Проектирование электрической части ТЭЦ

Курсовой проект.docx

Министерство профессионального образования подготовки и расстановки кадров
Республики Саха (Якутия)
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Республики Саха (Якутия)
«Южно-Якутский технологический колледж»
По дисциплине: «МДК 02.01 Техническая эксплуатация электрооборудования электрических станций сетей и систем»
На тему: «Проектирование электрической части ТЭЦ»
Студент заочного отделения
Выбор главной электрической схемы и основного оборудования ТЭЦ
1 Выбор структурной схемы
3 Выбор трансформатора
4 Выбор электрической схемы ГРУ
5 Выбор секционных реакторов
6 Выбор электрической схемы ОРУ
7 Выбор электрической схемы собственных нужд
8 Выбор схемы питания местного района нагрузки
Расчет токов короткого замыкания
1 Расчет параметров элементов схемы
2 Преобразование схемы замещения к простейшему виду
3 Определение коэффициента токораспределения в ветвях
4 Расчет токов короткого замыкания методом расчетных кривых
Выбор аппаратуры расчетного ответвления и сечения кабеля
1 Выбор выключателя.
3 Выбор выключателя. Проверка.
4 Выбор разъединителя
6 Выбор разъединителя на каждом из присоединений
Проектирование тепловой электрической станции - это процесс составления технического описания еще не существующего объекта предназначенного для производства и выдачи потребителям электрической энергии. Это описание в графической и текстовой форме составляет содержание проекта представляющего собой совокупность документов необходимых для создания новой электростанции.
Конкретное проектирование электрических станций как основных установок электроэнергетических систем выполняется на последнем этапе проектирования когда уточняются и корректируются схемы развития энергетических районов государства а также проверяется техническая выполнимость намеченных плановых решений и определяются требуемые капиталовложения.
Основные цели проектирования электрических станций:
Создание условий для производства и выдачи электроэнергии в соответствии с заданным графиком нагрузки и другими техническими данными;
Обеспечение требуемой надежности работы электроэнергетического оборудования;
Обеспечение заданного качества электроэнергии;
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок и снижение ежегодных издержек при их эксплуатации;
Процесс проектирования осуществляется в соответствии с алгоритмом проектирования который в силу изложенного представляет собой
определенную последовательность простых операций и процедур.
Схемы электрических соединений и соответствующие им распределительные устройства являются важными элементами электрических станций и подстанций.
На выбор схем электрических соединений электрических станций и подстанций влияет ряд факторов:
Тип электростанции (подстанции);
Число и мощность генераторов и силовых трансформаторов;
Наличие характер и величина местной нагрузки;
Категория потребителей;
Роль электростанции в энергосистеме величина запаса мощности в резерве пропускная способность внутрисистемных и межсистемных связей прогноз развития;
Схемы и напряжение прилегающих сетей энергосистемы;
Уровень токов короткого замыкания;
Наличие оборудования нужных параметров и надежности его работы;
Величина ущерба при нарушении электроснабжения и недоотпуска электроэнергии потребителям а также величина системного ущерба при аварийном отключении генераторов блоков генерирующих узлов ЛЭП высокого напряжения межсистемных связей и т.п.
Наличие площадей для сооружения распределительных устройств;
Опыт и научная эрудиция проектировщиков.
Выбор главной электрической схемы и основного оборудования
Главной электрической схемой называется схема электрических и трансформаторных соединений между основными элементами электростанции связанными с производством преобразованием и распределением электроэнергии.
Схема трансформаторных соединений между генераторами и РУ основных напряжений называется структурной электрической схемой. Она показывает распределение генераторов между РУ различных напряжений и связей между РУ. В главной электрической схеме условно выделяют электрическую схему собственных нужд станции.
Структурную схему электрической части электростанций выбирают на основании технико-экономических вариантных расчетов. Для простых исходных условий структурную схему определяют однозначно и ее проектирование сводится к выбору необходимых трансформаторов.
Тепловые электроцентрали располагают в непосредственной близости от центров местной нагрузки. Поэтому часть вырабатываемой энергии ТЭЦ могут выдавать в распределительные сети местной нагрузки на генераторном напряжении и часть – в распределительные сети системы на напряжениях 110–220 кВ.
Выбор структурной схемы ТЭЦ осуществляют исходя из следующих условий:
Мощность местной нагрузки 6–10 кВ не менее 30% установленной мощности электростанции;
Мощность агрегатов 32–63 МВт.
Если данные условия выполняются то целесообразно создание РУ генераторного напряжения (ГРУ) к которому подключаются генераторы и кабельные линии сети местной нагрузки.
= 42 МВт (см. исх. данные)
= 2× 60 = 120 МВт (см. исх. данные)
= 12% × = 12% × 120 = 144 МВт (см. исх. данные)
Мощность электростанции без учета собственных нужд:
= – = 120 – 144 = 1056 МВт
Для создания ГРУ необходимо чтобы выполнялось условие:
МВт > 03 × 1056 = 3168 МВт
Условия выполняются следовательно генераторы мощностью 60 МВт целесообразно объединить в ГРУ. Структурная схема показана на рисунке 1.1. На ней показаны генераторы (Г); ОРУ - 110 кВ; ГРУ - 105 кВ; местная нагрузка (); нагрузка собственных нужд (); трансформаторы связи (ТС). Генераторы мощностью 32 МВт присоединены к ГРУ.
Турбогенераторы для ТЭЦ выпускают номинальной мощностью 25; 40; 60; 12; 30 (32); 50; 60 (63); 100; 150; 200; 220; 300; 500; 800; 1200 МВт.
К ГРУ присоединены 2 генератора.
Паспортные данные генераторов приведены в таблице 1.1
Наименование параметров
Номинальная частота вращения (в обмин)
Номинальная полная мощность МВА
Номинальная активная мощность МВт
Номинальное напряжение кВ
3 Выбор трансформаторов
Выбор трансформаторов включает в себя определение количества типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электростанции.
3.1 Выбор трансформаторов связи
На ТЭЦ имеющих РУ генераторного напряжения предусматривается установка трансформаторов для связи данных РУ с РУ повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме когда работают все генераторы и для резервирования питания местной нагрузки на напряжение 6 – 10 кВ при
плановом или аварийном отключении одного генератора.
Исходя из требований надежности электроснабжения местных потребителей на ТЭЦ как правило предусматривается 2 трансформатора связи.
Мощность передаваемую через трансформаторы определяют с учетом различных значений cos φ генераторов потребителей собственных нужд и местной нагрузки:
– суммарные активные и реактивные мощности генераторов присоединённых к ГРУ
– активная и реактивная мощности собственных нужд
– местная нагрузка на генераторном напряжении
Мощность передаваемая через трансформаторы связи изменяется в зависимости от режима работы генераторов:
а) режим минимальных нагрузок (летний)
б) в режиме максимальных нагрузок (зимний)
в) аварийный режим (отключение самого мощного генератора)
Определим мощность передаваемую трансформатором связи в нормальном (зимнем) режиме.
= 42 МВт (см. исх. данные);
= 2 х 63 = 126 МВт (см. исх. данные и п. 1.2)
tg φ определим из cos φ = 0.8 (см. п. 1.2)
tg φ = tg(arccos φ) = tg(arccos 08) = 075
= 126 х 075 = 945 МВА
Мощность собственных нужд:
= 12% х = = 1512 МВт
= 12% х = = 1134 МВА
Определим местную реактивную нагрузку:
= tg φ х = 075 х 42 = 315 МВА
Определим расчетную мощность в нормальном зимнем режиме:
Определим мощность передаваемую трансформаторами связи в нормальном (летнем) режиме:
Определим активную и реактивную мощности местной нагрузки:
k = 08 - коэффициент учитывающий снижение нагрузки:
= tg φ х . = 075 х 42 = 315 МВА
Определим расчетную мощность в нормальном летнем режиме:
Определим расчетную мощность передаваемую трансформаторами в аварийном режиме (1 генератор мощностью 63 МВт отключен).
= х tg φ = 63 х 075 = 4725 МВА
Определим мощность собственных нужд:
= 12% х 63 = 756 МВт
= 12% х 47.25 = 567 МВА
Определим расчетную мощность в аварийном режиме:
По максимальной расчетной нагрузке определяем мощность каждого из двух трансформаторов связи согласно условию:
= 14 – коэффициент перегрузки трансформатора
Мощность трансформатора:
В качестве трансформаторов связи выбираем трансформатор типа ТРДН – 63000110. Параметры трансформатора приведены в табл. 1.2
Номинальная мощность МВ·А
Напряжение обмотки ВН кВ
Напряжение обмотки НН кВ
Потери короткого замыкания кВт
Потери холостого хода кВт
Напряжение короткого замыкания %
Ток холостого хода %
4 Выбор электрической схемы распределительного устройства генераторного напряжения (ГРУ)
К РУ 6 – 10 кВ ТЭЦ подключается несколько питающих присоединений (генераторы и трансформаторы связи) и много линий отходящих к местным потребителям.
Необходимо чтобы схемы РУ 6 – 10 кВ удовлетворяли следующим
а) положение секции сборных шин и отказ выключателя не должны приводить к изменению и перерыву электроснабжения ответственных потребителей ( I-й категории по ПУЭ).
б) расширение РУ с увеличением местных нагрузок не должно приводить к изменению схемы и выполнению значительных строительных и монтажных работ.
Для указанных условий и требований целесообразно выбрать схему с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Схема представлена на рис. 1.2
Схема с двумя системами сборных шин обладает гибкостью и универсальностью она позволяет:
Ремонтировать сборные шины без перерыва питания потребителей;
Быстро восстанавливать питание потребителей при повреждении одной из систем шин;
Выделять одну из систем шин для проведения испытаний оборудования и линий;
Осуществлять различные группировки цепей и присоединений;
Секционирование сборных шин позволяет удовлетворить требованиям надежности схемы.
Распределительные устройства с двумя системами шин дороги сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок. При широком применении КРУ также ограничивается целесообразность применения двойной системы шин так как заводские КРУ изготовляются преимущественно с одной системой шин. Также недостатком данной схемы является большое количество разъединителей изоляторов токоведущих материалов и выключателей. Большое количество операций разъединителями приводит к возможности ошибочного отключения тока нагрузки.
5. Выбор секционных реакторов
Для ограничения уровня токов короткого замыкания на ТЭЦ применяют секционные реакторы. В нормальном режиме мощности между секциями распределены равномерно и перетоки мощностей через секционный реактор практически равны нулю. Номинальный ток реактора определим на основании перетоков мощности между секциями при отключении мощности питающих присоединений генераторов или трансформаторов связи.
5.1. Номинальный ток реактора
Номинальный ток реактора должен удовлетворять условие:
– номинальный ток генератора секции
= 433 кА (см. табл. 1.1)
Предварительный ток реактора:
= 433 × 06 = 2598 кА
5.2. Ток протекающий через реактор при отключении одного трансформатора связи (рис. 1.3)
- мощность генератора
- мощность местной нагрузки
. – мощность собственных нужд
Ток перетока определяем по формуле:
Выберем реактор исходя из условия: ≥
Выберем реактор типа РБГ10-2500-014-У3
Параметры приведены в таблице 1.3 Табл. 1.3
Длительно–допустимый ток А
Номинальное индуктивное сопротивление Ом
Ток электродинамической стойкости кА
Ток термической стойкости кА
5.3. Потеря напряжения в реакторе
Определим потерю напряжения по формуле:
Данный реактор соответствует нормам
6. Выбор электрической схемы ОРУ
Схема ОРУ повышенного напряжения во многом определяет как надежность выдачи станцией мощности и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую так и надежность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.
Схемы РУ повышенных напряжений следует составлять с учетом следующих требований:
а) ремонт выключателей 110 кВ и выше производить без отключения присоединений;
б) воздушную линию отключать от РУ не более чем двумя выключателями;
в) трансформаторы блоков отключать от РУ не более чем тремя выключателями;
г) автотрансформаторы связи двух РУ отключать не более чем шестью выключателями на обоих РУ и не более чем четырьмя в одном из РУ;
д) отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтных режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий а также к одновременному отключению нескольких линий если при этом нарушается устойчивость параллельной работы энергосистемы;
е) при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока а в ремонтном – не более двух блоков при этом не должны возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.
Учитывая ответственность потребителей выберем схему ОРУ с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение и обходной системой шин с обходным выключателем. Схема ОРУ представлена на рис. 1.4
Главные элементы электроустановок собственных нужд электростанций - машинные агрегаты представляющие собой совокупность рабочей машины или механизма собственных нужд (насосов вентилятора и т.д.) и привода. Электроустановка собственных нужд потребляет значительную часть энергии вырабатываемой электростанцией.
Распределительные устройства собственных нужд выполняются с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение.
Места присоединения резервных трансформаторов собственных нужд должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирают с учетом числа и мощности потребителей собственных нужд.
7.1 Выбор трансформатора собственных нужд
n = 2 (число секций);
– расчетный переводной коэффициент;
= 1512 МВт (см. п. 1.3.1);
= = 126 МВт (см. п. 1.3.1);
= 2 × 7875 = 1575 МВ·А (см. табл. 1.1);
Выберем трансформатор типа: ТДНС 1000035. Параметры приведены в табл. 1.4
Схема собственных нужд представлена на рис. 1.5
В схеме питания местного района применим сдвоенный реактор с четырьмя ответвлениями. Всего для питания местного района потребуется 4 реактора.
Местная нагрузка распределена равномерно между секциями. На каждой секции по 2 реактора. Схема питания показана на рис 1.6
Составим расчетную схему (рис. 2.1)
1.1 Приведение элементов схемы к базисным условиям
Базисные условия выбирают из соображений удобства проведения расчетов. За базисную мощность принимают круглую цифру 100 1000 10000 и т.д. За базисное напряжение принимают среднее эксплуатационное (линейное) напряжение = в точке КЗ согласно шкале 04; 63; 105; 138; 1575 и т.д.
За базисную мощность принимаем величину = 1000 МВ·А
За базисное напряжение принимаем величину = 105 кВ
Базисный ток определяем по формуле:
Приведем к базисным условиям сопротивление генератора согласно формуле:
= 0153 (см. табл. 1.1)
= 7875 МВ·А (см. табл. 1.1)
= = = = 0153 × = 194 о.е.
Приведем к базисным условиям сопротивление трансформаторов связи согласно формуле:
Приведем к базисным условиям сопротивление секционных реакторов согласно формуле:
= 014 Ом (см. табл. 1.3)
Приведем к базисным условиям сопротивление системы:
= 16 Ом (см. исх. данные)
= 1000 МВ·А (см. исх. данные)
Составим схему замещения согласно расчетной схеме приняв источник в виде сопротивления и ЭДС. Схема замещения на рис. 2.2
Преобразуем треугольник сопротивлений ; ; в звезду. (рис. 2.3)
Сложим последовательно сопротивления и а так же и получим сопротивление и . (рис. 2.4)
= + = 0011 + 16 = 1611 о.е.
= + = 0107 + 141 = 2047 о.е.
Сложим параллельно сопротивления и получим сопротивление . (рис. 2.5)
Последовательно сложим сопротивление и получим сопротивление . (рис. 2.6)
= + = 0898 + 0107 = 1005 о.е.
Определим результирующее сопротивление параллельно сложив . и . (рис. 2.7)
3 Определение коэффициентов токораспределения в ветвях
Используя метод чужого сопротивления определяем коэффициент токораспределения в параллельных ветвях приняв = 1. Для :
= × = 1 × = 0618 о.е.
= × = 0554 × = 05 о.е.
+ 006 + 05 = 096 о.е
Коэффициенты токораспределения были найдены верно.
4 Расчет токов КЗ методом расчетных кривых
4.1 Определение расчетных сопротивлений лучей схемы
Расчетная схема представлена на рис. 2.8
Схема замещения расчетной схемы представлена на рис. 2.9
Коэффициент токораспределения лучей:
= = 06 о.е. (см. п. 2.3)
= = 01 о.е. (см. п. 2.3)
= 03 о.е. (см. п. 2.3)
Определим мощности лучей:
= =7875 МВ·А (см. табл. 1.1)
= = 7875 МВ·А (см. табл. 1.1)
= = 1000 МВ·А (см. исх. данные)
= 1000 МВ·А (см. п. 2.3 и п. 2.1)
Расчетное сопротивление лучей:
4.2 Определение периодической составляющей тока
По расчетным кривым для каждого значения найдем относительные токи в момент времени t = 0 и t = 01.
4.3 Базисные токи лучей
Базисные токи определяются по формуле:
4.4 Определим периодическую составляющую в момент времени t=0 t=01
Определим периодическую составляющую в момент времени t=0
= × = 10 × 4335 = 4335 кА
= × = 18 × 4335 = 7803 кА
= × = 135 × 55.050 =74.3175 кА
= + + =43.35 + 7803 +74.3175 = 1254705 кА
Определим периодическую составляющую в момент времени t=01
= × = 62 × 4335 = 26877 кА
= × = 159 × 4335 = 6892 кА
= × = 115 × 55050 = 633075 кА
= + + = 6892 + 633075 + 26877 = 970765 кА
4.5 Расчет ударного тока КЗ
Ударный ток КЗ определяется по формуле:
– ударный коэффициент
Для луча 1: = 1955; = 025
Для луча 2: = 1955; = 025
Для луча 3: = 1965; = 026
= (1955 × 4385 + 1955 × 7803 + 1965 × 743175) = 344670 кА
4.6 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в точке К
= 43.85 × + 7803 × + 743175 × = 119.20111 кА
Схема расчетного ответвления показана на рис. 3.1
3.1Номинальный ток выключателя
Ток определяется по формуле:
= 3 МВт (см. исх. данные)
= 105 кВ (см. исх. данные)
= 08 (см. табл. 1.1)
Определим ток утяжеленного режима:
= × = × 0206 = 0273 кА
= количество ответвлений отходящих от одного реактора
Предварительно выбираем выключатель марки ВММ-10А-400-10У3 (ВММЭ-10А-630-20У3). Его параметры в табл. 3.1
Время термической стойкости с
Собственное время отключения с
Номинальный ток включения кА
2.1 Определение требуемого сопротивления реактора
Результирующее сопротивление цепи КЗ до установки реактора:
Схема замещения цепи показана на рис. 3.2
Требуемое сопротивление цепи КЗ определяется по формуле:
= 20 кА (см. табл. 3.1)
Определим требуемое сопротивление реактора:
= - = 0606 – 0048 = 0558 Ом
Определим токи протекающие через реактор в нормальном и утяжеленном режимах:
n – количество ответвлений первой ветви реактора
= × = × 04128 = 0549 кА
В соответствии с током утяжеленного режима и сопротивления выберем реактор типа РБСГ-10-2×630-056У3. Параметры приведены в таблице 3.2
Длительно-допустимый ток А
Индуктивное сопротивление Ом
Допустимое время действия тока термической стойкости с
2.2 Проверка реактора
Проверим реактор на электродинамическую стойкость.
Для этого должно выполняться условие:
= × × = × 1955 × 6.892= 18998
Условие выполняется: 1898 24
Проверим реактор на термическую стойкость:
Для этого должно выполнятся условие:
= × = 8 = 71442 × × с=074103 × с
= × ( + ) = × (4105 + 023) =
Условие выполняется.
2.3 Потери напряжения в реакторе
Определим потери напряжения:
Определим остаточное напряжение на шинах КЗ за реактором:
должно быть 65 - 80%
Выбранный реактор удовлетворяет всем условиям
Параметры проверяемого выключателя в табл. 3.1
3.1 Проверка на электродинамическую стойкость
Для выполнения этого должно выполняться условие:
= 25.5 кА (см. табл. 3.1)
Условие выполняется: 18.998 25.5
3.2 Проверка на термическую стойкость
3.3 Проверка на отключающую способность
Определим время расхождения дугогасительных контактов
= 0105 с (см. табл. 3.1)
= 0105 + 001 = 0115 с
Определим периодическую составляющую в момент = 0115
Приведем к базисным условия сопротивление реактора:
= 056 Ом (см. табл. 3.2)
= 1000 МВ·А (см. п. 2.1.1)
= 105 кВ (см. п. 2.1.1)
Мощность лучей: (см. п. 2.4.1)
Коэффициент токораспределения лучей: (см. п. 2.4)
Определим расчетное сопротивление лучей:
= + = + = 10178 о.е.
По расчетным кривым определим периодическую составляющую тока КЗ в моменты времени t = 0 t = 0105
Для луча > 3 необходимо сделать пересчет так как ток КЗ не будет изменен во времени:
Определим базисные токи лучей: (см. п. 2.4.3)
Найдем значение периодической составляющей в момент t = 0
= × = 0.86 × 4335 = 37281 кА
= × = 015 × 4335 = 0650 кА
= × = 0098 × 55050 = 53949 кА
Определим значение периодической составляющей в момент t = 0115
= × = 0.79 × 4335 = 3423 кА
= + + = 3423 + 0650 + 5.3949 = = 94679 кА
Определим апериодическую составляющую в момент времени t = 0105
= = 025 с (см. п. 2.4.5)
= 025 с (см. п. 2.4.5)
= 141× (3.7281 × + 0650 × + 53949 × )= 872326 кА
Сделаем проверку выключателя по полному току. Должно выполнятся условие: × × × × (1 + )
= 0 так как = 0115 > 008
Условие выполняется. Выбранный выключатель удовлетворяет всем нормам поэтому окончательно выберем выключатель типа ВМП-10-630-20У3.
4.1 Определим рабочий ток через разъединитель
По рабочему току выбираем разъединитель типа РВФ3-101000 II - II МУ3
Параметры разъединителя приведены в табл. 3.3
РВФ3-101000 II - II МУ3
Время действия тока термической стойкости с
4.2 Проверка на электродинамическую стойкость
= 18.998 (см. п. 3.2.2)
Условие выполняется: 18998 100
4.3 Проверка на термическую стойкость
= × = 4 = 0.640 × × с
Условие выполняется: 0.205 × 0.640 ×
Данный разъединитель удовлетворяет всем предъявленным требованиям.
К секциям одной ветви сдвоенного реактора подходят 2 кабеля питания. Они присоединяются к ячейкам КРУ. Мощность ответвления 48 МВт.
5.1 Определим ток нормального режима
По условию проектирования полагается что питание потребителей I и II категории осуществляется двумя КЛ работающими параллельно.
Определим ток в утяжеленном режиме:
Согласно рекомендациям ПУЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при = 6000 часов принимаем экономическую плотность тока = 12 Амм2
5.2 Определим экономическое сечение кабеля
Наибольшее сечение для трехжильных кабелей составляет 240мм2 поэтому примем питание местной нагрузки по двум кабелям в нормальном режиме с условием что имеется третий резервный кабель того же сечения. Схема питания на рисунке 3.3.
Согласно условию просмотренному выше запишем:
Принимаем трехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией с алюминиевыми жилами марки ААБ сечением 240 мм2
Определим допустимый аварийный ток:
Данный кабель подходит.
5.3 Проверка на термическую стойкость
Определим начальную температуру кабеля в нормальном режиме.
= 65 ºС (температура при полной нагрузке)
= 15 ºС (температура почвы)
= 15 + (65 + 15) × ( = 44 ºС
По кривым зависимости Q = f(A) определим = 024×
= 200 ºС (допустимая температура кабеля)
= × (0115 + 01) = 102125
Определим величину характеризующую состояние кабеля при = +
= 04 × + = 058 × А2 *смм2
По графику зависимости определим и сравним эту величину с
Данный кабель подходит по всем условиям.
6.1 Определим рабочий ток через разъединитель
= = 1.5 МВт (мощность передаваемая через разъединитель)
По току выбираем разъединитель типа РВ-10400У3. Параметры разъединителя приведены в табл. 3.4
6.2 Проверка на электродинамическую стойкость
Для этого должно выполняться условие:
Условие выполняется: 18.998 41
6.3 Проверка на термическую стойкость
= 1149 × × с ( см. п. 3.2.2)
Условие выполняется. Данный разъединитель удовлетворяет всем требованиям.
В данном курсовом проекте рассчитана электрическая часть тепловой электростанции. В ходе работы мы научились выбирать схемы ТЭЦ силовые трансформаторы трансформатор собственных нужд трансформатор связи типа ТРДН – 63000110 реактор типа РБСГ-10-2×630-056У3 разъединитель типа РВФ3-101000 II - II МУ3.
Произведен выбор целесообразного способа ограничения токов КЗ электрической схемы РУ. Рассчитаны токи короткого замыкания и выбраны коммутационные аппараты. Получен навык проектирования электрической части электростанции.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 2013. – 608 с.: ил.
Рожкова Л.Д. Корнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования 4-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2007. – 448 с.: ил.
В.В. Ежков; Под. ред. В.А. Строева. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: учеб. пособие для электроэнерг. спец. – М.: Высш. шк. 1999. – 352 с.: ил.
Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов2013. – 410с: ил.
Хошмухамедов И.М. Монтаж наладка и эксплуатация электрооборудования 2006. – 380с.: ил.
Емцев А.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Проектирование электрической части ТЭЦ. – Братск: БрГТУ2000
Составитель: Апостолова И.В. Проектирование местных электрических сетей. Методические указания к курсовому проекту по специальности 140407 Электрические станции сети и системы; ТИ (Ф) ЯГУ2010. – 65с: ил.
Правила охраны труда при эксплуатации электроустановок.