Выполним любую студенческую работу

Учебная работа. Проектирование и расчет электростанции

Учебная работа. Проектирование и расчет электростанции

1 ВВЕДЕНИЕ

Тема дипломного проекта ГРЭС 880 МВт, разработана на основании документов ПУЭ, НТП, ПТБ.

В согласовании с выданным заданием данная ГРЭС мощностью 880 МВт сооружается в районе Западной Сибири.

Западная Сибирь — часть Сибири, расположенная меж Уральскими горами на западе и руслом реки Енисей на востоке. Площадь региона — 2,6 млн. км (15 % местности Рф). Население — 15 млн. человек (10 % населения Рф). Плотность населения 5,77 чел. на 1 км.

Западная Сибирь представляет собой местность, простирающуюся на 2500 км от Северного Ледовитого океана до возвышенностей Казахского мелкосопочника и на 1900 км от гор Урала до Енисея. Около 80 % площади Западной Сибири размещено в границах Западно-Сибирской равнины, которая состоит из 2-ух плоских чашеобразных очень заболоченных впадин, разбитых завышенными до 175–200 м Сибирскими Увалами. На юго-востоке Западно-Сибирская равнина, равномерно повышаясь, сменяется предгорьями Алтая, Салаира, Кузнецкого Алатау и Горной Шории.

Самые развитые области индустрии добыча нефти, газа, каменного угля и лесная индустрия. В Западной Сибири добывается выше 70 % общероссийской добычи нефти и газа, около 30 % каменного угля и 20 % древесной породы. Действует мощнейший нефтегазодобывающий комплекс. Площадь нефтегазоносных земель составляет около 2 млн км.

Наикрупнейшие городка — Новосибирск, Омск, Тюмень, Барнаул, Новокузнецк, Томск, Кемерово, Курган, Павлодар, Усть-Каменогорск, Сургут.

2 Выбор главной электронной схемы ГРЭС-880 МВт

2.1 Избираем 4 блока мощностью 220 МВт.

Набросок 2.1- Структурная схема ГРЭС

3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГРЭС

3.1 Выбор генераторов

На электростанции устанавливается турбогенераторы серии Т3В. Турбогенераторы Т3В – это турбогенераторы с конкретным остыванием обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным остыванием активной стали сердечника статора и наполнением внутреннего места генератора воздухом при давлении близком к атмосферному. Система генераторов с полным водяным остыванием является взрыво- и пожаробезопасными и не просит оснащения средствами пожаротушения Данные избранных турбогенераторов приведены в таблице 1.

Таблица 1- Технические данные турбогенераторов

Тип генератора

Рн.г,МВт

Sн.г,МВ*А

cosц

Unom,kB

Inom,kA

Стоимость, тыс. руб

Т3В-220

259

220

0,85

15,75

9,49

201000

3.2 Выбор блочных трансформаторов

Выбор блочных трансформаторов делается по последующим условиям

Uн,внUуст. (3.1)

Uн,ннUуст.(3.2)

Sн,тSбл.т(3.3)

где Uн,вн- номинальное напряжение высочайшей стороны трансформатора,кВ;

Uн,нн- номинальное напряжение низкой стороны трансформатора,кВ;

Sн,т- номинальная мощность трансформатора, МВА;

Uуст.- напряжение на шинах РУ и генератора, кВ;

Sбл.т-расчетная мощность трансформатора, МВА.

Расчетная мощность трансформатора Sбл.т, МВА, определяется по формуле

Sбл.т=,(3.4)

где Рн.г – номинальная активная мощность генератора, МВт;

Рс.н- активная мощность собственных нужд, МВт;

Qн.г- номинальная реактивная мощность генератора, Мвар;

Qс.н- реактивная мощность собственных нужд, Мвар.

Номинальная реактивная мощность генератора Qн.г, Мвар, определяется по формуле

Qн.г=Рн.г*tgц,(3.5)

где cos – коэффициент мощности генератора.

Мощность на собственные нужды определяются по формулам

Рс.н=, (3.6)

Qс.н=, (3.7)

где п% – процент на расход электроэнергии на собственные нужды выбирается по учебнику Смирнова Л.Д.№11,С.433, %.

3.3 Выбор трансформатора для работы в блоке с генератором мощностью 220 МВт рассчитывается по формулам (3.2.1;3.2.2;3.2.3;3.2.4)

Qн.г = 220* 0,61 =Мвар;

Рс.н = МВт;

Qс.н = Мвар;

Sбл.т = МВА.

Избираем трансформатор типа ТДЦ-250000/220 по учебнику Неклепаева Б.Н. [№6,С.146].

Проверка трансформатора по условиям (1;2;3)

242 кВ220 кВ; 15,75 кВ=15,75 кВ;

250 МВА238,09 МВА.

Таблица 2 – Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора

Sн.т.,

МВА

Uн., кВ

Утраты, кВт

Uк, %

В-Н

Н-Н

Рх.х

Рк.з

ВН-НН

ТДЦ-250000/220

250

242

15,75

207

600

11

электростанция трансформатор ток замыкание

3.4 Перетоки мощности

4. Расчет числа линий

4.1 Расчет числа линий для связи с энергосистемами

Число линий для связи с энергосистемами п определяется по формуле

п=, (4.1)

где Рст- суммарная активная мощность генераторов на станции, МВт;

Рс.н. – суммарный расход активной мощности на собственные нужды, МВт;

Р220 – данная мощность на высочайшем напряжении, МВт;

Р1л – пропускная способность одной воздушной полосы, выбирается учебнику по Б.Н. Неклепаева, МВт.

Расчет числа линий по формуле 4.1

п =

Принимаем равное 3

4.2 Расчет числа тупиковых линий

,

где Р220 – данная перегрузка на высочайшем напряжении

,

Принимаем равное 2.

5 ВЫБОР СХЕМ РУ

5.1 Выбор схемы РУ 220 кВ

Для РУ – 220 кВ при числе присоединений меньше 12 применяется схема с 2-мя рабочими и одной обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Обе системы шин находятся в работе при соответственном фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений наращивает надежность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и лишь половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется продолжительностью переключений.

Рассматриваемая схема является гибкой и довольно надежной. Некого роста гибкости и надежности можно достигнуть секционированием одной либо обеих систем шин.

5.2 Недочеты Схемы РУ 220 кВ

– отказ 1-го выключателя при трагедии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все пользователи;

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

– огромное количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

– необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и огромного количества разъединителей наращивает Издержки на сооружение РУ.

– 6 Технико-экономическИЙ Расчет

6.1 Технико-экономическое сопоставление делается по способу приведенных издержек по формуле

З=К*рн+С, (6.1)

гдеК- серьезные Издержки на приобретение, установка и наладку оборудования,тыс. руб.;

рн- нормативный коэффициент эффективности, который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 0,12 по учебнику Л.Д. Рожковой №,С.395;

С -эксплуатационные расходы, тыс.руб.

Эксплуатационные расходы С, тыс. руб., определяются по формуле

С=С1+С2(6.2)

где С1- стоимость утрат на электроэнергию, тыс. руб.;

С2- стоимость серьезного ремонта, тыс.руб

Стоимость утрат на электроэнергию, С1, тыс. руб., определяют по формуле

С1=*W, (6.3)

где – стоимость 1кВт*ч потерянной электроэнергии, определяется по М.Н. Околовичу№,С.79;

Wутраты электроэнергии в трансформаторе, кВт*ч.

Утраты электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе W, кВт*ч, определяется по формуле

, (6.4)

где Рхх, Ркз – соответственно утраты мощности холостого хода и недлинного замыкания, берутся по паспортным данным трансформатора, кВт;

Т – длительность работы трансформатора, берется по Рожковой Л.Д.№, С. 399 и составляет 8160, ч;

– длительность наибольших утрат определяется по Рожковой Л.Д. №,С.396, ч.

Стоимость С2 тыс. руб., определяется по формуле

С2 =0,09*К, (6.5)

При расчете серьезных издержек К, тыс. руб. учитывается лишь разница в оборудовании рассматриваемых вариантах.

Таблица 3-Серьезные Издержки

Наименование оборудования

Стоимость единицы,тыс. руб

Избранный вариант

количество, шт.

Стоимость тыс. руб.

Генераторы Т3В-220

201000

4*220

804000

Трансформаторы

ТДЦ-250000/220

85200

4

340800

Ячейка ОРУ-220

4920

2

9840

Серьезные Издержки

1154640

6.2 Избранный вариант

кВт*ч,

С1 = 6*33*10-5* 4788970 = 9482,1 тыс. руб.;

С2= 0,09*K =0,09*1154640=103917 тыс. руб.;

С = 9482,1 + 103917 =113399,1 тыс. руб.

З =1154640 *0,12+ 113399,1=251955,9 тыс. руб.

7 ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Распределительные устройства собственных нужд производятся с 2-мя секционированными системами шин. Любая секция либо секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору собственных нужд.

Согласно НТП число запасных трансформаторов собственных нужд на проектируемой ГРЭС принимаю равным двум, т.к. число энергоблоков составляет 5 штук.

Запасные трансформаторы собственных нужд присоединяются к сборным шинам завышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на вариант аварийного отключения всех генераторов электростанции). РТСН присоединяются также к шинам СН (110 кВ) при условии, что они соединены через автотрансформатор связи с шинами ВН.

Мощность, передаваемая через рабочий ТСН Sсн, МВА, определяется по формуле:

Выбор ТСН для генератора мощностью 220 МВт

МВА

Выбирается ТСН поНеклепаеву Б.Н.№ ,С.130 типа ТРДНС-25000/35

Делается проверка по условиям 3.1-3.3

15,75 кВ = 15,75кВ;

6,3 кВ = 6,3 кВ;

25 МВА > 16,8 МВА.

Выбор запасного ТСН.

Выбирается ТСН поНеклепаеву Б.Н.№ ,С.130 типа ТРДНС-32000/35, на ступень выше большего рабочего трансформатора СН.

Делается проверка по условиям 3.1-3.3

20кВ = 15,75кВ;

6.3 кВ = 6.3кВ;

32 МВА> 16,8МВА.

8.РАСЧЕТ ТОКОВ К.З

8.1 Расчет сопротивлений

Расчет ведется в относительных единицах.

Сопротивления систем

Сопротивления линий электропередачи

,

Сопротивление трансформаторов

Сопротивление генераторов

,

,

Сопротивление трансформатора собственных нужд

8.2 Расчет токов КЗ в точке К1.

Х16=Х2/3=0,83/3=0,27

Х17=Х5 + Х9=0,44 + 0,65=1,09

Х18=Х17/4=1,09/4=0,27

Х19=Х1 + Х16=0,52 + 0,27 = 0,79

= 13,66 А

ТаС= 0,03 КуС= 1,717

ТаG1-4=0,26 КуG1-4=1,965

iу = InOKу

iуС = 3,16 1,717 = 7,6 А

iуG1-4 = 10,5 1,965 = 29,2 А

? = 36,8 А

iач = InO е

iачС = 3,160,25 = 1,1

iачG1-4 = 10,50,83 = 12,3

? = 13,4 А

IпчС = InOC = 3,16

IпчG1-4 = kInOG1-4 = 0,85 10,5 = 8,9 А

? = 12,06А

Точки К2,К3 числятся аналогично

Таблица 4 значения токов кз

Точка КЗ

Источник

,кА

,кА

,кА

,кА

К1 шины 220 кВ

Система С

генераторG1-G4

Суммарное значение

3,16

10,5

13,66

7,6

29,2

36,8

1,1

12,3

13,4

3,16

8,9

12,06

К2энергоблок

220 МВт

Система C

генератор G1

Суммарное значение

53,8

63,6

117,4

149,5

177,6

327,1

63,1

76,4

139,5

53,8

25,44

79,24

К3 собственные

нужды

СистемаC

Движки

Суммарное

11,12

7,9

19,02

28,3

19,55

47,85

5,03

9,5

14,52

11,12

1,185

12,305

9 Выбор электронных аппаратов

Электронные аппараты выбираются однотипными по самому массивному присоединению.

9.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по условиям

Uном.вUуст (9.1)

Iном.вIном. (9.2)

Iном.вImax.(9.3)

где Uном.в- номинальное напряжение выключателя, кВ;

Iном.в- номинальный ток выключателя, кА;

Iном.отк- номинальный ток отключения выключателя, кА;

Iном. ц- номинальный ток цепи, кА;

Iмах. ц- наибольший ток цепи, кА.

Избранный выключатели проверяются:

– на симметричный ток отключения

Iном.откIп,(9.4)

– на отключение апериодической составляющей тока КЗ

iа,номiа.(9.5)

iа.ном=Iном.отк, (9.6)

на электродинамическую стойкость

iдинiУ (9.7)

Iном.откIп,о(9.8)

– на тепловую стойкость

ВкВкрасч, (9.9)

Вк=IТ2*tТ(9.10)

Вк=Iп,о2*(+Та) (9.11)

где IТ- среднеквадратичное

tТ- продолжительность протекания тока тепловой стойкости, берется по каталогам, с;

– расчетное время, с.

Если условие 9.4 не производится, а iа,iа,ном, то допускается проверку по отключающей возможности создавать по полному току КЗ

(9.12)

Условия выбора разъединителей

Uном.рUуст(9.13)

Iном.рIном. (9.14)

Iном.рIном.мах(9.15)

Избранные разъединители проверяются:

– на электродинамическую стойкость

iдинiУ(9.16)

– на тепловую стойкость

Вк.допВк.расч(9.17)

9.1 Выбор выключателей и разъединителей вэб-220 по формулам (10,1-10,3)

Номинальный и наибольший ток цепи Iном.ц, Iмах.ц, А, определяется по формуле:

Iном.ц=Iмах.ц=

Iном.ц = Iмах.ц = А.

220 кВ=220 кВ

2500 А>578 А

50 кА>12,06кА

Избранный выключатель проверяется по условиям (9.4-9.12)

iа.ном=Iном.отк,

Вк=Iп,о2*(+Та)

Вк=13,662*(0,03+0,01+0,26)=55,23

iа.ном=50=39,05

iа.ном=39,05>iа.=13,4

iдинiУ

125>36,8

Iном.откIп,о

50 кА>12,6 кА

Вк.допВк.расч

Вк.доп= 502*3=7500

7500> 55,23

Выбор разъединителейРГ-220.II/1000УХЛ1 по условиям (10.13-10.15)

220кВ=220кВ

1000А>578А

1000А>986А

Избранный выключатель проверяется по условиям (9.16;9.17)

100кА>36,8 кА

Вк.доп= 402*3=4800

4800>55,23

Таблица 5 -Расчетные и каталожные данные аппаратов РУ-220кВ

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель вэб-220

Разъединитель РГ-220.II/1000УХЛ1

Uуст = 220кВ

Uн.в = 220 кВ

Uн.р = 220 кВ

Iмах = 578 А

Iном = 2500 А

Iном = 1000 А

Iп,о = 13,66 кА

Iном.отк = 50 кА

iа, = 13,4 кА

Iа.ном= 39,05 кА

iу = 36,8 кА

Iскв = 125 кА

Iдин = 100 кА

Вкрасч.= 55,23 кА2с

Вк.доп=7500 кА2*с

Вк.доп= 4800 кА2*с

9.2 Выключатели собственных нужд

Расчетный ток длительного режима определяется по (9.1) и (9.2)

Iном.ц = Iмах.ц = А.

Расчетные данные КЗ принимаю по таблице 4. Выбираю выключатель BB/TEL-10-20/1600У2

Таблица 6 -Расчетные и каталожные данные аппаратов СН

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

BB/TEL-10-20/630У2

Разъединитель

Uуст = 6,3кВ

Uн.в = 10кВ

К-59

Iмах = 362 А

Iном = 630 А

Iп,о = 19,02 кА

Iном.отк = 20 кА

iа, = 14,53 кА

Iа.ном=20 кА

iу = 47,85 кА

Iскв = 52 кА

Вк= 296 кА2*с

Вкдоп= 768 кА2*с

10 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РУ-220

10.1 Выбор сечения делается по допустимому току при наибольшей перегрузке самого массивного присоединения.

Выбор сечения делается по условию

(10.1)

где допустимый длительный ток сталеалюминевых проводов,берется по Б.Н Неклепаеву(2.с. 428), а наибольшее

Е0,кВ/см, определяется по формуле

(10.2)

где m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,берется по Рожковой(с.237) и принимается равной 0,82

r0- радиус провода в см.

(10.3)

Напряженность электронного поля на расщепленного провода Е,кВ/с определяется по формуле

(10.4)

где U линейное напряжение,кВ.

Дср- среднее геометрическое расщепление меж проводами фаз,см.

При горизонтальном расположении фаз Дср, см,определяется по формуле

где Д- расщепления меж примыкающими фазами,см

Условия преобразования короны

А

680 А> 636 А

АС 300-66

кВ/см.

кВ/см.

Условие образование короны

Выбор комплектныхтокопроводов в цепи блока. Выбирается по условиям

20кВ=20кВ

12,5кА>19кА

Выбирается ТЭНЕ-20-20000-560.

Проверяется на электродинамическую стойкость

560кА>478кА

11 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

11.1 Трансформаторы тока

Iном = А

Таблица 7 – Вторичная перегрузка ТА

Наименование устройства

Тип устройства

Потребляема мощность, ВА

Амперметр

Ваттметр

Счетчик активный

Счетчик реактивный

Варметр

Э-378

Д-335

ЦЭ-6804

ЦЭ-6811

Д-305

0,1

0,5

0,2

0,6

0,5

Итого

1,9

Избираем трансформатор тока типа ТВ — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-220-1000/5.

Трансформатор тока встроен в выключатель потому он не проверяется на электродинамическую стойкость

Zl= rприб + rпров +rк

rк=0,1 Ом

rприб= =0,076 Ом

z2 = =1,2 Ом

rпров=1,2-0,076-0,01=1,024Ом

Выбироается кабель типа КПВГ-2,5

Проверяется сечение провода

=0,7+0,076+0,1=0,876 Ом

=1,2 Ом

>

1,2Ом >0,876Ом

11.2 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для снижения высочайшего напряжения до обычного значения 100В либо 100/ В и для отделения цепей напряжения и релейной защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по условиям

Uном.ТVUУст,

Избранный трансформатор напряжения проверяется по условиям

– по конструкции и схеме соединения обмоток;

– по классу точности;

– по вторичной перегрузке

S2Sном, (11.1)

S2-номинальная мощность перегрузки всех измерительных устройств присоединенных к трансформатору напряжения.

Таблица 8 – Вторичная перегрузка TV

Наименование устройства

Тип устройства

Sприб, ВА

количество

Sприб , ВА

1. Сборные шины

вольтметр с переключением

частотомер

вольтметр регистрирующий

суммирующий ваттметр

частотомер

вольтметр

синхроноскоп

2. Отходящие полосы

ваттметр

варметр

ФИП

Счетчик активный

Счетчик реактивный

Э

-378

Н-397

Н-344

Н-3095

Э-373

Э-377

Э-327

Д-305

Д-304

ЦЭ-6804

ЦЭ-6811

2

10

10

6

1

2

2

2

3

5

2

4

4

4

4

8

8

2

8

8

8

8

8

8

40

40

24

8

16

16

16

24

40

16

Всего

248

Выбирается трансформатор напряжения типа НДЕ-220-У

220кВ=220кВ

По конструкции трансформатор напряжения соответствует установке. Схема соединения удовлетворяет условиям присоединения и Р.З. Класс точности соответствует 1

Избранный трансформатор напряжения проверяется по условию

400 ВА >248 ВА

12 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, именуется открытым распределительным устройством.

Они должны обеспечить надежность работы, сохранность и удобство обслуживания при малых издержек на сооружение, возможность расширения.

Расстояние меж токоведущими частями и от их до разных частей в ОРУ обязано выбираться в согласовании с ПУЭ.

Все аппараты ОРУ размещаются на низких основаниях. По местности ОРУ предусматриваются проезды для способности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Шины в ОРУ бывают гибкими и крепятся на навесных изоляторах на порталах и твердыми из труб и крепятся на опорных изоляторах на железных либо железобетонных стойках.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций, в кабельных каналах либо подвешиваются к конструкции РУ.

ОРУ обязано быть ограждено. Огораживание бывает сплошное из железобетонных плит либо сетчатое. Двери (ворота) должны закрываться на замок.

Достоинства ОРУ перед ЗРУ:

– меньше размер строй работ, т.к. нужна лишь подготовка площади, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с сиим миниатюризируется время сооружения и стоимость ОРУ;

– легче производятся расширение и реконструкция;

– все аппараты доступны для наблюдения.

Недочеты ОРУ:

– наименее комфортны в обслуживании при низких температурах и в ненастье;

– занимают существенно огромную площадь;

– аппараты подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Конструкции ОРУ зависят от схемы электронных соединений, от типов выключателей, разъединителей и их обоюдного расположения.

Выбор конструкции ОРУ

Для обширно всераспространенной схемы с 2-мя рабочими и обходной системами шин принимается типовая сборка ОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпрект». В принятой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около 2-ой системы шин, что упрощает их сервис. Такие ОРУ именуются однорядными, в отличие от остальных компоновок, где выключатели линий размещены в одном ряду, а выключатели трансформаторов в другом.

Любой полюс шинных разъединителей 2-ой системы шин размещен под проводами соответственной фазы сборных шин. Такое размещение (килевое) дозволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) конкретно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ производится гибким сталеалюминевым проводом. При большенный перегрузке либо по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть 2-3 провода.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами- обычные, железобетонные.

Огромное количество портальных конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает установка. Если сборные шины выполнить твердыми, то шинных порталов не требуется, а установка облегчается.

Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат сразу пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги. Площадь распределительного устройства такового типа меньше площади типового, сокращается расход сборного железобетона и металлоконструкций, понижается стоимость строительно-монтажных работ.

13РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЗАДАННОГО ЭЛЕМЕНТА

13.1 Расчет релейной защиты ТСН

Если ДЗТ выполненная на реле ДЗТ-11 не проходит по чувствительности, то для увеличения чувствительности ДЗТ употребляется принцип торможения сквозным током.

Определяется ток срабатывания защитыIсз по условию

(13.1)

где КН – коэффициент надежности, равен 1,5;

Определяется ток срабатывания релеIcp по условию

(13.2)

Определяется число витковWвн обмотки реле,включенной со стороны ВН трансформатора

(13.3)

Определяется число витков Wннобмотки реле, включенной со стороны НН трансформатора

(13.4)

Определяется ток небаланса Iнб- состоит из 3-х составляющих

(13.5)

где – составляющая, обусловленная погрешностью ТА

(13.6)

где Капер – коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, для реле с БНТ (стремительно насыщающийся трансформатор) равен 1;

Кодн- коэффициент однотипности ТА, для ДЗТ принимается равным1;

– полная погрешность ТА = 0,1 (10%);

Imax(3)- повторяющаяся составляющая при расчетном наружном трехфазномметаллическом КЗ.

– составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

(13.7)

где U- спектр регулирования напряжений под перегрузкой в % (для трансформатора ТРНДС ±8*1,5%).

– составляющая, обусловленная некорректностью установки на промежном трансформаторе реле ДЗТ-11 расчетных чисел витков;

(13.8)

где WРасч.- расчетное число витков промежного трансформатора реле ДЗТ-11.

Определяется число витковWТ тормозной обмотке реле

(13.9)

где – расчетный ток со стороны, к которой приведена тормозная обмотка;

= – ток стороны, к которой присоединена тормозная обмотка;

tg – тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответственной наибольшему торможению, принимается равной 0,75 – 0,8.

Определяется коэффициент чувствительностиКч:

(13.10)

13.2 Расчет релейной защиты для рабочего трансформаторасобственных нужд типа ТРДНС-25000/35

Спектр регулирования ±8*1,5%

Определяются первичные номинальные токиIном, А, на стороне трансформатора по формуле:

(13.11)

Определяются коэффициенты трансформации КI по формуле

(13.12)

Определяются вторичные номинальные токиIном.вт на стороне трансформатора по формуле

(13.13)

Определяется ток срабатывания защитыIcз по формуле(13.1)

Определяется ток срабатывания Icp реле по формуле (13.2)

Определяется число витков релеWВН, включенных со стороны ВН трансформатора, по формуле (13.3)

принимаем 14витков.

Определяется ток срабатывания релеIср для данного числа витков

Определяется ток срабатывания защитыIсз

Определяется число витков релеWнн, включенных со стороны НН трансформатора, по формуле (13.4)

принимаем 16 витков.

13.2.10Определяются составляющие при маленьком замыкании на шинах НН трансформатора по формулам (13.6)- (13.8)

Определяется при маленьком замыкании на шинах НН трансформатора по формуле (13.5)

Определяются число витков тормозной обмоткиWнн, включенной на реле со стороны НН трансформатора по формуле (13.9)

принимаем 5 витков

Определяем коэффициент чувствительности по формуле (13.10)

14 РАСЧЕТЗАЗЕМЛЯЮЩЕГОУСТРОЙСТВАРУ

14.1 Определяется площадь S ОРУ-220кВ по формуле:

S=15,4* 17 *86,5=22645,7м2(14.1)

где 15,4-ширина одной ячейки,

17-количество ячеек на ОРУ,

86,5-длина одной ячейки.

14.2 Определяется сторона квадратной модели по формуле:

== 150,485 м (14.2)

14.3 Определяется длина горизонтальных заземлителей по формуле

L=15,4 * 20 * 10+86,5 * 20=4810 м (14.3)

где 20 и 10-колличество горизонтальных заземлителей.

14.4 Определяется количество горизонтальных заземлителей квадратной модели по формуле:

(14.4)

14.5 Определяется ширина ячейки по формуле:

(14.5)

м

14.6 Определяется сопротивление земли по формуле:

(14.6)

Ом

где р-удельное сопротивление земли на ОРУ, Ом м

а=32,64

14.7 Определяется сопротивление заземляющего устройства с учетом естественных заземлителей Rе=1,2 Ом по формуле:

(14.7)

Ом

14.8 Определяется наибольшее напряжение прикосновения при замкнутой цепи тока через человека по формуле:

(14.8)

(14.9)

(14.10)

А

В

(14.11)

Сохранность прикосновения к заземленным предметам не обеспечивается. Для уменьшения напряжения прикосновения по контуру сетки следует установить вертикальные проводники длиной 2,5-5м.

Расстояние меж проводниками обязано быть не наименее 3l.

Принимается l=5м.

Вертикальные проводники забиваются в местах пересечения поперечных и продольных заземлителей.

Сопротивление сложного заземлителя определяется по формуле:

(14.12)

(14.13)

Ом

14.9 Определяется наибольшее напряжение прикосновения

(14.14)

В

Сохранность прикосновения к заземленным проводникам обеспечивается опосля установки вертикальных проводников.

16 ОХРАНА ТРУДА

16.1 Меры сохранности при эксплуатации вакуумных выключателей

Персонал, обслуживающий выключатели, должен быть осведомлен с реальным управлением по эксплуатации. При монтаже, осмотрах, ремонтах и эксплуатации управляться «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники сохранности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами устройства электроустановок».

При работе и проверке функционирования основание выключателя обязано быть надёжно заземлено.

При коммутации вакуумным выключателем малых индуктивных токов (отключение ненагруженных трансформаторов, заторможенных либо запускаемых движков, компенсационных катушек) могут возникать перенапряжения, небезопасные для изоляции электрооборудования, потому, при использовании вакуумных выключателей серии TEL пользователям нужно управляться аннотацией по применению BB/TEL для коммутации индуктивных нагрузок.

При испытании изоляции выключателей вне КРУ напряжением промышленной частоты 32 кВ и выше (контакты камеры разомкнуты) для защиты персонала от вероятного действия рентгеновского излучения установить защитный экран, выполненный из железного листа шириной не наименее 2 мм либо из стекла марки ТФ-5 по ГОСТ 9541-75 шириной не наименее 12,5 мм. Экран должен быть установлен меж обслуживающим персоналом и выключателем, на расстоянии 0,5 м от выключателя.

В обычных эксплуатационных критериях защита обслуживающего персонала от рентгеновского излучения не нужна.

Во время выполнения работ по техническому обслуживанию запрещается работа людей на участке схемы, отключённой лишь вакуумным выключателем. Непременно доп отключение участка схемы разъединителем с видимым разрывом электронной цепи.

К проведению испытаний электрооборудования допускается персонал, прошедший специальную подготовку и проверку познаний и требований, содержащихся в реальном разделе, комиссией в состав которой врубаются спецы по испытаниям оборудования, имеющие группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV – в электроустановках напряжением ниже 1000 В.

Производитель работ, занятый испытаниями электрооборудования, также работники, проводящие тесты единолично с внедрением стационарных испытательных установок, должен пройти месячную стажировку под контролем опытнейшего работника.

16.2 Тушение пожаров на подстанции

Главные требования по проведению противопожарных занятий и тушению пожаров на подстанциях 110кВ устанавливает инструкция по тушению пожаров на ПС 110кВ электронных сетей.

порядок тушения пожара:

При появлении пожара на подстанции 1-ый заметивший загорание должен сказать начальнику группы подстанций (мастеру).

– В свою очередь начальник группы подстанций (мастер) в их отсутствие оперативный либо оперативно-производственный персонал должен немедля сказать о пожаре в пожарную охрану, при всем этом именовать адресок подстанции, пространство появления пожара, указать количество трансформаторного масла находящегося в пылающем оборудовании, сказать диспетчеру ОДС.

– Начальник группы подстанций (мастер, оперативный либо оперативно-производственный персонал) до прибытия первого пожарного подразделения к месту пожара является управляющим тушения пожара и должен: оценить пожарную обстановку, спрогнозировать распространение пожара и возможность образования новейших очагов горения, принять меры по созданию неопасных критерий персоналу и л/с пожарных подразделений для тушения пожара, в случае опасности жизни людей немедля организовать их спасение; произвести нужные операции по отключению и заземлению оборудования, отключение либо переключение в зоне пожара может выполняться по типовым бланкам переключения либо по оперативным карточкам, с следующим извещением диспетчера ОДС; мобилизовать персонал и членов ДПД на тушение пожара первичными средствами пожаротушения; навести для встречи пожарных подразделений лицо, отлично понимающее размещение подъездных путей и ближайших водоисточников; провести инструктаж по правилам БЭЭ и выдать письменный допуск на тушение пожара первому прибывшему старшему оперативному начальнику пожарной охраны.

– Старший начальник пожарной охраны, прибывший к месту пожара, должен немедля связаться с управляющим тушения пожара, получить от него данные о обстановке на пожаре и письменный допуск на проведение тушения в каком указывается, какое оборудование либо какие его токоведущие части остались под напряжением, какие обесточены и принять на себя обязанности управляющего тушения пожара.

– Начальника группы подстанций (мастера, оперативного либо оперативно-производственного персонала) либо пожарной охраны, которые не приняли на себя управление тушением пожара, не снимается ответственность за компанию тушения пожара.

– Для управления тушением пожара организуется штаб. В состав штаба заходит начальник группы подстанций (мастер, оперативный либо оперативно-ремонтный персонал), который должен иметь на руке красноватую отличительную повязку с нанесенным знаком электронного напряжения.

– При тушении пожара работа пожарных подразделений (расстановка сил и средств пожаротушения, перемена позиций, переход от одних средств пожаротушения к иным и т.п.) делается с учетом указаний представителя группы подстанций. В свою очередь представитель группы подстанций согласовывает с РТП свою работу и распоряжения, также информирует во время пожара о конфигурациях в состоянии работы электроустановок и другого оборудования.

16.3 Тушение пожаров в электроустановках под напряжением

Основой неопасного тушения пожаров в электроустановках является серьезное соблюдение организационно-технических мероприятий, направленных на обеспечение сохранности, также сознательная дисциплина персонала и пожарных, участвующих в тушении.

Тушение пожаров в электроустановках под напряжением осуществляется при соблюдении таковых неотклонимых критерий:

– недопущение приближения пожарных к токоведущим частям электроустановок на расстояния до пылающих электроустановок под напряжением при подаче пожарными огнетушащих веществ из ручных стволов, наименее допустимого.

– согласование РТП с начальником ПС (мастером, оперативным, оперативно-производственным персоналом) маршрутов движения пожарных на боевые позиции и конкретное указание их любому пожарному при инструктаже;

– выполнение работы пожарными и водителями пожарных каров, обеспечивающих подачу огнетушащих веществ, в диэлектрических перчатках, ботах либо сапогах;

– подача огнетушащих веществ опосля заземления ручных пожарных стволов и пожарных каров;

– недопущение тушения пожаров в электроустановках при видимости меньше 10 м.

При тушении пожара запрещается:

выполнение всех отключений и иных операций с электронным оборудованием личному составу пожарных подразделений;

– приближение к машинкам и механизмам, используемым для подачи огнетушащих веществ на пылающие электроустановки, находящимся под напряжением, лицам, конкретно не занятым в тушении пожара.

При тушении пожара на электрооборудовании без снятия напряжения с электроустановок пожарные авто и стволы должны быть заземлены, а ствольщик должен работать в диэлектрической обуви и диэлектрических перчатках.

Тушение пожара в помещениях с электроустановками, находящимися под напряжением до 10кВ, всеми видами пен при помощи ручных средств запрещается, потому что пена и раствор пенообразователя владеют завышенной электропроводимостью, по сопоставлению с распыленной водой.

По мере необходимости тушения пожара воздушно-механической пеной, с большим наполнением помещения пеной, делается предварительное закрепление пеногенераторов, их заземление, также заземление насосов пожарных машин

Устройства для заземления пожарных стволов, пеногенераторов и пожарной техники делаются в нужном количестве из гибкого медного провода сечением не наименее 16 мм2. Во всех вариантах длина провода не ограничивается и определяется из необходимости, допущения вольного маневрирования лица работающего пожарным стволом.Места заземления пожарной техники определяется спецами компании вместе с представителя пожарной охраны, оборудуются и вывешиваются таблички.

Нужное количество заземлений, диэлектрической обуви, диэлектрических перчаток и места их хранения определяются начальниками групп ПС, исходя из расчета подачи огнегасительных средств на пылающее электрооборудование.Запрещается использование обозначенными заземляющими устройствами, диэлектрической обувью и перчатками.

17 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЕКТИРУЕМОГО ЭНЕРГООБЪЕКТА

17.1 Финансовложения в стройку ГРЭС

Расчетные укрупненные характеристики сметной цены блочных ГРЭС.

Финансовложения в стройку ГРЭС.

Финансовложения в стройку ГРЭС, млн. руб., определяются по формуле

Кст= [Кгбл+(nбл-1)Кпбл]kрс k kкапи, тыc. руб., (17.1)

где Кгбл – финансовложения в головной (1-ый) блок, тыс. руб. (приложение 2);

Кпбл – финансовложения в любой следующий блок, тыс. руб;

nбл – количество установленных блоков, шт.;

kрс – коэффициент, учитывающий территориальный район строительства станции;

k – коэффициент, учитывающий систему технического водоснабжения (прямоточная, обратная, смешанная):

k = 0,95 – при смешанной системе технического водоснабжения,

kкапи – коэффициент характеристики работы станции.

Годичная выработка электроэнергии на ГРЭС.

Годичная выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт*ч, подсчитывается по формуле:

WB = NУ * hУ (17.3)

где NУ – установленная мощность электростанции, МВт;

hУ – годичное число часов использования установленной мощности, принимается 6000 часов.

WB = 880 * 6000 = 5280000 МВт*ч

Годичный расход электроэнергии на собственные нужды.

Годичный расход электроэнергии на собственные нужды, МВт*ч, определяется на основании энергетической свойства, зависимо от мощности и вида сжигаемого горючего

Wсн = 3,7 nбл Tр + 0,04 Wв (17.4)

где 3,7 – мощность холостого хода, МВт;

nбл – число блоков, шт;

Тр – число часов работы блока в течение года, ч, принимаем равным 7500;

0,04 – удельный расход электроэнергии собственных нужд при работе оборудования под перегрузкой, кВт ч/кВт ч.

Wв – годичная выработка электроэнергии электростанцией, МВт ч.

Wсн = 3,7 * 4 * 7500 + 0,04 * 5280000 = 322200

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции:

Kсн = (Wсн / WB ) 100% (17.5)

Kсн = (322200 / 5280000 ) 100% = 6,1%

Годичный отпуск электроэнергии с шин электростанции

W0 = WB – Wcн, тыс. МВт ч/год. (17.6)

W0 = 5280000 – 322200 = 4957800 тыс. МВт ч /год

Годичный расход условного горючего.

Годичный расход условного горючего, т у. т., рассчитывается по формуле

Bгу = 4,5 nбл Тр + 0,296Wв + 0,018 (Nн – 187) nбл hу (17.7)

где 4,5 – часовой расход условного горючего на холостой ход энергоблока, т/ч;

0,296 – средний относительный прирост расхода условного горючего при возрастании перегрузки, т/МВт ч;

0,018 – разность средних относительных приростов расхода горючего при отягощениях, превосходящих критичную, т/МВт ч;

187 – критичная перегрузка, МВт;

Bгу = 4,5*4*7500 + 0,296*5280000 + 0,018(220 – 187)4*6000 = 1712136 т у. т./год

Годичный расход натурального горючего.

Годичный расход натурального горючего, т.н.т./год, рассчитывается по формуле

(17.8)

где QН – удельная теплота сгорания натурального горючего, кДж/кг, для газа принимается 24786 кДж/кг;

Удельный расход условного горючего

Удельный расход условного горючего по отпуску электронной энергии, г у. т/кВт ч, определяется по формуле

(17.9)

где ВУ – годичный расход условного горючего котлами, т у. т./год;

WОТП – годичный отпуск электроэнергии с шин электростанции, МВт ч;

воптЭ = 1712136 * 106/ 4957800 * 103 = 345 г у. т./кВТ ч

КПД станции по отпуску электронной энергии.

КПД станции по отпуску электроэнергии, %, определяется по формуле

(17.10)

где ВЭОТП – удельный расход условного горючего по отпуску электроэнергии, кВт ч;

17.3 Расчет себестоимость электроэнергии, отпущенной с ГРЭС.

Проектные расчеты себестоимости электроэнергии на ГРЭС выполняются в согласовании с принятой номенклатурой статей калькуляции.

Вещественные Издержки

Горючее на технологические цели

В данной нам статье отражена стоимость горючего, используемого ГРЭС

конкретно на Создание электроэнергии.

Для станций сжигающих газ Издержки, тыс. руб./год, определяются по формуле:

Итопл=Цдог Bгн, тыс. руб./год, (17.11)

где Bгн – годичный расход натурального горючего; для каменного угля – тыс. т н. т./год;

Цдог – договорная стоимость каменный уголь – руб./т н. т.

Итопл = 1700 * 2026020 = 3444234 тыс. руб/год

Издержки на вспомогательные материалы Ивм тыс. руб., определяется по формуле

Ивм= Нвм Ny кВМи 10-3, тыс. руб./год, (17.12)

где Нвм – норматив издержек на вспомогательные материалы; приведен в таблице 2 зависимо от вида сжигаемого горючего, руб./МВт

Ny – установленная мощность станции, МВт;

кВМи – коэффициент компании, услуги водоканала, проведение испытаний по качеству потребляемых товарно-материальных ценностей и остальные работы и услуги, не относящиеся к основному виду деятель и выполняемые посторонними организациями.

Иусл = Нусл Nу kусли 10-3 тыс. руб./год, (17.13)

где Нусл – норматив цены работ и услуг производственного нрава; приведен в таблице 3 зависимо от вида сжигаемого горючего, руб./МВт;

kусли – коэффициент Издержки без учета горючего

Имз = Ивм + Иусл + Плбв, тыс. руб./год (17.15)

Имз = 1309 + 308 + 6930 = 8547 тыс. руб./год.

Среднемесячная зарплата 1-го работника.

ЗПср.месчел= 22000 руб /м.

Годичный фонд оплаты труда на 1-го человека

ФОТгчел = ЗПср.месчел 12 10 3, тыс. руб./чел. (17.16)

ФОТгчел = 22 * 12 * 103 = 264 тыс. руб./чел.

Издержки на оплату труда, учитываемые в себестоимости продукции:

Иот = ФОТ = Чппп ФОТгчел, тыс. руб./год, (17.17)

где Чппп – численность промышленно-производственного персонала, чел.; определяется в зависимости от мощности блока и вида сжигаемого горючего по приложению 15.

Иот = ФОТ = 915 * 264 = 241560 тыс. руб./год

Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды Исн, тыс. руб. определяется по формуле

(17.18)

где Иот – Издержки на оплату труда, тыс. руб.

Отчисления на соц страхование от злосчастных случаев и проф заболеваний.

(17.19)

(17.16)

где Нснс – норматив отчислений на страхование от злосчастных случаев, %;

Исоц. н = Исн + ИСНС, тыс. руб./год. (17.17)

Исоц н = 72468 + 13044 = 85512 тыс. руб./год

Амортизация главных фондов

Стоимость главных средств электростанции

Сф =0,9 Кст, тыс. руб., (17.18)

Сф = 0,9 * 5483324 = 4934991 тыс. руб.

где КСт – абсолютные вложения капитала в стройку станции, тыс. руб.

Амортизация главных средств

Иа = Сф (17.19)

Иа =() * 4934991 = 167789

где Нарен – средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции, %;

Остальные Издержки

Непременное страхование имущества

Непременное страхование имущества Ис им, тыс. руб., определяется по формуле:

Ис им =() Кст, тыс. руб./год, (17.20)

Ис им = * 5483324 = 109666 тыс. руб

где Нси – норматив неотклонимого страхования имущества, %.

Плата за землю

Определение площади земли по генплану

Площадь земли под производственную площадку

F1 = f1 Ny, м2, (17.26)

F1 = 400 * 880 = 352000 м2,

где f1 – удельная площадь производственной площадки без топливного склада, м2 /МВт.

Приблизительная площадь топливного склада

FTC = fТС ВГН, м2 (17.27)

FTC= 10 * 2026 = 20260, м2

где fТС – удельная площадь топливного склада, м2 /тыс. т н. т., для каменного угля fТС = 10-15 м2/тыс. т н. т.;

Площадь земли, отчуждаемая под золоотвал (жесткое горючее), обязана обеспечить работу электростанции в течение не наименее 25 лет. Приблизительная площадь золоотвала

F30= f30 ВГН , м2 (17.28)

F30= 50 * 2026 = 101300 м2

где f30 – удельная площадь золоотвала, м2/тыс. т н. т., для каменного угля f30 = 50-70 м2/тыс. т н. т.;

Площадь земли, занятая водоемом, в обратной системе технического водоснабжения, можно принять fво = 0,5-0,6 га/МВТ.

Fво = fво * Nу, га (17.29)

Fво = 0,5 * 880 = 440 га

Общий отвод земли под стройку ГРЭС

F = F1 + FTC + F30 м2 (17.30)

F = 352000 + 20260 + 101300 = 473560 м2

где F1 – площадь производственной площадки, м2;

FTC – площадь топливного склада, м2;

F30 – площадь золоотвала, м2

Средняя ставка земляного налога за производственную площадь:

для электростанций, построенных в черте городка либо загородной зоне,

Сзн1 = Сср зн1 k2 kзни1 10-3, руб./м2, (17.31)

Сзн1 = 0,6 * 2,2 * 3,5 * 10-3 = 4,62 руб./м2

где Ссрзн1 – средняя базисная ставка (1992 г.) земляного налога за производственную площадь, руб./м2; приложение 20 (таблица 1);

k2 – коэффициент роста средней ставки земляного налога за счет статуса городка, развития социально-культурного потенциала, приложение 20 (таблица 2);

Средняя ставка земляного налога для земель, занятых водоохладителями, прудами

Свозн = Сво(табл)зн kзни2, руб./га, (17.31)

Свозн = 18,07 * 3,5 = 63,24 руб./га

где Сво(табл)зн – средняя ставка земляного налога за земли, занятые водоохладителем, по состоянию на 01.01.01, руб./га; определяется по приложению 21;

kзн и2 – коэффициент землю

Плата за землю определяется по одной из формул:

Плзем =(Сзн1 F+ Свозн Fво)10-3, тыс. руб./год; (17.32)

Плзем = (4,62 * 473560 + 63,24 * 440) 10-3 = 2215 тыс. руб./год

Остальные расходы

Остальные расходы Идр, тыс. руб., определяется по формуле

Идр = * Кст , (17.33)

Идр = * 5483324 = 30158 тыс. руб

где Ндр – коэффициент учитывающий остальные расходы,

Кст – абсолютные серьезные вложения, тыс. руб.

Отчисления в ремонтный фонд

Ремонтный фонд служит для финансирования всех видов ремонтов (серьезных, средних, текущих).

Отчисления в ремонтный фонд определяются формулой:

Ирем = () Сф тыс. руб./год, (17.34)

Ирем = () * 4934991 = 227009 тыс. руб./год

где Нрфср – средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по электростанции, %.

Остальные Издержки (всего)

Суммируются результаты расчетов отчислений в ремонтный фонд, неотклонимые страховые платежи, остальные (остальные) отчисления, платежи за выбросы загрязняющих веществ и за землю.

Расчеты производятся по формуле:

Ипр = Ирем + Ис им + Плзем + Идр, тыс. руб./год. (17.35)

Ипр = 227009 + 109666 + 2215 + 30158 = 396048 тыс. руб./год

Годичные Издержки электронной станции

Годичные издержки электронной станции Ист, тыс. руб., определяется по формуле

Ист = Итопл + ИМЗ + Иот + Исоц н + Иа + Ипр (17.36)

Ист = 3444234 + 8547 + 241560 + 85512 + 167789 + 396048 = 4343690 тыс. руб

17.4 Калькуляция себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин ГРЭС.


]]>

Выполним любую студенческую работу