Министерство образования Иркутской области Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Иркутской области «ИРКУТСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ Председатель ПД и ПМ ___________ Л.Н. Попова «____» _______________ 2023 г. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ КП.0312.13.02.03 2023 (обозначение) Проект электрической части КЭС-400МВТ По ПМ 03 Контроль и управление технологическими процессами студент группы 4ЭС - 20 Ляхова С. С__________ «____» _____ 2023 г. (подпись) Профессиональная образовательная программа среднего профессионального образования подготовки специалистов среднего звена по специальности 13.02.03 Электрические станции, сети и системы форма обучения: заочная Руководитель Чумакова Т.Е._______ (подпись) «____» _____ 2023 г Иркутск, 2023 Ncтро ки Формат Обозначение Наименовани е Колво листов Документаци я общая Вновь разработанна я А4 КР 751.13.02.2023. ЛУ Лист утверждения А4 КР 751.13.02.02.2023.КЗ Задание курсовую работу А4 КР 751.13.02.02.2023.ПЗ Пояснительна 32 я записка А1 КР 751.13.02.02.2023.ЭО Схемы 1 разомкнутой и замкнутой электрически х сетей 1 на 2 Nэкз. Приме ча-ние. КР…...13.02.2023 Изм. Разработал Проверил Лист № докум Подпи сь Дат а Ведомость документов Лит. У Лист Листов 1 1 ГБПОУ «ИЭК» Н. Контр. Утвержден Министерство образования Иркутской области Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Иркутской области «Иркутский энергетический колледж» (ГБПОУ «ИЭК») ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ КП.0312.13.02.03.2023.КЗ Проект электрической части КЭС-400МВТ по ПМ.03 Контроль и управление технологическими процессами МДК 03.02 Учет и реализация электрической энергии Студенту: Ляхова С. С группы: 4ЭС-20 КП.0312.13.02.03 2023ЛУ обозначение листа утверждения курса: 4 Проект электрической части КЭС-400МВТ (наименование проекта) ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА КП.0312.13.02.03.2023 ПЗ (обозначение) Содержание ВВЕДЕНИЕ 3 1. Выбор основного оборудования 4 1.1 Выбор генераторов 4 1.2 Выбор структурной схемы проектируемой КЭС 4 1.3 Выбор блочных трансформаторов 5 1.4 Выбор автотрансформаторов связи 6 2. Технико-экономический расчет схем проектируемой КЭС 8 2.1 Расчет капитальных затрат 8 2.2 Расчет потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах 9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………… ……………………………………12 Введение В топливном балансе электростанций около 30% составляет твёрдое топливо. Перспективы развития тепловой энергетики в разных странах связывают в основном с использованием на ТЭС угля, запасы которого весьма велики. В настоящее время на КЭС используются угли, сильно различающиеся по качеству. Примерно из 125 млн. т угля, сжигаемого в год на электростанциях, более 25% имеют зольность выше 40%. Одной из основных проблем, которые сейчас стоят перед угольщиками, является повышение качества электрических углей. В интересах национальной экономики следует расширить применение малозольных и малосернистых углей. При сжигании углей на тепловых электростанциях необходимо применять технологии, позволяющие эффективно вырабатывать энергию и тепло с минимальными издержками и строгим соблюдением экологических требований. Для снижения выбросов оксидов азота на пылеугольных котлах уже многие годы используются метод двух ступенчатого сжигания топлива. Сущность метода состоит в подаче части воздуха, необходимого для полного сгорания, в промежуточную зону факела, где кислород воздуха, поступивший в месте с топливом через горелки, в значительной степени уже израсходован. На КЭС отработанный пар в конденсаторах превращается в воду (конденсат), который направляется обратно в котлы для повторного использования. Конденсационные электростанции сооружаются непосредственно у источников водоснабжения - озер, рек. Теплота, отбираемая конденсаторами от отработанного пара, выводится охлаждающей водой и безвозвратно теряется. Проектируемая КЭС использует в качестве топлива каменный уголь. В данном курсовом проекте разрабатывается конденсационная электростанция мощностью 400 МВт, на которой установлены четыре генератора ТРП - 100 МВт. Связь с энергосистемой осуществляется по восьми воздушным ЛЭП напряжением 220 кВ. 1. Выбор основного оборудования 1.1 Выбор генераторов В соответствии с заданием по числу и мощности генераторов на проектируемей электростанции выбираются четыре турбогенератора типа ТРП 100, технические данные генераторов сводим в таблицу 1. Таблица 1 - Технические данные генераторов Тип Кол-во Мощность Р, МВТ Uстат., кВ S, МВА ТРП-100-2УЗ 4 117,65 100 13,8 Частота Сверхпереходное вращения, инд. об/мин отн. ед 3000 0,183 сопр. x"d, Примечание: ТФП-100-2УЗ турбогенератор с непосредственным воздушным охлаждением, сопряжение генератора с паровой турбиной; 100-мощность 1.2 Выбор структурной схемы проектируемой КЭС я замыкание г Главная электрическая схема КЭС представляет собой схему распределительного устройства 220 кВ, в которой четыре блока генератортрансформатор, один резервный трансформатор для собственных нужд и восемь отходящих в энергосистему линий. В соответствии с НТП на напряжение 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системой шин. Разработаем структурную схему 1 вариант и изобразим ее на рисунке №1 (см. приложение). Рассчитаем баланс мощности, определим полную мощность потребителя: 𝑆потр = Рпотр , МВА 𝐶𝑜𝑠𝜑 где Рпотр-активная мощность, МВт cos�-коэффициент мощности (𝟏) 𝑆потр = 140 = 155,5 МВА 0,9 Определим мощность (СН) одного блока 𝑆сн = 𝑆 ∗ Р𝑆ном ∗ Кс, МВА 100 (2) где �-расход на собственные нужды, % Рgном- номинальная активная мощность генератора, МВТ Кс-коэффициент спроса 𝑆сн = 6 ∗ 100 ∗ 0,85 = 5,1 МВА 100 Определим расчетную мощность протекающую через блочный трансформатор. Sрасч=Sgном-Sсн, (3) где Sgном- номинальная полная мощность генератора, МВА Sрасч=117,65-5,1=112,55 МВА Определяем мощность протекающие через автотрансформатор связи. а) нормальный режим -все блоки работают на среднем напряжении. Sнр=Sрасч*n-Sпотр (4) где n-количество блоков на среднем напряжении Sнр=112,55*2-155,5=69,6 МВА б) ремонт режим Sрр=Sрасч*(n-1)-Sпотр, (5) Sрр=112,55*(2-1)-155,5=-42,95 МВА Sнр=112,55*3-155,5=182,15 МВА в) ремонт по формуле (5) Sрр=112,55*(3-1)-155,5=69,6 МВА 1.3 Выбор блочных трансформаторов Так как проектируемая КЭС строится вдали от потребителя и передача электроэнергии осуществляется напряжении 220 кВ, то генераторы работают в блоках с повышающими трансформаторами на шины этого напряжения. Блочные трансформаторы выбираются по проходящей мощности ВН и НИ Sблт≥Sрасч (6) Sблт110>112,55 Выбираем трансформатор типа ТДЦ-125000/110. Произведем проверку трансформатора (технические данные трансформатора приведены в табл. 2) Sблт220 >112.5 ТДЦ-125000/220 1.4 Выбор автотрансформаторов связи Выбор автотрансформаторов связи осуществляется по проходящей мощности с учетом напряжения и их количества (согласно НТП-нормам технологии проектирования)[1] Устанавливается два автотрансформатора связи. Установка большего или меньшего количества требует обоснования: 𝑆расч𝑚𝑎𝑥 Sат≥ 𝐾ав(𝑛−1) , (7) где Sрасчmax-расчетная максимальная мощность протекающая через автотрансформатор, МВА Кав-коэффициент аварийной перегрузки, то есть учтем 40% аварийную перегрузку [ПУЭ] n-количество автотрансформаторов. Sат16= 42,95 1,4(2−1) =30,6 АТДЦТН-6300/220/110 Sат26= 182,15 1,4(2−1) =130,10 АТДЦТН-12500/220/110 Данные выбранных трансформаторов приводим в таблице 2. Таблица 2 Данные выбранных трансформаторов Тип Номинальное трансформато ров Потери, кВт Напряжение Ток напряжение, короткого X.X, кВ замыкания, % Uкз, % ВН СН НН холостого Короткое хода, Рхх замыкание, Ркз ВН ВН - СН - НН СН НН ВН ВН СН - - - СН НН НН АТДЦТН 230 121 11 37 200 160 140 11 35 22 0,45 230 121 6,6 65 315 280 275 11 45 28 0,4 63000/220/110 АТДЦТН 125000/220/110 ТДЦ 242 - 13,8 120 - 380 - - 11 0,55 121 - 13,8 120 - 400 - - 10,5 0,55 125000/220 ТДЦ 125000/110 2. Технико-экономический расчет схемы проектируемой КЭС 2.1 Расчет капитальных затрат В соответствии с НТП для распределительных устройств 110 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Недостатки схемы: · отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится только одна система шин, отключаются все присоединения; · ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями; · повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к всех разъединителей; · большое количество операций разъединителями при выводе отключению в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ; · необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ. Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами. Расчет капитальных затрат производится по элементам схемы (рисунок 2), которые приведены в таблице 3. Расчет выполняется с целью определения максимальной выгоды. Наиболее удобно использовать метод расчетно-приведенных затрат. З=Ен*К+Н, (8) где Ен–нормативный коэффициент эффективности, для энергопредприятия принимается равной 0,12; К-капитальные вложения, у.е.; Н-ежегодные эксплуатационные издержки, у.е. 2.2 Расчет потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах Потери активной энергии за год в обмотках трансформатора определяют: 𝛥𝑆т = 𝑆𝑆𝑆 ∗ 8760 + 𝑆кз ∗ ( 𝑆расп 𝑆номт ) 2 *t (9) где Рхх и Ркз-потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания, МВТ; 8760-часов в году; Sрасч-мощность протекающая через трансформатор, МВА; Sномт-номинальная мощность трансформатора, МВА; t-условное время максимальных потерь, ч 112,55 𝛥𝑆твн = 0,12 ∗ 8760 + 0,38 ∗ ( 125 𝛥𝑆тсн = 0,12 ∗ 8760 + 0,4( 112,55 ) 125 2 ) 2 ∗ 1200 = 1022,13 МВТ*ч ∗ 1200 = 1371,00 МВТ*ч Потери энергии в автотрансформаторах работающих с обмоткой х.х., можно рассчитать аналогично трансформатора: 𝛥𝑆ат = 𝑆 ∗ 𝑆𝑆𝑆 ∗ 8760 + 1 ∗ 𝑆кз ∗ 𝑆расчмах ∗𝑆 𝑆 𝑆номат (10) где n-количество автотрансформаторов; Ркз-потери короткого замыкания между задействованными обмотками, МВТ; Sрасчмах- максимальная мощность проходящая через автотрансформатор, МВА; Sномат- номинальная мощность автотрансформатора, МВА. 69,6 𝛥𝑆ат1в = 2 ∗ 0,037 ∗ 8760 + 1/2 ∗ 0,2 ∗ ( 63 ) 2 ∗ 1200 = 648,35МВт*ч 182,15 2 𝛥𝑆ат2в = 2 ∗ 0,065 ∗ 8760 + 1/2 ∗ 0,32 ∗ ( 125 ) ∗ 1200 = 1418,58МВт*ч Суммарные потери энергии по вариантам можно определить: 𝛥𝑆𝑆 = 𝑆𝑆вн ∗ 𝑆 + 𝑆𝑆сн ∗ К + 𝑆𝑆атв, (11) где 𝛥𝑆вн-потери мощности в одном трансформаторе на ВН, МВт*ч; 𝛥𝑆сн-потери энергии на среднем напряжении трансформатора, МВт*ч; m-количество трансформаторов ВН; n-количество трансформаторов СН; 𝛥𝑆атв-потери энергии в автотрансформаторе в соответствии с вариантом МВт*ч. Суммарные потери из МВт*ч перевести в кВт*ч 𝛥𝑆𝑆1в = 1022,13 ∗ 2 + 1371,0 ∗ 2 + 648,35 = 5434,61 МВт*ч 𝛥𝑆𝑆1в=5434610 кВт*ч 𝛥𝑆𝑆2в=1022,13*1+1371,0*3+1418,58=6553,71 𝛥𝑆𝑆2в=6553710 МВт*ч кВт*ч 110кВт=180 220кВт=243 Lа+в=0,3% 𝛽 = 0,6 у. е кВт ∗ ч Иэ=0,6*4988200*10−5 = 299,388 Ек2 = 0,12 Таблица 3- расчет технико экономических показателей Вид оборудования, вид Стоимость, эконом. показателя ед. обор. у.е Вариант 1 Вариант 2 количе общая количество общая ство стоимость. стоимость. Трансформаторы ТДЦ 125000/220 243 2 486 1 243 ТДЦ 125000/110 180 2 360 3 540 2 540 Автотрансформаторы 1вАТ-125000 270 1вАТ-63000 183 2 366 220 ВН 78 8 624 7 546 110 СН 32 11 352 12 384 Выключатели Капитальные затраты, 2188 2253 137,8 141,9 К=К∑Т+К∑В Издержки амортизацию оборудование на и Иа+о= 𝑆а+о 100 *К Издержки от 32.58 39,3 170,38 181,2 432,94 451,56 потерянной энергии Иэ=�*�W∑*10−5 Суммарные издержки И=Иа+о+Иэ Приведенные затраты З=Ен*К+Н Примечание: К∑Т-суммарная стоимость трансформатора, у.е.; К∑В-суммарная стоимость выключателей, у.е.; 𝑆а + о-расход на амортизацию и обслуживание, %; �-стоимость потерянной энергии, у.е./кВт*ч Вывод: Согласно полученным данным, Вариант №1 более экономично выгодный. Заключение Курсовой проект на тему «Расчет электрической части КЭС-400» представлен пояснительной запиской и графической частью. Данная проектируемая станция имеет два турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. Связь с системой осуществляется по восьми воздушным линиям на напряжении 110 кВ. Отпуск электроэнергии потребителю осуществляется по этим же восьми воздушным линиям напряжением 110 кВ. В соответствии с заданием на проектируемой КЭС выбраны два турбогенератора. Намечена структурная схема проектируемой электростанции, в которой на шинах 110 кВ работает два блока генератор - трансформатор; выбраны трансформаторы. Далее произведен технико-экономический расчет структурной схемы, найдены приведенные капитальные затраты. Выбор электрических аппаратов производится по расчетным данным, которые не должны превышать каталожные. Графическая часть проекта представлена двумя листами формата А1: главной электрической схемой проектируемой КЭС - 400 МВт (лист) и конструктивным чертежом ячейки ОРУ 110 кВ (лист). Список используемых источников 1. Правила устройства электроустановок - спб: Издательство ДЕАН. - 6-е издание с изменениями, исправлениями и дополнениями, принятыми Главэнергонадзором РФ в период с 01.01.1992 по 01.01.1999 г., 2002 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций 2. и тепловых сетей. ВНТП - 81. Минэнерго СССР - М.: Цнти Информэнерго, 1981 Рокотян «Справочник по проектированию электроэнергетических систем», 3. 1972 4. Градиль В.П. и др. «Справочник по Единой системе конструкторской документации». - 4-е изд., перераб. и доп. - Х.: Прапор, 1988 5. Государственные стандарты ЕСКД в электрических схемах комплектных устройств и схемах технологического контроля и автоматики энергетических объектов. №9386 ТМ - Т1 6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций» - М.: Энергоатомиздат, 1987 7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций» М.: Энергоатомиздат, 1989 8. / Постникова Л.В. Методические указания к выполнению практических работ. Постникова Л.В., Черкашин технологический колледж, 2003. Е.В. Заречный: Издательство Уральский
