Проектирование электрической части станции ТЭС-240МВт

110-35.dwg

Задание.doc

Задание на курсовой проект
Проектирование электрической части станции ТЭС – 240 МВт..
Число генераторов – 4 ;
Высшее напряжение – 110 кВ ;
Число линий высшего напряжения – 2 ;
Длина линий высшего напряжения – 40 км ;
Среднее напряжение – 35 кВ ;
Число линий среднего напряжения – 4 ;
Длина линий среднего напряжения – 10 км ;
Графики зимних нагрузок задаются:
Графики летних нагрузок составляют 70 % от соответствующих зимних графиков нагрузок;
Связь с системой производится на напряжении 110 кВ;
Предельная отключаемая мощность высоковольтного выключателя в начале линии связи с системой 6000 МВт;
Мощность системы – 4000 МВА ;
Выбрать схему управления выключателем ЛЭП 35 кВ;
Выбрать и проверить класс точности:
а) трансформатора тока в цепи ЛЭП – 35 кВ;
б) трансформатора напряжения СШ – 35 кВ;
Тип и напряжение РУ для выполнения графической части проектаОРУ – 35 кВ;
Коэффициент мощности нагрузки электростанции принять равным номинальному коэффициенту мощности генераторов.

Расчет.doc

1.Разработка главной схемы электрических соединений электростанции.
Обработка графиков нагрузок
Обработка графиков нагрузок заключается в определении максимальных нагрузок
на всех шинах электростанции а также коэффициентов заполнения и
годовой продолжительности использования максимальной нагрузки.
Заданные графики нагрузок
Рис.1.1 Суточные графики нагрузок в зимний период.
Рис.1.2 Суточные графики нагрузок в летний период.
Графики нагрузок ВН:
Рис.1.3 Суточные графики нагрузок ВН=110 кВ за зимний и летний период.
Рис.1.4 Годовой график нагрузки ВН.
Определение параметров для высокого напряжения 110 кВ
Выработка активной энергии:
Коэффициент заполнения графиков нагрузки:
Pmax – максимальная мощность на графике
Время использования максимальной нагрузки:
Время использования максимальных потерь:
Коэффициент использования установленной мощности:
Коэффициент резерва:
Продолжительность использования установленной мощности:
Рис.1.5 Суточные графики нагрузок СН=35 кВ за зимний и летний периоды.
Рис.1.6 Годовой график нагрузки CН.
Определение параметров для среднего напряжения 35 кВ.
Графики нагрузок ВН+СН
Рис. 1.7 Суммарные графики нагрузок ВН+СН за зимний и летний периоды.
Рис.1.8 Годовой суммарный ВН+СН график нагрузок.
Определение параметров для суммарного напряжения ВН+СН.
2Разработка вариантов главной (структурной) схемы первичных
соединений электрической станции.
В этом разделе для проектируемой станции намечаем два конкурентноспособных варианта главной схемы электрических соединений.
Структурная схема ТЭС зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и
от соотношения мощности станции и минимальной мощности местной нагрузки.
3. Выбор типа генераторов
По таблице П2.1 согласно установленной мощности ТЭС и числу генераторов выбирается тип турбогенератора и его номинальные и интересующие нас значения. Для ТЭС-240 МВт выбираем генераторы по установленной мощности Руст=4х60=240 МВт.
Таблица №1. Номинальные параметры генератора.
Частота вращения об.мин.
Номинальное значение мощности МВА
Номинальное значение тока статора кА
Номинальное значение напряжения статора кВ
Сверпереходное инд. сопротивление - Xd`` о.е.
4.Выбор трансформаторов.
Выбор трансформаторов включает в себя определение числа типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.
По табл. 5.2 [1] выбираем нагрузки расход электроэнергии и коэффициент спроса установок СН:
Передаваемая через трансформатор мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд ТЭС. При отсутствии таких графиков определяют мощность передаваемую через трансформатор в трёх режимах:
)- режим максимальных нагрузок (Pн.ma
)- режим минимальных нагрузок (Pн.m
)– аварийный режим при отключении самого мощного генератора.
Выбираем трансформаторы следующего типа [1]:
Т1 Т2 ; – ТРДН-80000110 ;
Т3 – ТДТН-80000110 ;
Т1 Т2 – ТРДН-80000110 ;
Т3 Т4 – ТДТН-800000110 ;
Таблица 2 Основные параметры выбранных трансформаторов
Напряжение обмотки кВ
5. Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанции.
Технико-экономическое сравнение указанных вариантов проводится по приведенным затратам: для этого подсчитываются капитальные затраты.
Таблица 3 Капитальные затраты на реализацию заданных вариантов
Блочный трансформатор
Минимальные приведённые затраты:
где К – капиталовложение на сооружение электроустановки тыс. у.е. ;
рН- нормативный коэффициент экономической эффективности равный 012;
И – годовые эксплуатационные издержки тыс. у.е.год;
У – ущерб от недоотпуска электрической энергии тыс. у.е.год.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяем по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы. Определяем капиталовложения для схем по табл. П5.1.
Определяем для каждой схемы годовые эксплуатационные издержки по формуле:
где ра р0 – отчисления на амортизацию и обслуживание %;
- потери электроэнергии кВт*ч;
– стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии;
Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяем по формуле кВт*ч.:
гдеРх – потери мощности холостого хода кВт;
Рк - потери мощности короткого замыкания кВт;
Sном – номинальная мощность трансформатора МВА;
Т – продолжительность работы трансформатора (8760 ч);
– продолжительность максимальных потерь ч.
Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
Определение потерь электроэнергии в трансформаторах
Потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:
Потери электроэнергии в трансформаторе связи Т3:
Потери электроэнергии в трансформаторе Т4:
Суммарные потери электроэнергии:
Потери электроэнергии в трансформаторах связи Т3 и Т4:
Определение годовых эксплутационных издержек
где нормы амортизации и отчислений на обслуживание
стоимость потерь 1кВтч электроэнергии
Определение приведенных затрат без учета ущерба
Таким образом первый вариант схемы является наиболее экономичным: он на 75% экономичнее второго варианта.
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции
1. Расчёт токов трехфазных коротких замыканий
Для выбора аппаратов шин кабелей токоограничивающих реакторов необходимо знать значения токов коротких замыканий. При этом достаточно определить токи трёхфазного к.з. в месте повреждения.
Для рассматриваемой установки составляем расчётную схему :
Рис.2.1 Расчетная схема
По расчётной схеме составляем электрическую схему замещения:
Рис.2.2 Электрическая схема замещения.
Расчёт проводим в относительных единицах. Определяем сопротивления схемы при Sб=100 МВА:
Сопротивление генератора:
Сопротивление линии:
Сопротивления трансформаторов:
Сопротивление системы:
Упрощаем первоначальную схему замещения
Рис.2.3 Упрощенная электрическая схема замещения
Короткое замыкание в точке К1 (шина 110 кВ)
Путём постепенного преобразования приводим схему замещения к простому виду:
Коефициенты разделения по ветвям:
Начальное значение периодической составляющей тока к.з:
где Iб – базисный ток;
Ветвь энергосистемы:
Ветвь генераторов Г1+Г2:
Ветвь генераторов Г3:
Ветвь генераторов Г4:
Суммарный ток к.з. в точке К1:
где kу – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к.з. kу находится по таблице 3.8 [1].
Для ветви энергосистемы: kу=166 ;Та=0025 с ;
Для турбогенераторов мощностью от 60 МВт:kу=196 ;Та=0245 с
Суммарный ударный ток в точке К1:
Определение токов для любого момента времени:
Принимаем tсв=004 с следовательно
Номинальный ток для Г1+Г2
Номинальный ток для Г3 и Г4
Ветвь генератора Г1+Г2:
Отношение начального значения периодической составляющей тока к.з. от генераторов при к.з. в точке К1 к номинальному току по рис.3.26 [1]:
Апериодическая составляющая тока к.з.
Ветвь генератора Г3:
Ветвь генератора Г4:
Периодическая составляющая тока к.з. от энергосистемы считается неизменной во времени.
Суммарное значение периодической составляющей:
Суммарное значение апериодической составляющей:
Короткое замыкание в точке К2 (шина 35 кВ)
Суммарный ток к.з. в точке К2:
Суммарный ударный ток в точке К2:
Отношение начального значения периодической составляющей тока к.з. от генераторов при к.з. в точке К2 к номинальному току по рис.3.26 [1]:
Короткое замыкание в точке К3 (шина 10 кВ (зажимы генератора))
Суммарный ток к.з. в точке К3:
Суммарный ударный ток в точке К3:
Отношение начального значения периодической составляющей тока к.з. от генераторов при к.з. в точке К3 к номинальному току по рис.3.26 [1]:
Полученные результаты расчётов токов к.з. приведены в таблице 4.
Таблица 4 результаты расчётов токов к.з.
2 Выбор выключателей и разъединителей
Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ
Расчётные токи к.з. принимаем по таблице 4:
Полный импульс квадратичного тока к.з. определяется из выражения:
Выбираем по [1] выключатель масляный баковый У-110-2000-50У1 для наружной установки с приводом типа ШПЭ-44У1. Выбираем разъединитель РДЗ-1-1102000 с приводом типа ПД-1У1.
Расчётные и каталожные данные заносим в таблицу 5.
Таблица 5 данные выключателя и разъединителя на 110 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ
Выбираем по [3] выключатель масляный баковый С-35М-2000-10-У1 для наружной установки с приводом типа ШПЭ-38. Выбираем разъединитель РДЗ-1-351000 с приводом типа ПД-1У1.
Расчётные и каталожные данные заносим в таблицу 6.
Таблица 6 данные выключателя и разъединителя на 35 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на 10 кВ
Выбираем по [1] выключатель маломасляный МГУ-20-90 для наружной установки с приводом типа ПС-31. Выбираем разъединитель РЗ-10УЗ с приводом типа ПЧ-50.
Расчётные и каталожные данные заносим в таблицу 7.
Таблица 7 данные выключателя и разъединителя на 10 кВ
3 Выбор шин и изоляторов
Выбор шин и токоведущих частей 110 кВ
Шины выбирают по условиям нормального режима и проверяют на термическую и электродинамическую устойчивость току к.з. В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполняемые проводами АС.
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.
По табл. П3.3 [1] принимаем АС 12019. Расположение горизонтальное расстояние между фазами Dср=1 м.
q=120 мм2 ;d=152 мм2 ;Iдоп=390 А .
)проверка сечения на нагрев (по допустимому току):
)Проверка шин на схлёстывание не проводится т.к
)Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится т.к. шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
)Проверку по условиям коронирования в данном случае можно не производить т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ – 70 мм2. Учитывая что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше чем на ВЛ проведём проверочный расчёт.
По 4.31 [1] начальная критическая напряжённость
Где m=082 – коефициент учитывающий шероховатость
Напряжённость вокруг провода
Условие проверки:107Е ≤ 09Е0
Таким образом провод АС 12019 по условиям короны подходит.
Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами.
Сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ=1 Амм2.
Принимаем провод АС 40022 сечение провода 400 мм2 наружный диаметр 266 мм допустимый ток 830 А.
Проверяем провода по допустимому току:
Проверку на термическое действие тока не производим т.к. токоведущие части выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Выбор шин и токоведущих частей 35 кВ
По табл. П3.3 [1] принимаем два несущих провода маркиАС 30066
Два провода по q=300 мм2 ;d=245 мм2 ;Iдоп=680 А .
)Проверка шин на схлёстывание должна быть произведена т.к
Сила взаимодействия между фазами
Смла тяжести 1 м токопровода (с учетом массы колец 16 кг массы провода АС 30066 175 кг)
Допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям h=2.5 м
Допустимое отклонение фазы
Схлестывания не произойдет т.к.
Токоведущие части от выводов 35 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами.
Принимаем два несущих провода марки АС 70086 сечение провода 700 мм2 наружный диаметр 362 мм допустимый ток 1180 А.
Выбор токоведущих частей 10 кВ
Токоведущие части от выводов генераторов до выводов НН трансформаторов выполняем однополосными алюминиевыми шинами прямоугольного сечения окрашенные по таблице П3.4 [1].
Сечение выбираем по экономической плотности тока
Выбираем трехполосные шины медные прямоугольного сечения окрашенные по таблице П3.4 [1].
Сечение полосы q=960 мм2 ; размеры шины h×b=120×8 мм ;
допустимый ток Iдоп=4340 А.
)проверка по допустимому току:
)проверка шин на термическую стойкость при к.з. проводится по условию:
Для голых токоведущих частей
Температура окружающей среды
Допустимая температура нагрева шин при к.з.
Минимальное сечение по термической стойкости
С – функция определённая по таблице 3.14 [1] C=167
) проверка шин на электродинамическую стойкость.
Механический расчёт однополосных шин:
Наибольшее удельное усилие
где l – длина пролёта между опорными изоляторами l=1.5 м.
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента
где W – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия
Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000 УЗ ; Fразр=20000 Н высота изолятора Н=134 мм.
Проверяем изоляторы на механическую прочность.
Максимальная сила действующая на изгиб:
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции
Разработка схемы собственных нужд станции
Рис. 3.1. Схема электроснабжения С.Н. КЭС с пятью энергоблоками. Секции С.Н.
кВ показаны только для первого энергоблока.
Рабочие трансформаторы СН блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов определяется по 5.18 [1] где РС.Н.мах подсчитывается в зависимости от установленной мощности энергоблока. Распределительное устройство С.Н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6-10 кВ для блочных ТЭС принимается: 2 на каждый энергоблок. Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору С.Н.. На рис.3.1. приведена схема питания С.Н. части блочной КЭС с четырьмя энергоблоками по 75 МВт. Трансформаторы С.Н. Т1 Т2 Т3 Т4 питают секции 6 кВ соответствующего первого энергоблока 1ВА 1ВВ; второго 2ВА 2ВВ; третьего 3ВА 3ВВ; четвёртого 4ВА 4ВВ. К этим секциям присоединяют электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений общестанционная нагрузка и трансформаторы 604 кВ.
Резервное питание секций С.Н. осуществляется от резервных магистралей связанных с пускорезервными трансформатором С.Н. (Т5). Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые 2-3 энергоблока.
Резервный трансформатор С.Н может присоединяться при помощи ответвлений от блока генератор- трансформатор с установкой генераторного выключателя.
В данной схеме С.Н. число резервных трансформаторов 1 типа ТРДНС-10000110 и 4 рабочих трансформатора типа ТРДНС-630010.
Мощность каждого блока С.Н. составляет 282 МВА.
Мощность рабочих ТСН выбираем по условию:где SCH – мощность с.н. блочной части ТЭС ;n – число секций 6 кВ блочной части ТЭС.
Принимаем четыре трансформаторов типа ТРДНС-630010.
Резервирование 6 кВ собственных нужд осуществляем от шин 110 кВ трансформатором мощность которого в полтора раза больше рабочего трансформатора собственных нужд. По [4. табл. 3.4.] выбираем трансформатор ТДН 10000110. Мощность собственных нужд 04 кВ ТЭС принимаем равной 15% общей мощности СН:
Мощность трансформатора 604 кВ принимаем:
гдеn – число трансформаторов СН 04 кВ n =4 ;
По [5. табл. 6.51.] принимаем трансформатор типа ТМ-4006.
Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции
Место установки приборов
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счетчик активной энергии датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр амперметр и вольтметр
Амперметр вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
Блок генератор- трансформатор
Блочный трансформатор НН
Амперметр ваттметр варметр с
двухсторонней шкалой
Трансформатор связи с энергосистемой или РУ различных напряжений
Амперметр ваттметр варметр с двухсторонней шкалой
Линии для трансформатора С.Н.
На вводе к секциям 63 кВ: амперметр ваттметр счетчик активной энергии датчик активной мощности
Амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
Вольтметр вольтметр с переключением
Сборных шин высшего напряжения электростанции
Вольтметр с переключением частотомер вольтметр регистрирующий суммирующий ваттметр 2 частотомера 2 вольтметра синхронизации синхроноскоп осциллограф
Шиносоединительного и секционного выключателей
Обходного выключателя
Амперметр ваттметр варметр с двухсторонней шкалой расчетные счетчики и фиксирующий прибор
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
3. Выбор и проверка класса точности трансформатора тока в цепи ЛЭП-35 кВ
Трансформатор тока выбираем по:
- напряжению установки ;
- конструкции и классу точности;
- электродинамической стойкости;
гдекэд – кратность электродинамической стойкости;
I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока;
- термической стойкости;
гдекТ – кратность термической стойкости;
- вторичной нагрузке
гдеz2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Определим расчётные данные
Номинальный ток в линии
гдеn – количество линий высшего напряжения;
Максимальный ток в линии при снижении напряжения на 5%
Индуктивное сопротивление токовых шин невелико поэтому z2 r2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:.
Сопротивление приборов определяем по формуле:
гдеSприб – мощность потребляемая приборами;
I2 – вторичный номинальный ток прибора.
Для определения нагрузки трансформатора тока составим таблицу в которой указаны все приборы подключённые ко вторичной обмотке трансформатора тока.
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Сопротивление контактов принимаем 001 Ом.
Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения
Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода; во вторичной цепи
принимаем провода с алюминиевыми жилами (ρ = 00283);
lрасч – расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока.
Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) принимаем по [1. стр. 375] приблизительно равной 70 м для линий 35 кВ.
По условию прочности для алюминиевых жил сечение не должно быть меньше 4 мм2. Принимаем q = 45 мм2.
В цепи ЛЭП-35 кВ принимаем трансформатор тока ТФЗМ35-У1.
Сравнение расчётных и каталожных данных сведём таблицу.
Трансформатор тока ТФЗМ110-У1
4. Выбор и проверка класса точности трансформатора напряжения в цепи
Трансформаторы напряжения выбираются:
- по напряжению установки Uуст ≤ Uном;
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке
где - нагрузка всех измерительных приборов и реле;
- номинальная мощность в выбранном классе точности.
Определим расчётные данные:
Определим нагрузку всех измерительных приборов присоединённых ко вторичной обмотке трансформатора напряжения.
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
По [1. табл. П. 4.6.] принимаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09.
Класс точности трансформатора 05.
5. Выбор схемы управления и сигнализации выключателем
Действие индивидуальной световой аварийной сигнализации прекращается приведением ключа или реле KQQ в положение «отключено». Эта операция носит название квитирования сигнала. Одновременно с индивидуальным световым сигналом действует общий аварийный звуковой сигнал.
Включение контактов реле КСС в цепь несоответствия исключает ее ложную работу при подаче команды «включить». Звуковой сигнал снимается в результате подачи тока в обмотку 2 реле КНА. Это осуществляется вручную нажатием на кнопку центрального съема сигнала SBC или автоматически от контактов реле ограничения длительности сигнала КТ. Звуковой сигнал снимается также при квитировании ключа управления. При этом размыкается цепь несоответствия и во вторичную обмотку Т трансформируется импульс обратной полярности который отпирает транзистор TV2 что вызывает возврат КНА в исходное положение.
Реле РИС-Э2М обеспечивает возможность подачи повторного сигнала если до квитирования ключа управления первого выключателя также аварийно отключается второй и т.д. Новая цепь несоответствия подключается параллельно первой сопротивления общей цепи меняется что приводит к возрастанию тока в обмотке Т. Импульс переходного процесса трансформируется во вторичную цепь обуславливая новый запуск реле КНА и т.д.
Рис. 3.2. Общая схема управления и сигнализации выключателя с ключом ПМОВФ
Разработка конструкции распределительных устройств
На ТЭС применены схемы с блочными агрегатами и с выдачей мощности в сети высокого напряжения. В схеме использованы простые блоки в которых к каждому генератору присоединён соответствующий повышающий трансформатор. РУ на напряжение 35 кВ выполнено открытыми. В качестве схемы РУ 35 кВ принимаем схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. В схеме применяется фиксированное распределение присоединений шиносоединительный и обходной выключатель. Установка этих выключателей обеспечивает большую оперативную гибкость.
К достоинствам этой схемы следует отнести:
- возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников;
- при к.з. на одной системе шин потребитель теряет питание только на время переключения на другую систему шин;
- схема является гибкой и достаточно надёжной.
- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников и линий присоединённых к данной системе шин а если в работе находится одна СШ то отключаются все присоединения. Ликвидация аварий затягивается т.к. все операции по переходу с одной СШ на другую производятся разъединителями;
- повреждение шиносоединительного выключателя равнозначно к.з. на обеих системах шин т.е. приводит к отключению всех присоединений;
- большое количество операций с разъединителями при выводе в ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.
В ходе проделанного курсового проекта была спроектирована
теплоэлектростанция мощностью 240 МВт. На первой стадии проекта был произведён технико-экономический расчёт возможных электрических схем станции и был выбран оптимальный вариант. На второй стадии проекта был произведен выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции для чего были рассчитаны токаи трёхфазных коротких замыканий на сборных шинах 10 35 и 110 кВ. была выбрана схема собственных нужд станции и измерительные приборы для всех электрических цепей станции и. в результате разработки конструкции распределительного устройства на среднем напряжении 35 кВ в качестве ОРУ была принята двойная система сборных шин с обходной системой шин.
Список использованной литературы
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. Изд. 3-е – М.: Энергоатомиздат 1987 – 684 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем Ершевич В.В. Зейлигер А.Н. Илларионов Г.А. и др.; под редакцией Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. – 3-е изд. переработанное и дополненное – М. Энергоатомиздат 1985 – 352 с.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР – 6-е издание переработанное и дополненное – М. Энергоатомиздат 1985 – 640 с.
Неклипаев Б.Н. Кручков И.П. Электрическая часть станций и подстанций : справочные материалы для курсового и дипломного проектирования; учебное пособие для вузов – 4-е издание М.: Энергоатомиздат 1989 – 608 с.
Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей – 2-е издание переработанное и дополненное Блок В.М. Обушев Г.К. и др.4 под ред. Блок В.М. – М.: Высшая школа 1990 – 383 с.

Содержание.doc

Разработка главной схемы электрических соединений электростанции3
1.Обработка заданных графиков нагрузок3
2.Разработка вариантов главной схемы первичных соединений электростанции11
3.Выбор типа генераторов12
4.Выбор трансформаторов12
5.Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанции13
Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы станции17
1.Расчёт токов трёхфазных коротких замыканий17
2.Выбор выключателей и разъединителей28
3.Выбор шин и изоляторов30
Собственные нужды измерения управление и сигнализация на станции34
1.Разработка схемы собственных нужд34
2.Выбор измерительных приборов для всех электрических цепей станции36
3.Выбор и проверка класса точности трансформатора тока в цепи ЛЭП-35 кВ36
4.Выбор и проверка класса точности трансформатора напряжения в цепи ЛЭП-3538
5.Выбор схемы управления и сигнализации выключателем39
Разработка конструкции распределительных устройств42
Список использованной литературы44

Введение.doc

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства как универсальность и простота использования возможности производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.
Электроснабжение осуществляется в настоящее время преимущественно от электростанций с агрегатами большой мощности. Наиболее крупные тепловые электростанции достигают мощности 3600 МВт атомные – 2500 МВт а гидравлические – 6000 МВт.
С целью повышения надёжности электроснабжения потребителей и получения определённого народно-хозяйственного экономического эффекта электростанции объединяются на параллельную работу в энергосистемы которые в свою очередь при развитии объединяются в энергообъединения и в объ6единённые энергосистемы. Энергосистемы являются основой электрификации страны. Объединение электростанций в энергосистемы даёт ряд преимуществ:
-повышается надёжность электроснабжения потребителей;
-уменьшается требуемый резерв мощности в системе;
-улучшаются условия загрузки агрегатов благодаря выравниванию графиков нагрузки и снижению максимума нагрузки системы;
-появляется возможность более полного использования генерируемых мощностей электростанций если имеется различие в их географическом расположении по широте и долготе;
-улучшаются технико0экономические показатели энергетики введу возможности использования более мощных агрегатов;
-улучшается культура эксплуатации энергохозяйства;
-появляются условия для оптимального управления развитием и режимами работы энергетики в целом как подсистемы народного хозяйства страны для создания автоматической системы диспетчерского управления энергосистемами и объединёнными энергосистемами а так же для создания автоматизированной системы управления энергетикой как отраслью народного хозяйства.
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь торф горючие сланцы а также газ и мазут.
Тепловые электростанции делятся на тепловые конденсационные электрические станции (КЭС) и на теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях и блочный принцип построения электростанции.
Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Они отличаются от КЭС использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства а также для отопления кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением.