МВт.

Котёл-утилизатор подключаются к существующей дымовой трубе. Установка ГТУ позволит не только увеличить выработку электрической энергии на ТЭЦ, но и удовлетворить потребности в тепловой энергии развивающегося населенного пункта, увеличив при этом КПД станции.

Критерием принятия решения о расширении станции ГТУ служит снижение затрат на производство электроэнергии и тепла, т. е. минимум приведенных затрат на производство тепловой и электрической энергии.

Кроме того при установке ГТУ расширяется круг потребителей. Появляется возможность увеличения числа линий электропередач. Повышается надежность электроснабжения.



2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ СТРОИТЕЛЬСТВА СТАНЦИИ

Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т. д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта. Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции. Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико-экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род топлива.

Место сооружения ТЭЦ определяется перспективами развития экономического района: планируемой потребляемой мощностью тепловой и электрической энергии, стоимостью и продолжительностью сооружения, экономичностью эксплуатации, расстоянием до потребителя энергии и до места добычи топлива и др. При проектировании ТЭЦ стремятся приблизить к месту потребления тепловой энергии. Передача электроэнергии при напряжении 110 кВ производится на расстояние более 150 км, транспорт горячей воды до 35 км и пара на 8-12 км. Расстояние ТЭЦ от потребителя определяет и источник водоснабжения, способ золошлакоудаления, расстояние до золошлакоотвала, качество и вид сжигаемого топлива.

Выбор площадки для строительства ТЭЦ и компоновка сооружений и зданий определяются НТП ТЭС и ТС. При этом учитываются размещение объектов на выбранной или отведённой для строительства санитарной территории и перспективы развития района. Выбор площадки должен согласовываться с проектной организацией, выполняющей планировку в данном административно-экономическом районе.

При выборе площадки для строительства ТЭЦ учитываются следующие основные требования:

- Максимальное приближение площадки к месту добычи топлива и источникам водоснабжения, обеспечивающим надёжную и экономичную работу станции. Площадка ТЭЦ выбирается с учётом затрат на транспорт тепловой энергии.

- Близость расположения ТЭЦ к источникам топлива с учётом имеющихся транспортных возможностей: транспорт твёрдых топлив с большим балластом экономически оправдан для расстояний до 150-200 км, природного газа - при наличии магистральных газопроводов на небольшом расстоянии от ТЭЦ, мазута при возможности доставки по трубопроводам или по железной дороге.

- Площадка ТЭЦ должна иметь достаточные размеры для размещения основных и вспомогательных сооружений исходя из нормы 0,01-0,03 га/МВт и желательно, чтобы она была прямоугольной формы при соотношении сторон 1:2 или 2,5:4.

- Территория ТЭС должна иметь прочный грунт и допускать давление строительных объектов до 0,2-0,25 МПа. Грунт не должен состоять из твёрдых скальных пород, плывунов, что увеличивает стоимость оснований. При выборе площадки для строительства ТЭЦ учитывается вечная мерзлота, сейсмичность района и т. п.

- Грунтовые воды должны иметь уровень на 3-4 м ниже уровня планировки здания, то есть не выше уровня залегания фундаментов здания и оборудования и низа подвалов. Это снижает затраты на гидроизоляцию подземных частей здания и сооружений. Химический состав грунтовых вод не должен вызывать коррозии подземных частей зданий и сооружений.

- Протяжённость путей связывающих ТЭЦ с железной дорогой и автострадой не должна превышать 10 км. Кроме того, учитывается наличие местных строительных материалов: леса, песка, кирпича и др., возможность удобного вывода линий электропередачи, трубопроводов пара и горячей воды, шлакозоловой пульпы, технической, санитарной, ливневой канализации, возможность сооружения высоких дымовых труб.

Совокупность этих требований может быть выполнена на основании топографических, геологических, гидрологических, климатических, метеорологических и других изысканий. При выборе площадки выполняют сравнение технико-экономических показателей различных вариантов. Расходы на отчуждение территории ТЭЦ (застройку участка, снос зданий и сооружений, наличие полезных ископаемых, плодородных земель) должны быть минимальны.

Для размещения проектируемой ТЭЦ необходима строительная площадь около 3,6 гектар, из расчета 0,01-0,03 га/МВт. При этом не учитывается территория, на которой размещены: склад топлива, железнодорожные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы, которые выносятся за пределы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ размещается вблизи центра тепловых нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При этом учитывается дальнейший рост электрической нагрузки, роза ветров и требования норм санитарной безопасности.

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИИ

Генераторы и трансформаторы относятся к основному электрическому оборудованию электростанций. Их параметры, а также количество агрегатов выбирается в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового оборудования. Наметим схемы, в которых оно будет работать.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки разного напряжения, наличия потребителей и расположения электростанции по отношению к источнику топлива или потребителям. При разработке главной схемы электрических соединений возникают варианты, подлежащие анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономического варианта, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяет несколько схем.

Разработка вариантов схем выдачи мощности.

Согласно заданию (рисунок 3.1) нагрузка выдается на напряжении 10 кВ и 110 кВ.

Рисунок 3.1 - Исходные данные к дипломному проекту



Структурная схема выдачи электроэнергии станцией до расширения ее парогазовой установкой показана на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Структурная схема станции до расширения

Разработаем 2 варианта структурной схемы станции при ее расширении парогазовой установкой и в технико-экономическом сравнении этих вариантов определим наиболее экономичный. Разработанные схемы представлены на рисунках 3.3 и 3.4.

Рисунок 3.3 - Схема выдачи мощности № 1



Рисунок 3.4 - Схема выдачи мощности № 2

Схемы разработаны, исходя из заданной нагрузки и уровня напряжения потребителей, а также из соображений экономичности и надежности электроснабжения.

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения. В исходном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 110 кВ.

При выборе генераторов руководствуемся следующими соображениями:

- все генераторы принимаются одинаковой мощности;

- число генераторов должно быть не менее 2 и не более 8;

- единичная мощность генератора не должна превышать 10 % установленной.

На ТЭЦ до расширения установлены 3 одинаковых генератора ТВФ-60-2ЕУЗ, которые работают в комплекте с турбинами ПТ-70-130/13, ПТ-60-130/13 и Р-50-130/13. Расширение электрической станции производится установкой ГТУ в одновальном исполнении с турбиной, которая является приводом синхронного генератора мощностью

Параметры установленных генераторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Технические данные турбогенераторов

Тип	Pном, МВт		Sном, МВ·А	Uном, кВ
ТВФ-60-2УЗ	60	0,8	75	10,5	0,195
ТВФ-110-2ЕУ3	110	0,8	137,5	10,5	0,189

3.1 Выбор трансформаторов:

Вариант № 1.

Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их назначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на каждом из напряжений.

Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора.

Трансформаторы Т1 = Т2 выбираем исходя из условия:

,(3.1)

где - соответственно расчетная и номинальная мощность трансформатора, МВ·А. Расчёт будем вести для режима минимальных нагрузок.

Режим минимальных нагрузок:



Наибольший поток будет протекать в режиме минимальных нагрузок:

МВ·А.

С учётом возможного увеличения нагрузки на напряжении 110 кВ и, соответственно, с ростом потоков мощности, протекающих через трансформаторы по [2], окончательно выбираем двухобмоточные трансформаторы Т2, Т3 ТРДН-63000/110.

Трансформатор Т3 работает в блоке с генератором ТВФ-60-2У3, полная мощность которого равна 75 МВА.

Следовательно, его мощность должна быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТРДН-80000/110.

Трансформатор Т4 работает в блоке с генератором ТВФ-110-2У3, полная мощность которого равна 137,5 МВА.

Следовательно, его мощность должна быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТДЦ-160000/110.

Таким образом для генераторов Г1 и Г2 ТВФ-60-2УЗ, работающих в блоке с трансформаторами выбираем трансформаторы типа ТРДН-63000/110 с параметрами: S_ном = 63000 МВ·А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_ном = 50 кВт, U_к = 10,5 %.

Для генератора Г3 ТВФ-60-2УЗ, работающего в блоке с трансформатором выбираем трансформатор типа ТРДН-80000/110 с параметрами: S_ном = 80000 МВ·А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_ном = 58 кВт, U_к = 10,5 %.

Для генератора ГТУ ТВФ-110-2ЕУ3 выбираем трансформатор типа ТДЦ-160000/110 с параметрами: S_ном = 160 МВ·А, U_вн = 121 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_х = 125 кВт, U_к = 11 %.

Выбор основного электротехнического оборудования и его состав для блоков 1, 2, 3 и 4 будет аналогичен первому варианту схемы выдачи мощности. Во втором варианте предлагается запитать потребительское КРУ 10 кВ от шин 110 кВ через 2 трансформатора.

Выберем оборудование для второго варианта схемы. Трансформаторы Т5 = Т6 выбираем исходя из условия:

,(3.2)

где - соответственно расчетная и номинальная мощность нагрузки и трансформатора, МВ·А.

Наибольший поток будет протекать в режиме максимальных нагрузок на КРУ 10 кВ: МВ·А. Возможность длительной перегрузки одного из трансформаторов связи при отключении параллельного трансформатора учтём, разделив расчётную мощность на коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,4. МВ·А. По [2], окончательно выбираем двухобмоточные трансформаторы Т5, Т6 ТРДН-63000/110 с параметрами: S_ном = 63 МВ·А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_х = 50 кВт, U_к = 10,5 %.



3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Напряжение СН принимаем 6 кВ. Напряжение источника не совпадает с генераторным, поэтому собственные нужды запитываются от трансформаторов.

Расчет нагрузок трансформаторов СН в дипломном проекте не выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд выберем по формуле:

(3.3)

где K_сн = 0,07 ? коэффициент учитыающий мощность потребляемую СН,

- коэффициент спроса. По [1] для газомазутной ТЭЦ .

Для генератора ТВФ-60-2У3 ранее установлен трансформатор ТМНС-6300/10.

Для генератора ТФ-110-2У3:

По [2] выбираем трансформатор ТДНС-10000/10.

На существующей станции установлен один резервный трансформатор собственных нужд типа ТДН-16000/110.

Технические данные установленных трансформаторов собственных нужд представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Параметры установленных трансформаторов

Тип трансформатора							Цена, тыс. у. е.
	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
ТДНС-10000/10	10,5	6,3	17	85	10,5	0,7	43
ТДН-16000/110	115	6,6	18	85	10,5	0,7	48

3.3 Выбор схемы распределительных устройств всех напряжений

Определим число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи, подключенных к данному РУ по [3].

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передач и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

,(3.4)

где - максимальная мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;

- наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Суммарная мощность, выдаваемая на напряжение 110 кВ, составляет 85 МВт. Тогда необходимое число линий для питания нагрузки:



.

Принимаем 3 линий.

Для нагрузки на стороне 10 кВ необходимо линий:

Принимаем 12 линий.

Для обоих вариантов структурной схемы определим количество присоединений к ОРУ 110 кВ.

Для первого варианта мы имеем три линии, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; три линии, для питания нагрузки; четыре блочных трансформатора и один резервный трансформатор СН. Итого - 11 присоединений. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для второго варианта мы имеем три линии, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; три линии, для питания нагрузки; четыре блочных трансформатора, один резервный трансформатор СН и два трансформатора для питания нагрузки на напряжения 10 кВ. Итого - 13 присоединений на напряжении 110 кВ. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для РУ 10 кВ имеем 12 отходящих линий. Для обоих вариантов принимаем к установке две системы шин (существуют до начала расширения).



3.4 Выбор реакторов

Для первого варианта схемы необходимо выбрать реакторы для подключения генераторов Г1 и Г2 к КРУ 10 кВ. Реакторы (LR1-LR4), питающие КРУ 10 кВ:

Выбираем реакторы РБД 10-2500-0,20У3.

Для выбора варианта структурной схемы выдачи электроэнергии для дальнейшего расчета необходимо выполнить технико-экономическое сравнение структурных схем.

3.5 Технико-экономическое сравнение структурных схем

При сравнении двух вариантов будем исходить из следующих критериев: оба варианта должны быть одинаково технически совершенны (надежность, безопасность обслуживания), должны производить одинаковый производственный эффект. При сравнении будем применять одинаковый уровень цен и одинаковую точность расчета.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

(3.5)

где - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электрической энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

- нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;

- годовые эксплуатационные издержки;

- ущерб от недоотпуска энергии.

Так как в обоих вариантах некоторые установленные генераторы, трансформаторы и распредустройства одинаковы, то для упрощения расчетов в технико-экономическом сравнении мы их учитывать не будем.

Капитальные затраты на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Капиталовложения в сооружение электрооборудования двух вариантов схем

Оборудование	Цена единицы, тыс. у. е.	Варианты
		первый	второй
		количество единиц, шт.	стоимость, тыс. у. е.	количество единиц, шт.	стоимость, тыс. у. е.
ТРДН-63000/110	110	-	-	2	220
РБД 10-2500-0,20У3	4,290	4	17,160	-	-
Ячейка ОРУ 110 кВ	32	11	352	13	416
Общие капитальные затраты	369,160	636

Рассчитаем второй вариант схемы:

Для равнозначного сравнения вариантов максимальный поток мощности через трансформаторы будем брать для режима максимальных нагрузок.

Потери электроэнергии в трансформаторах определим по формуле:



кВт·ч, (3.6)

где - потери мощности холостого хода, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- расчетная максимальная мощность трансформатора, МВ·А;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

- продолжительность работы трансформатора, Т = 8760 ч;

- время максимальных потерь, ч. Определяется исходя из Т_max.

Принимаем продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max = 5500 часов, тогда по [2]

- количество трансформаторов, штук.

Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-63000/110:

кВт·ч.

Годовые эксплуатационные расходы определим по формуле:

(3.7)

где - отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования, в процентах по [2];

- капитальные затраты на оборудование, тыс. у. е.;

- стоимость потерь электроэнергии ();

- потери электроэнергии в трансформаторе, кВт•ч.

Определим годовые эксплуатационные расходы для первого варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для второго варианта структурной схемы:

Рассчитаем первый вариант схемы.

Определим годовые эксплуатационные расходы для второго варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для второго варианта структурной схемы:

Разность в приведенных затратах между вариантами в процентах:

.

Второй вариант структурной схемы экономически менее выгодный, поэтому примем первый вариант для дальнейшей разработки.



4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Внедрение газотурбинных установок на электростанциях сегодня является распространенным мероприятием в области производства энергии, позволяющим увеличить выработку электроэнергии. Особенно эффективно ГТУ работают в когенерационном цикле, т. е. при одновременной выработке как электрической, так и тепловой энергии. Тепловой КПД установки при таком цикле может достигать 85 %.

Оборудование и тепловая схема ГТУ должны удовлетворять техническим требованиям и маневренности в зависимости от режимов эксплуатации. Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживаемого персонала.

К основному энергетическому оборудованию тепловых электростанций относится турбины и котлы.

На существующей ТЭЦ в качестве основного теплового оборудования были установлены четыре турбоагрегата: ПТ-60-130/13, ПТ-70-130/13, Р-50-130/13 и три котлоагрегата БКЗ-320-140ГМ.

В ходе расширения ТЭЦ планируется:

- установка ГТУ мощностью 110 МВт;

- установка котла-утилизатора, рассчитанного на следующие параметры пара Р = 1,3 МПа, Т = 280 °С, G = 310 т/час.

Подключение котла-утилизатора по контуру предусмотрено к общестанционным коллекторам пара 1,37 МПа. Схема подключения ГТУ показана на листе 1 графической части.

Принципиальная тепловая схема теплофикационной ГТУ 110 МВт следующая: газотурбинная установка ГТУ является одновальным турбоагрегатом, работающим по простому термодинамическому циклу.

Забираемый воздух, в зависимости от температуры окружающей среды подогревается и, проходя систему фильтров комплексной воздухоочистительной установки, поступает в компрессор. С помощью входного направляющего аппарата, установленного перед компрессором, регулируется массовый поток воздуха.

Компрессор имеет 15 ступеней и расположен на одном валу с турбиной.

Сжатый в компрессоре воздух подаётся в камеру сгорания. Часть воздушного потока, смешиваясь с газом, образует газовоздушную смесь, оставшаяся часть воздуха разгорается за счёт сгорания газовоздушной смеси.

Продукты сгорания, имеющие температуру 1210 С, направляются в газовую турбину, где происходит преобразование части тепловой энергии потока во вращательное движение вала ГТУ.

Отработанные газы, имеющие температуру 517 С (средняя по 12 точкам) направляются в котёл-утилизатор, который подсоединён к выхлопу газовой турбины переходным диффузором. На входе в котёл-утилизатор производится контроль температуры по 15 точкам (температура не более 550 С) и давление газов (1,043 кг·с/смІ).

Пароводяной тракт котла-утилизатора состоит из контуров низкого и высокого давлений. Образующийся при работе паровых турбин конденсат попадает в газовый подогреватель конденсата котла-утилизатора для подогрева.

Необходимая температура конденсата для обеспечения запаса от вскипания его в контуре обеспечивается контуром рециркуляции с насосами рециркуляции газового подогревателя конденсата.

Рециркуляция поддерживает температуру на входе в газовый подогреватель конденсата для предотвращения низкотемпературной коррозии.

Из газового подогревателя конденсата питательная вода питательными электронасосами подаётся в экономайзер и далее в барабан.

Барабан и испаритель соединены между собой и образуют контур естественной циркуляции. Образовавшаяся в испарителе пароводяная смесь поступает в барабан, где отсепарированная влага смешивается с питательной водой и за счёт естественной циркуляции поступает в испаритель.

Образовавшийся в барабан пар поступает в пароперегреватель и далее перегретый пар отбирается на промышленные нужды.

Отвод дымовых газов осуществляется через дымовую трубу.

ГТУ 110 МВт предназначена для работы в базовом и полупиковом режимах.

Устанавливаем в главном корпусе электростанции ГТУ в составе:

- газовой турбины типа ГТЭ-110 электрической мощностью 110 МВт производства предприятием ОАО «Рыбинские моторы» НПО «Сатурн» - один комплект;

- парового котла-утилизатора типа П-91 - один комплект;

Одновальная газотурбинная установка ГТЭ-110 работает по бинарному термодинамическому циклу.

4.1 Газовая турбина ГТЭ-110

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 создается на базе двигателя ГТД-110. Она предназначена для использования на электростанциях в составе парогазовых установок, или индивидуально для работы в простом и когенерационном циклах, для производства электрической и тепловой энергии, в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.

ГТЭ-110 представляет собой технологический комплекс оборудования в блочно-комплектном исполнении, что обеспечивает удобство монтажа и обслуживания.

Краткая характеристика газовой турбины ГТЭ-110 представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Краткая характеристика газовой турбины ГТЭ-110

Наименование параметра	Единица измерения	Номинальная мощность	Пиковая мощность
Расход выхлопных газов	кг/с	362±5	362±5
Выбросы оксидов азота, не более	мг/м3	50	-
Температура газов перед ГТ	°С	1210	-
Температура газов на выходе из турбины	°С	517	-
Мощность электрическая	МВт	110,5	120
Мощность тепловая	Гкал/час	118,8	136,9
Степень повышения давления		14,7	-
КПД (ISO 2314)	%	36	-
Расход топлива
природный газ (c Hu = 50056 кДж/кг)	кг/час	22600	24700
	нм3/час	33500	36000
жидкое топливо (c Hu = 42000 кДж/кг)	кг/час	27300	29400
Частота вращения ротора ГТЭ-110	об/мин	3000	3000

В состав ГТЭ-110 входят:

- газотурбинный двигатель ГТД-110 мощностью 110 МВт на раме с выносным воздухоохладителем системы охлаждения лопаток турбины;

- теплозвукоизолирующее укрытие газотурбинного двигателя с установленными в нем настилами, бронещитом, глушителями шума на входе и выходе охлаждающего воздуха, трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

- турбогенератор ТЗФГ-110-2МУ3 мощностью 110 МВт на раме с замкнутой системой воздушного охлаждения активных частей с встроенной водяной системой охлаждения;

- тиристорная система самовозбуждения турбогенератора типа СТСН-2П-200-2000-2,5УХЛ4;

- тиристорное пусковое устройство (преобразователь частоты полупроводниковый) ПУ-6-08Т;

- блок маслоагрегатов (БМА), единый для двигателя и генератора;

- блок топливорегулирующей аппаратуры (БТАГ) газообразного топлива со стоп-кранами (стопорными клапанами) в укрытии, оборудованном трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

- блок топливорегулирующей аппаратуры жидкого топлива (БТАЖ) со стоп-кранами (стопорными клапанами) и насосами высокого давления жидкого топлива и аппаратурой системы пневмоуправления;

- коробка приводов с установленным на ней валоповоротным устройством и навешенным маслонасосом системы аварийной остановки ГТЭ-110;

- соединительный вал с муфтой;

- комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) с фильтрами, шумоглушением и антиобледенительным устройством;

- входная улитка для обеспечения равномерного подвода воздуха к газотурбинному двигателю с коллекторами и форсунками системы промывки проточной части;

- патрубок выхлопной (выходной газоход);

- система автоматического регулирования, управления, защиты и контроля (САУ) ГТЭ-110 с блоками бесперебойного питания, источником питания 27 В, блоком экстренного останова, пультом управления, видеотерминалом и функциональной клавиатурой;

- система контроля вибрации подшипниковых опор газотурбинного двигателя и генератора;

- система контроля радиального биения и осевого сдвига ротора ГТЭ-110.



4.2 Котел-утилизатор

Барабанный котел-утилизатор П-91 предназначен для выработки технологического пара и подогрева воды за счет утилизации тепла выхлопных газов, поступающих в котел утилизатор после ГТУ мощностью до 150 МВт.

На вход в КУ поступают отработанные газы из ГТУ и проходя последовательно поверхности нагрева, теряют тепловую энергию и на выходе в атмосферу имеют температуру 110 °С. Котел утилизатор выполнен однокорпусным вертикального профиля с принудительной циркуляцией среды в испарительном контуре, с подвеской поверхностей нагрева к каркасу через промежутожные металлоконструкции. Котел утилизатор выполнен газоплотным за счет металлической обшивки. Основной контур включает экономайзерную, испарительную и пароперегревательную поверхность. Поверхности нагрева котла утилизатора изготавливаются из труб с наружным спиральным оребрением и поставляются модулями максимальных габаритов исходя из условий доставки.

Краткая характеристика параметров котла-утилизатора П-91:

- паропроизводительность контура - 310 т/ч;

- давление пара высокого давления - 15 кгс/см^2;

- температура пара высокого давления - 275 °С;

- температура воды на входе в котел - 60 °С;

- температура (max) газов на входе в КУ - 550 °С;

- температура уходящих газов - 110 °С.



5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей - непростая задача при проектирование и для правильного ого осуществления необходимо правильно оценить величины токов короткого замыкания (КЗ). Также необходимо учитывать, что предполагаемые значения токов КЗ будут различными в разных частях схемы, поэтому определяются расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

- на сборных шинах РУ каждого напряжения;

- на выводах генератора;

- за линейным реактором (на шинах КРУ);

- за трансформаторами собственных нужд.

Структурная схема станции с расставленными расчетными точками КЗ представлена рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Схема станции с расставленными расчетными точками КЗ

Токи КЗ рассчитаем при помощи программы «ТоКо: Расчет токов короткого замыкания», разработанной на кафедре «Электрические станции, сети и системы» Южно-Уральского государственного университета (ЮУрГУ). Программа предназначена для расчета токов короткого замыкания (КЗ) в электроэнергетических системах свыше 1 кВ и может быть использована при выборе и проверке электрооборудования, а также уставок РЗ по условиям КЗ.

Удобный интерфейс ввода расчетной схемы, универсальная подборка элементов с широкими возможностями ввода параметров, система подсказок, встроенная базой данных каталожных параметров электрооборудования и комплект типовых кривых - все достоинства данной программы делают её весьма удобной при расчёте токов КЗ.

При использовании данной элементы схемы будут задаваться в ней своими каталожными параметрами. На рисунках 5.2-5.5 представлены формы ввода данных для разных элементов схемы в программе «ТоКо»:

Рисунок 5.2 - Окно ввода параметров генератора для расчёта ТКЗ



Рисунок 5.3 - Окно ввода параметров трансформатора для расчёта ТКЗ

Рисунок 5.4 - Окно ввода параметров нагрузки для расчёта ТКЗ



Рисунок 5.5 - Окно ввода параметров ВЛЭП для расчёта ТКЗ

Для корректного составления схемы нам необходимо выбрать тип линии связи и рассчитать мощность КЗ системы. Выбирать линию будем из условия, что при выводе из работы одного из генераторов, линия должна будет в полной мере обеспечить потребителя электроэнергией. Следовательно, предельно передаваемая мощность должна быть не ниже мощности одного из генераторов.

Так как по условию имеются три одноцепных линии, то, в случае повреждения или отключения одной из них, по каждой из оставшихся будет передаваться половина мощности.

Определим максимальный рабочий ток одной цепи линии:



В соответствии с [2] по допустимому продолжительному току и с учётом принимаем провода АС-240/32 с

Параметры системы:

С учетом условия схема для определения токов КЗ в программе «Токо» будет иметь вид, представленный на рисунке 5.6.

Результаты определения токов КЗ в точках K1-K8 в приведены на рисунке 5.7.

Получим начальные действующие значения периодической составляющей тока КЗ.

Рисунок 5.6 - Схема для определения токов КЗ в программе «Токо»

Помимо определения начальных действующих значений токов КЗ программа «Токо» имеет возможность расчёта симметричных и несимметричных КЗ в одной точке схемы, учета активных и индуктивных сопротивлений элементов, а также емкостной проводимости линий электропередач относительно земли, расчета с реальными коэффициентами трансформации трансформаторов и учетом изменения напряжения КЗ обмоток согласно отпайке РПН, учета фазосдвигающего действия трансформаторов и расчета по шкале средних номинальных напряжений сетей.

К1

К2

К3



К4

К5

К6

К7



К8

Рисунок 5.7 - Результаты расчета токов КЗ в программе «Токо»

Для нахождения ударных токов КЗ воспользуемся формулой (5.1), взятой из [1].

(5.1)

где - ударный коэффициент, выбираемый по [1] для соответствующих элементов схемы.

Для точек К3, К4 и К6 во всех расчётах будем использовать значение 0,5 · I_п0 т.к. в этих точках токи I_п0 подпитываются с двух сторон, как от генератора, так и от системы.

Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, соответствует времени размыкания цепи КЗ дугогасительными контактами выключателя и обозначается ф. В соответствии с [1] будет определяться по формуле (5.2).

(5.2)

где t_откл. - собственное время отключения выключателя.

Примем, что на станции планируется установка элегазовых и вакуумных выключателей. Собственное время отключения выключателя t_{c. в. откл.} = 0,05 с.

Апериодическую составляющую тока КЗ для момента ф будем определять по формуле (5.3) в соответствии с [1].

(5.3)

Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а будем брать из [1] для соответствующих элементов схемы.

Для определения действующего значения периодической составляющей тока КЗ в любой момент времени I_{п ф} используется метод типовых кривых. Удаленность точки КЗ от генератора характеризуется отношением Y_*t = I_п0/I'_ном, где I'_ном - номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ. Значение I_пt можно определить для любого момента времени t при помощи формулы 5.4.

(5.4)

Номинальный ток генератора можно определить по формуле 5.5.

(5.5)

На генераторах установим тиристорную систему самовозбуждения. По типовым кривым изменения периодической составляющей тока КЗ для своей системы возбуждения, взятым из [1] определяем значение Y_*t.

В нашем случае будут значения параметра Y_*t выходящие за рамки определения по кривым. С учетом того, что принятые нами выключатели имеют высокое быстродействие, будем считать, что за время отключения выключателя периодическая составляющая тока КЗ не будет успевать измениться значительно, то есть Y_*t = 1.

Для проверки на термическую стойкость нам также необходимо рассчитать термическую стойкость в режиме КЗ. Определять ее будем по полному импульсу квадратичного тока КЗ [1].

(5.6)

Используемые в расчетах величины и результаты расчетов сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Та, с	kуд	Iп0, кА	I'ном, кА	Iп0/I'ном	Y*t	Iпф, кА	Iу, кА	Iаф, кА	Bk, кА2с
K1	0,03	1,75	20,82	20,82	1	1	20,82	51,527	3,985	34,678
K2	0,035	1,7	8,749	12,37	1	1	8,749	21,034	3,946	4,975
K3	0,41	1,975	49,93	7,42	6,73	0,84	41,94	139,46	60,999	1147
K4	0,245	1,96	33,345	4,124	1	1	33,345	92,428	36,914	328,007
K5	0,035	1,7	7,166	6,873	1,043	0,98	7,023	17,228	3,232	3,338
K6	0,245	1,96	33,485	4,124	1	1	33,485

Подобные документы

• Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт

  Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой атомной электростанции по технико-экономическим показателям. Выбор силовых трансформаторов, обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 04.08.2012
  

• Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ

  Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор токоведущих частей и типов релейной защиты.
  
  курсовая работа [370,0 K], добавлен 18.04.2012
  

• Электрическая часть конденсационной электростанции мощностью 900 МВт

  Характеристика электрической части конденсационной электростанции, мощность которой 900 МВт. Анализ основного электрооборудования, выбор схемы электроснабжения. Особенности релейной защиты, выбор генераторов, расчет токов короткого замыкания и напряжения.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 22.06.2012
  

• Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор типов релейной защиты, токоведущих частей, измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 23.03.2013
  

• Проектирование электростанции

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор реакторов, выключателей, разрядников, токоведущих частей.
  
  курсовая работа [356,9 K], добавлен 16.04.2012
  

• Проектирование атомной электростанции

  Электрическая часть атомной электростанции мощностью 3000 МВт. Выбор генераторов. Обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции. Потери электрической энергии в трансформаторах. Расчет токов трехфазного короткого замыкания на шине 330 кВ.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.03.2013
  

• Проектирование электростанции типа ГРЭС

  Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт

  Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [4,2 M], добавлен 27.07.2014
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

  Специфика электрической части ТЭЦ. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Типы релейной защиты, токоведущих частей и измерительных приборов ТЭЦ.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.06.2011
  

• Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

  Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам