Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт

1. Сооруженияи инженерныекоммуникациипроектируемойэлектростанции

1.1. Выборплощадкистроительства

ПодплощадкойэлектростанциипонимаетсясобственнопромплощадкаТЭС, на которойразмещены всеосновные сооружения,а также земельныеучастки, необходимыедля размещениядругих объектов,входящих вкомплекс сооруженияТЭС (водохранилище,золошлакоотвалы,склад топливаи слабоактивныхотходов, очистныесооружения,открытыераспределительныеустройстваи т.д.), включаяобъектыжилищно-гражданскогостроительства,трассы подъездныхжелезных иавтомобильныхдорог и коридорыдля линийэлектропередачи.

Выбор площадкиновой электростанцииявляется начальными одним из наиболееответственныхэтапов проектирования,так как принятоерешение взначительноймере определяетсроки и стоимостьстроительства,возможностьэффективнойэксплуатацииобъекта.

Вопрос о размещенииэнергетическогообъекта решаетсяпоследовательно,начиная с разработкиперспективногоплана развитияотрасли и кончаяутверждениемпроекта электростанции.

Руководствуясьутверждённойсхемой развитияэнергосистемы,разрабатываютсяобосновывающиематериалыстроительстваТЭС, в которыхопределяютсяконкурентныепункты размещенияи на основе ихтехнико-экономическогосравнения исогласованийс заинтересованнымиорганизациямии ведомствамиустанавливаетсярайон строительства.В обосновывающихматериалахстроительстваопределяетсяединичнаямощность агрегатов,их количестваи род топлива.

ДляразмещенияпроектируемойТЭЦ необходимастроительнаяплощадь около3,6 гектар, израсчета 0,01-0,03 га/МВт.При этом неучитываетсятерритория,на которойразмещены:склад топлива,железнодорожныестанции сразгрузочнымиустройствами,золошлакоотвалы,которые выносятсяза пределыстроительнойплощадки.

ПроектируемаяТЭЦ размещаетсявблизи центратепловых нагрузок,на земляхмалопригодныхдля сельскохозяйственныхработ. При этомучитываетсядальнейшийрост электрическойнагрузки, розаветров и требованиянорм санитарнойбезопасности.

Кроме того,учитываютсятакие факторыкак, рельефместности,качество грунтаи уровень грунтовыхвод, наличиежелезнодорожныхмагистралей,автомобильныхдорог, местныхстроительныхматериалови так далее.[1]

1.2. Генеральныйплан ТЭЦ

Основное требованиепредъявляемоек генплану ТЭЦ– компактноерасположениесооруженийна площадкестроительства.[1]

При разработкегенеральногоплана учитываетсявозможностьдальнейшегорасширенияпроектируемойТЭЦ. Для чегов створе главногоздания, со сторонывременноготорца не предусматриваютсяобъекты препятствующиеего расширению.

Сооруженияи объектырасполагаютсяв соответствиис последовательностьютехнологическогопроцесса.

Расстояниямежду зданиямии сооружениямипринимаютсяисходя из нормируемыхпоказателей.

Генеральныйплан проектируемойТЭЦ представленна рисунке 1.1.

Рис. 1.1. Генеральныйплан ТЭЦ

1. Главныйкорпус

2. Генераторы

3. Котлоагрегаты

4. Дымовыетрубы

5. Автодорога

6. Материальныйсклад

7. Складтоплива

8. Ж/дветка

9. Вагоноопрокидыватель

10. Механическаямастерская

11. Мазутное хозяйство

12. Дробильныйкорпус

13. Химводоотчистка

14. Транспортнаягалерея

15. Корпус управления(инженерно-бытовойкомплекс)

16. Градирни

17. Масляное хозяйство

18. Трансформаторнаямастерская

19. РУ110 кВ

20. Трансформаторы

21. Главный щитуправления

22. Распределительноеустройствогенераторногонапряженияс ячейками КРУ10 кВ

23. Водоток

1.3.Компоновкаглавного здания

Главноездание станциирекомендуетсярасполагатьвозможно ближек источникуводоснабжения.В зависимостиот мощностистанции и рельефаместностираспределительноеустройствообычно располагаютза угольнымскладом илисо стороныпостоянноготорца главногокорпуса. Зданияи сооружения,к которым должныподаватьсяжелезнодорожные,желательнорасполагатьс максимальнымприближениемк железнодорожнымпутям. Вводпостоянныхжелезнодорожныхпутей на площадкуможет бытьосуществлёнсо стороны каквременного,так и постоянноготорца главногокорпуса. Постоянныйжелезнодорожныйпуть обязательноподводитсяк машинномуотделениюглавного корпуса.[1]

В состав главногоздания входят:котельное итурбинноеотделение имногоэтажноепромежуточноепомещение,включающеесовмещеннуюбункерную идеаэраторнуюэтажерку.

Служебныепомещениявыполняютсяв виде отдельногоздания, соединяемогос главным переходныммостиком науровне основнойотметки обслуживания.

Оборудованиепылеприготовления,звено трактатопливоподачиразмещаютсяв промежуточномпомещении.Здесь же располагаютсядеаэраторы,блочные защитыуправленияи распределительноеустройство10 кВ.

Основные площадкиобслуживанияи блочные защитырасположенына одной отметке.

Котельныеагрегаты развернутыхвостовымигазоходамик дымовым трубам.

Тяжелое оборудованиеи вращающиемеханизмыбольшой мощностиразмещаютсяна нулевых инизких отметках.

Расположениераспределительногоустройствасобственныхнужд выбираетсятак, чтобы длинакабелей быламинимальной.

Турбинное икотельноеотделенияразмещеныпараллельнодруг другу. Приэтом котельноеотделение можетиметь разныекомпоновки:закрытую безсвязи конструкцииздания с каркасомкотла; закрытуюс опираниемконструкцийстены на каркаскотла; полуоткрытуюс опираниемкровли (шатра)на каркас котла(при этом стенакотла совмещенас наружнойстеной котельной);закрытую сподвеснымкотлом; открытуюс установкойкотла на открытомвоздухе.

Турбины в машинномзале располагаютсяпоперечно.

Котельноеотделение имеетбольшую высоту,чем турбинное,но перекрытиев нем выполняетсятолько на основнойотметке обслуживания.

Машинный залпо высоте делитсяна два помещения.В верхнемрасполагаютсятурбины, в нижнем- конденсаторы,и вспомогательноеоборудование,внутри и вокругфундаментнойрамы турбоагрегата.

Подземноехозяйствоглавного корпусавключает в себяфундаментыпод здание иоборудование,и конструкциидля прокладкикоммуникаций.

Межэтажныеперекрытиявыполняютсяиз сборныхкрупнопанельныхплит.

2. Тепломеханическаячасть

2.1. Принципиальнаятепловая схемаэлектрическойстанции

Принципиальнаятепловая схемахарактеризуетсущность основноготехнологическогопроцессапреобразованияи использованияэнергии рабочеготела электростанции.На паротурбиннойэлектрическойстанции этасхема включает:котельный итурбинныйагрегаты сэлектрическимгенератороми конденсатором.Принципиальнаятепловая схемавключает такженасосы дляперекачкирабочего тела(теплоносителя),как-то: питательныенасосы котлов,испарителейи паропреобразователей;конденсатныенасосы турбин,регенеративныхподогревателей.[2]

Основноеи вспомогательноетепловое оборудованиеобъединяетсяв принципиальнойтепловой схемелиниями трубопроводовдля воды и парав соответствиис последовательностьюдвижения рабочеготела в установке.

Впринципиальнойтепловой схеменесколькоодинаковыхагрегатов иустановокизображаютсяодним агрегатомили установкой;резервноеоборудованиев эту схему невключают; в нейпоказываютлишь принципиальныесвязи (коммуникации)между оборудованиеми арматуру,необходимыедля осуществленияосновноготехнологическогопроцесса.

2.2. Выбор основного оборудования.

ПроектируемаяТЭЦ предназначенадля централизованноготеплоснабжениягорода, покрытияэлектрическихнагрузокэнергосистемы,для питанияпромышленныхпредприятийи для снабженияпредприятийпаром на технологические нужды.

Выборосновногооборудования,как правило,производитсяисходя из планируемойтепловой нагрузкипроектируемойстанции.

2.2.1 Выбор турбин.

Исходяиз планируемойтепловой нагрузки,отопительногои производственногоотбора параот турбин ТЭЦ,выбираютсятурбины типа:

• ПТ - 60/75-130/13.

Длявыбранныхтурбин определяетсяих суммарнаятеплопроизводительность.

Турбина ПТ - 60/75-130/13, при еёноминальноймощности,обеспечиваетпроизводственныйотбор пара –90 Гкал/ч, и отопительныйотбор – 55 Гкал/ч.

2.2.2. Выборкотлов.

Выбортипа и числакотлоагрегатовпроизводитсяна основаниирасходов парана ранее выбранныетурбины.

Длятурбины ПТ-60/75-130:

-номинальныйрасход пара 351 т/ч;

-максимальныйрасход пара 392 т/ч;

Привыборе типакотла учитываетсяего паропроизводительность,параметры пара,род и маркасжигаемоготоплива.

Предполагаетсядля работы ТЭЦиспользоватьКанско-Ачинскийбурый уголь.По [3] выбираются:

• для турбиныПТ-60/75-130 – три котлоагрегататипа БКЗ-420, спараметрами:- давлениеперегретогопара 140 кг/см²,температурапара – 570⁰ С,производительностью– 420 т/час.

2.3. Конструкциятурбины

ТурбинаПТ-60/75-130/13 номинальноймощностью 60МВт, с двумяотборами параспроектированана начальныепараметры пара12,75 МПа и 565⁰Си частоту вращения50 1/c.При номинальноймощности инулевом отопительномотборе производственныйотбор можноувеличить до69,4 кг/с. Наоборот,при нулевомпроизводственномотборе и номинальноймощности отопительныйотбор можноувеличить до33,3кг/с.

Отстопорногоклапана парподводитсячетырём регулирующимклапанамустановленнымна корпусе ЦВДтурбины. Турбинаимеет комбинированноепарораспределение:при небольшихрасходах парачерез ЦВД парподводитсяпоследовательночерез четырегруппы соплк регулирующейступени, а дляперегрузкиобводной внутреннийклапан увеличиваетрасход черезпоследние 13ступеней ЦВД.

Париз ЦВД подводитсяпо четырёмтрубам к регулирующимклапанам,установленнымнепосредственнона корпусе ЦНД.ПарораспределениеЦНД (вернее ЧСДЦНД) – сопловое.Проточная частьЧСД состоитиз регулирующейступени, к которойподаётся париз четырёхсопловых коробок,и восьми нерегулируемыхступеней.

Поддержаниедавления парав отопительномотборе осуществляетсяповоротнойдвухъяруснойдиафрагмой.Часть низкогодавления включаетчетыре ступени.

Регенеративнаясистема турбиныимеет четыреПНД, деаэратори три ПВД, температурапитательнойводы за которымипри номинальномрежиме составляет247⁰ С.

Валопроводтурбоагрегатасостоит изроторов ЦВД,ЦНД и генератора.Каждый из роторовтурбины опираетсяна свои подшипники,причём переднийподшипниккаждого из нихявляетсякомбинированнымопорно-упорнымподшипником,а задний – опорным.Таким образом,валопроводимеет два упорныхподшипника.Поэтому роторытурбины соединяютсягибкой муфтой.Роторы генератораи турбины соединяютсяполугибкоймуфтой.

РоторЦВД – цельнокованый.

КорпусЦВД отлит изхромомолибденовойстали. На егокрышке расположенперегрузочныйобводной (внутренний)клапан. Из нижнейчасти ЦВДпредусмотренодва отбора наПВД (третийотбор производитсяиз паропроводаза ЦВД).

РоторЦНД – комбинированный:диски ЧСД откованызаодно с валом,а диски ЧНД –насадные. Дляразгрузкиподшипниковот осевогоусилия в переднейчасти выполненразгрузочныйдиск.

КорпусЦНД, кромегоризонтального,имеет вертикальныйразъём: передняячасть – литая,задняя – сварная.Диафрагмы всехступеней ЦВДи ЦНД установленыв обоймах,пространствомежду которымииспользованодля размещенияпатрубковотбора.

2.4. Тепловойцикл турбиннойустановки.

Вкотле происходитперегрев питательнойводы до состоянияперегретогопара.

Нагревосуществляется в три этапа:1) подогревпитательнойводы; 2) образованиепара; 3) перегревпара.

Черезпаропроводперегретыйпар попадаетв турбину. Вцилиндре высокогодавления (ЦВД)происходитпередача тепловойэнергии парав механическуюэнергию вращенияротора турбины.Часть парарасходуетсяна подогревателивысокого давления(ПВД), на производственныйотбор, и деаэратор.

Отработанныйпар попадаетв часть среднегодавления цилиндранизкого давления(ЦСД). От негоидут отборыпара на: ПНД,теплофикацию.

Отработанныйпар поступаетв конденсатор,а оттуда вподогревателинизкого давления.В деаэраторепроисходитдеаэрация иподогрев конденсата.Из деаэраторапитательнаявода, питательнымнасосом, подаетсяв ПВД, затемвода поступаетв котел.

3. Электрическаячасть

3.1. Выбор главной схемы электрическихсоединений

Главная схема электрических соединений– это совокупностьосновногоэлектрооборудования(генераторы,трансформаторы,линии), сборныхшин, коммутационнойи другой первичнойаппаратурысо всеми выполненнымимежду ними внатуре соединениями.[4]

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов,выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

На проектируемой ТЭЦ предполагается установка трех турбогенераторов типа ТЗФП –63 – 2У3. Системавозбуждения– статическаятиристорная,система охлаждения– воздушнаяпо трёхконтурнойсхеме, отличаетсяот ТВФ повышеннымКПД, маневренностью,перегрузочнойспособностью.П – сопряжениегенераторас паровой турбиной.

Паспортныеданные генераторовприведены втаблице 3.1.

Таблица3.1

Паспортныеданные турбогенератора.[5]

Продолжениетабл. 3.1.

3.1.1.Выбор вариантовструктурнойсхемы

Структурная электрическаясхема зависит от состава оборудования,распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.

Вследствиетого, что местнаянагрузка составляетменее 30% суммарноймощности генераторовТЭЦ, то структурнуюсхему ТЭЦрекомендуетсястроить наблочном принципе,а питание местнойнагрузки исобственныхнужд осуществлятьпутем ответвленийот генераторовс установкойреакторов илипонижающихтрансформаторов.[7]

Вкачестве вариантовструктурныхсхем принимаем:

Вариант1 – схема смешанного вида, где два генератораприсоединяютсяк генераторномураспределительномуустройству,а третий подключёнк РУ высшегонапряженияпо блочнойсхеме (рис. 1).

Вариант2 – схема, в которойгенераторыподключенык РУ ВН черезтрансформаторыпо блочнойсхеме (рис. 2).

Рис.3.1. Структурнаясхема. Вариант1.

Рис.3.2. Структурнаясхема. Вариант2.

3.1.2. Выборчисла и мощноститрансформаторов

Выборноминальноймощноститрансформаторасвязи производятс учетом егонагрузочнойспособности.В общем случаеусловие выборамощноститрансформатораимеет вид:

S_расч=S_ном k_п,

гдеS_расч– расчетнаямощность, МВА;

S_ном– номинальнаямощность, МВА;

k_п=1,4− коэффициентдопустимойперегрузки.

ПоГОСТу 14209 − 85 коэффициентдопустимойперегрузкитрансформатораопределяетсяисходя изпредшествующегорежима работытрансформатора,температурыокружающейсреды.

Вариант1.

Выбормощноститрансформаторасвязи ведемиз условиямаксимальногоперетока мощностипо обмотке.Сначала определяемполную мощность:

Мощностьгенератора:

S_г=Р_г/cos=60/0,8=75МВА;

Мощностьсобственныхнужд (принимаем10% от Р_уст):

S_сн=Р_сн/cos_сн=6/0,87=6,9МВА;

Мощностьместной нагрузки:

S_мн=P_мн/cos_н=50/0,87=МВА.

Нормальныйрежим:

S_пер= 2S_г- S_сн - S_мн=275 – 13,8 –57,47 =78,73 МВА;

Аварийныйрежим:

S_перав= S_г - S_сн- S_мн= 75 –13,8 – 57,47 = 3,73 МВА;

Расчётнаямощностьтрансформаторовс учётом перегрузки:

S_{расч.ТС}==МВА;

Принимаемк установке2 трансформатора:ТРДН-63000/110

Трансформаторблока Г3-Т3:

S_расчS_бл.т.

S_расч= S_{ном г}– S_сн

S_расч= 75 – 6,9 = 68,1 МВА;

ПринимаемтрансформаторТДЦ – 80000/110

Таккак в цепи отходящихлиний предполагаетсяустановкалинейных реакторов,то предварительноопределяемих количествопо максимальномутоку присоединения,и номинальномутоку реактора:

I_мах==кА.

n=I_мах/I_ном.р.=3160/1000=3,16;

Предварительнопринимаем 3реактора.

Вариант2.

Трансформаторыблоков:

S_расч= S_{ном г}– S_сн –S_мн

S_расч= 75 – 6,9 – = 48,94 МВА;

ПринимаемтрансформаторТРДН – 63000/110

Паспортныеданные приведеныв таблице 3.2.

Таблица 3.2

Паспортныеданные трансформаторов[5]

3.1.3. Технико-экономическоесравнениевариантовструктурнойсхемы ЭС

Технико-экономическоесравнениевариантов –является завершающимэтапом приближенногорасчета вариантовсхем. Оно позволяетиз техническиравноценныхвариантовопределитьнаиболее экономичный.

При технико-экономическом сравнении вариантов структурнойсхемы, отдельнопо каждомуварианту, оценивается совокупностьстоимостныхпоказателей– капиталовложений,годовых потерьэнергии, годовыхиздержек на ремонт и обслуживание,а так же ущерб от ненадежности данного варианта структурной схемы.

Технико-экономическоесравнениевариантовструктурнойсхемы производитсяпо минимумуприведенныхзатрат:

З=р_нК+И+У,

где:

р_н = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ;

К– капиталовложения,руб;

И – годовыеиздержки, руб/год;

У– возникающийущерб, руб.

3.1.3.1.Расчет капиталовложений.

Расчёткапиталовложенийпривожу в видетаблицы:

Таблица3.3

3.1.3.2. Расчетежегодныхрасходов

Годовые эксплуатационные расходы определяются как:

И =И_а + И_о + И_пот;

где:

И_а= аК/100 –амортизационные отчисления, а=6,4 % – норма амортизации;

И_о=b∙К − (длястанции b=8,4%)– издержки наобслуживаниеэлектроустановки(руб/год);

И_пот= W_пот– издержки обусловленные потерей электроэнергии;

– удельные затраты на возмещение потерь, руб/кВтч;

W_пот- годовые потери электроэнергии, кВтч/год.

Порис 4.1 и 4.2 [7], определяю,что для временимаксимальныхнагрузок Т_max=6500ч время максимальныхпотерь ч,удельные затратына возмещениепотерь равны = 0,006 руб/кВтч.

Сучётом того,что турбинывыводятся времонт два разав год, времяремонта турбиныПТ – 60 составляет20 дней, времяработы турбинсоставляет:

Т_раб=8760– 22420=8184часа.

Годовые потери электроэнергии в группе двухобмоточных трансформаторов определяю через время максимальныхпотерь:

W_т = P_х(8184 – Т_р) +P_k

где:

Т_р –длительностьпростоя трансформатораиз-за плановогоремонта, ч/год;

P_х - потери мощности холостого хода, кВт;

P_k - потери мощности короткого замыкания, кВт;

S_max - максимальная мощность нагрузкитрансформатора, МВА;

S_ном -номинальная мощность трансформатора,МВА.

Вариант1.

Годовыепотери в трансформаторахсвязи определяюпо формуле:

W_т1пот=2=10⁶кВтч/год;

Годовые потери энергии в блочномтрансформаторе:

W_{т2 пот}=588156+310=10⁶ кВтч/год;

W_тпот=(1,676+1,484) 10⁶=3,1610⁶кВтч/год

Следовательно:

И_пот =0,0063,1610⁶=18,96 тыс.руб/год.

И_а =6,4439,24/100 = тыс.руб.

И_о=2/100439,24= тыс.руб.

И = 18,96+28,11+8,78 = 55,85тыс. руб.

Вариант2.

Годовые потери в блочныхтрансформаторах:

W=3= кВтч/год;

Следовательно:

И_пот =W_пот= 0,0063,219=19,31тыс.руб/год.

И_а =6,4417,88/100 = тыс.руб.

И_о=2/100417,88=тыс. руб.

И = 19,31+26,74+8,36= 53,7тыс. руб.

3.1.3.3. Расчетущерба из-заотказа основногооборудования

Расчётсоставляющейущерба не производимт.к. ущерб отнедоотпускав обоих вариантаходинаков.

3.1.3.4. Определениеоптимальноговарианта структурнойсхемы

Результатырасчетовтехнико-экономическихпоказателейвариантовструктурнойсхемы, длянаглядности,сведены в таблицу3.4.

Таблица 3.4

Технико-экономическиепоказателейвариантовструктурной схемы ТЭЦ

Каквидно из таблицы3.4, приведенныезатраты первоговарианта на4,5% больше чемдля второговарианта, ноне превышают5%, делаем вывод,что вариантыравноэкономичны.Но так как вариант2 является болеенадежным, иболее перспективнымс точки зрениянагрузки нагенераторномнапряжении,то для дальнейшегопроектирования,принимаетсявариант 2.

3.2. Выбор схемы распределительного устройства110 кВ

Позаданию напроектированиемощность местнойнагрузки составляетР_м.н=50 МВт, нагрузкасобственныхнужд Р_сн=18 МВТ,остальнаямощность, выдаетсяв систему.

Принявсечение проводовЛЭП F_пр=185_мм² находим токодной линии:

I_лэп=F_прj_эк=1851=185А;

где:

j_эк=1- экономическаяплотность тока.

Суммарныйток через вселинии ЭП:

I_= Р_отп/(U_номcos)=112/(1100,87)=кА;

где:

Р_отп=Р_ген-Р_с.н.-Р_м.н.=180-50-18=112МВт.

Р_отп– мощностьотпускаемаяв систему ипотребителям110 кВ.

ОпределяемколичествоЛЭП необходимыхдля связи ссистемой ипередачи мощностипотребителям110 кВ.

n= I_/ I_лэп=680/185= округляемв большую сторону 4

Принимаемдве двухцепныхлинии электропередач.

К сборнымшинам распределительногоустройства110 кВ, кроме ЛЭПприсоединяются3 силовых трансформатора,следовательно,общее числоприсоединенийравно 7. Применяемсхему две рабочихсистемы шинс обходнойсистемой шин.

Условиястроительстваи климатическиеданные позволяютвыполнить распределительноеустройство110 кВ открытым(ОРУ).

Плани разрезы ОРУ-110кВ приведеныв графическойчасти дипломногопроекта.

Схемараспределительногоустройстваприведена нарисунке 3.

Рис.3.3. Схема ОРУ 110кВ.

3.3.Выбор схемысобственныхнужд ТЭЦ.

ПотребителиСН делятся наблочные иобщестанционные.Блочные потребителипитаются отТСН блоков, аобщастанционнаянагрузка равномернораспределяетсямежду блоками.

Напряжениесети собственныхнужд на проектируемойТЭЦ принимаетсяравным 6/0,4 кВ.

Питаниесобственныхнужд выполняетсяподключениемТСН между генератороми блочнымтрансформатором,со стороныповышающеготрансформатора.

Распределительноеустройствособственныхнужд 6 кВ выполняетсяс одной секционированнойсистемой сборныхшин, блоки имеютпо одной секциина котёл.

Рабочиетрансформаторысобственныхнужд (ТСН) ТЭЦприсоединяютсяк шинам генераторногонапряжения.

ЧислоРТСН при наличиигенераторныхвыключателей2, причём одинв виде складскогорезерва.

Таккак РУ 10 кВ выполненопо блочнойсхеме, резервныйТСН присоединяетсяотпайкой отблока.

Рис3.4. Схема собственныхнужд 6 кВ.

Питаниепотребителейсобственныхнужд 0,4 кВ осуществляетсячерез трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ, от секций РУ с.н.6 кВ проектируемойТЭЦ.

Наоснованиивышеизложенного,проектируетсясхема собственныхнужд ТЭЦ, котораяприведена нарисунке 3.4.

3.3.1. Выбортрансформаторовсобственныхнужд ТЭЦ

Номинальнаямощность рабочихтрансформаторовсобственныхнужд (ТСН) выбираетсяв соответствиис их расчетнойнагрузкой, приэтом перегрузкарабочих ТСН– недопустима.

Номинальнаямощность резервноготрансформаторасобственныхнужд принимаетсяравной ТСН.

Перечень и мощности нагрузок собственных нужд блока 63 МВт даны в таблице3.5, согласно [3].

Таблица3.5

Нагрузкасобственныхнужд пылеугольногоблока 63 МВт.

Всоответствиис таблицей 3.5,расчетнаянагрузка собственныхнужд блока 63МВт равна:

S_расч=S_=5930кВА;

Номинальнаямощность рабочегоТСН:

S_номS_расч;

Выбираюрабочий ТСНтипа ТМНС –6300/10.

Расчетнаянагрузкатрансформаторовсобственныхнужд 6/0,4 кВ определяетсяпо формуле:

S_расч=0,7P₁+0,35P₂+0,15P₃+0,85P₄,

где:

P₁ - суммарнаямощность постоянноработающихдвигателей,кВт;

P₂ - суммарнаямощность периодически работающихдвигателей,кВт;

P₃ - суммарнаямощность мелких двигателей,кВт;

P₄ - суммарнаямощность отопленияи обогрева,кВт.

Дляпылеугольногоблока 63 МВт,мощности указанныхгрупп электродвигателейпо [8] равны:

P₁=750кВт, P₂=890 кВт, P₃=470 кВт, P₄=100 кВт.

такимобразом:

S_расч=0,7750+0,35890+0,15470+0,85100=992кВт.

Всоответствиис расчетнойнагрузкой,выбираю трансформаторсобственныхнужд 6/0,4 кВ типа ТМС – 1000/6,3

Паспортныеданные выбранныхтрансформаторовсобственныхнужд приведеныв таблице 3.6.

Таблица3.6

Паспортныеданные трансформаторовсобственныхнужд [5]

3.4. Расчеттоков короткогозамыкания.

Расчеттоков короткогозамыканиянеобходим длявыбора электрооборудования,аппаратов, шин,кабелей, а также определениянеобходимости ограничениятоков короткогозамыкания.

Согласнорекомендации[7], в данном дипломномпроекте зарасчетный видкороткогозамыканияпринято трехфазноекороткое замыкание.

Дляудобства результатырасчета токовкороткогозамыканиясведены в таблицу3.7. Расчет токовтрехфазногокороткогозамыканияприведён вприложении1 данного дипломногопроекта. Расчётнаясхема приведенана рисунке 3.5.

Рис. 3.5. Расчётнаясхема.

Дляудобства результатырасчета токовкороткогозамыканиясведены в таблицу3.7.

Таблица 3.7.

Своднаятаблица расчётатоков КЗ

3.5. Выбор основногоэлектротехническогооборудованияи токоведущихчастей.

3.5.1. Выборвыключателейи разъединителей.

Выборвыключателейпроизводитсяв соответствиис ГОСТ – 687 – 94:

Выбор и проверкавыключателейосуществляетсяпо следующимусловиям [6]:

Выбори проверкаразъединителейпроизводитсяпо следующимусловиям:

Выборосновногоэлектротехническогооборудованияпроводитсяв табличнойформе. [4]

Выбор выключателейи разъединителейна 110 кВ.

Всвязи с невозможностьюперегрузкиблочноготрансформатораток максимальногорежима равентоку нормальногорежима:

I_max==А.

Таблица 3.8.

ВМТ-110Б-40/2000УХЛ1 – выключательмаломасляныйтрехполюсный,привод пружинныйтипа ППрК,предназначендля установкив районах сумеренно-холоднымклиматом.

РДЗ-110/1000– разъединительдвухколонковыйс заземляющиминожами.

Выборгенераторноговыключателяи разъединителяна 10,5 кВ:

Таблица3.9

МГУ-20-90/6300У3 – маломасляныйгенераторныйвыключатель,для утсановкив районах сумереннымклиматом.

РВРЗ-20/8000-М –разъединительдля внутреннейустановки,рубящего типа,с заземляющиминожами.

Выбор выключателя и разъединителя в схеме собственных нужд 6,3 кВ.

В схеме с.н.предполагаетсяустановка КРУс выключателямиВЭ-6-40/1600 У3.

Токодной секциис.н.:

I_max =P_секции/(·U_ном·cosj)= 992/(·6,3·0,87)= 104,5 А.

Выборсведён в таблице3.10.

Таблица3.10

ВЭ-6-40/1600У3– выключательэлектромагнитный,для установкив районах сумереннымклиматом.

3.5.2. Выборлинейных реакторовв цепи линийместной нагрузки

Максимальныйток одной ветвиреактора определяетсяиз мощностиместной нагрузкии количестваприсоединений:

I_max= S_1л/ (U_н)= 9,5810³/10,5= А;

где S_1л=S_мн/n_л=57,47/6=9,58МВА

n_л– кол-во присоединений

Рис.3.6. Схема подключенияместной нагрузки.

Токтермическойстойкостикабеля:

I_тер= ,

гдеС = 90Ас^1/2/мм² - функция отU_ном, типаи материалажил кабеля;

s= 95 мм² - сечениежилы кабеля;

t_откл= 0,095 с - времяотключенияк.з.;

Т_а= 0,003 с - постояннаявремени затуханияапериодическойсоставляющейтока к.з.

I_тер= = А;

За наименьшийток принимаемI_тер кабеля.

Результирующеесопротивлениебез реактора:

Х_рез= U_ср/I_по= 10,5/63,14= Ом;

гдеI_по=I_пос(к2)+I_пог(к2)=33,29+29,85=63,14кА.

Требуемоесопротивлениецепи к.з. из условияобеспеченияноминальнойотключающейспособностивыключателя:

Х_{резтреб} = U_ср/I_тер= 10,5/27,3= Ом;

Требуемоесопротивлениереактора:

Х_{р треб} = Х_{резтреб} – Х_рез= 0,22 – 0,1 = 0,12 Ом;

Выбираемреактор РБДГ– 10 – 2500 – 0,25 У3 с параметрами:

U_ном= 10 кВ; I_ном= 2150 А;

Х_р = 0,25 Ом;i_max =49 кА; I_тер= 19,3 кА; t_тер= 8 с.

Результирующеесопротивлениецепи с учетомреактора:

Х’_рез= Х_рез + Х_р= 0,1 + 0,25 = 0,35 Ом;

Фактическоезначение I_по:

I_по= 10,5/0,35= кА.

Проверкастойкостиреактора врежиме к.з.

Электродинамическаястойкость: i_удин

i_у= I_поk_у= 17,321,96= 48,01 кА

Термическаястойкость:

Заводгарантируетвремя термическойстойкости t_тер= 8 с и среднеквадратичныйток термическойстойкости I_тер= 19,3 кА.

Условие:

В_{к зав}= 19,3²  8 =2979,9 > В_{к расч}= I_по² (t_отк + Т_а)= 17,32²  (0,08+ 0,23) = 92,99 кА²с- выполняется.

ОстаточноеU на шинахГРУ при к.з. зареактором:

U_ост%= ==% > (55-60)%

Потерянапряжения:

u_р%=== %.

u_р%

На присоединенияхместной нагрузкипредполагаетсяустановка КРУс выключателямиВЭ-6-40/1600 У3.

Выборвыключателяи разъединителяв цепи местнойнагрузки:

Таблица3.11

3.6.Выбор шин исвязей междуэлементами

3.6.1. На напряжение110 кВ

Ошиновку110 кВ выполняемгибкими проводамитипа АС [7].

Сборныешины выбираютсяпо допустимомутоку при максимальнойнагрузке нашинах, равныйтоку наиболеемощного присоединения:I_maxI_доп

Какбыло сказановыше, блочныйтрансформаторне может бытьнагружен больше,чем мощностьгенератора,поэтому:

I_max= I_maxТС= 63 /(1100,8)=кА

Принимаемгибкий проводАС-240/32 ; I_доп=605 А;

Проверкуна схлестываниене производимт.к. I_по⁽³⁾ = 15,83 кА

Проверкана термическоедействие токовКЗ не производится,т.к. шины выполняютсяголыми проводамина открытомвоздухе [9].

Проверкана корону можетне производиться,т.к. было установлено,что при напряженииустановки 110кВ и сечениипроводов более70 мм² проводане коронируют[9].

Выборгибких токопроводовот выводов ТС110 кВ до сборныхшин.

Токоведущиечасти от выводовтрансформатора110 кВ до сборныхшин выполняетсягибкими токопроводами.

Их сечениевыбираетсяпо экономическойплотности тока [4].

q_э=I_норм/ j_эк = 410/1=410 мм².

Принимаемпровод АС-450/56

Проверкапо допустимомутоку:

I_max=410А доп=910А.

Проверкана термическоедействие токовКЗ не производим,т.к. примененыголые проводана открытомвоздухе.

Проверкана корону непроизводится,т.к. провод имеетсечение больше 70 мм² .

3.6.2.На напряжение10,5 кВ

Токоведущиечасти от выводовгенераторадо распределительногоустройствагенераторногонапряжениявыполняется,пофазно-экранированымтокопроводомтипа ГРТЕ-10-8550-250. [4]

Проверкавыбранноготокопроводаприведена втаблице 3.12.

Таблица 3.12

Расчетныеи каталожныеданные

КомплектациятокопроводаГРТЕ-10-8550-250:

-трансформаторнапряжениятипа ЗНОМ-10,

-встроенныйтрансформатортока типаТШ-20-10000/5,

- типопорного изолятораОФР-20-375с.

Всетоковедущиечасти РУ-10,5 кВ,включая сборныешины, выполняютсяжесткими голымиалюминиевымишинами коробчатогосечения. [4]

Выборпроизводитсяпо допустимомутоку:

I_max=Р_м.н/(U_номcos0,95)=16667/(10,50,870,95)=А.

Предварительнопринимаютсяшины алюминиевые,коробчатогосечения по [5] типа 2(75355,5)мм, сечением2х695 мм², I_доп=2670А.

Такимобразом, условие:

I_max=1109 I_доп=2670А – соблюдается.

Сборныешины проверяютсяна термическуюстойкость:

суммарныйток I_п0=46,02кА, тогда:

В_к=I_п0²(t_отк+Т_а)=46,02²(4+ 0,185)=8863,162 кА²с,

где:

t_отк=4с. по [9],

Т_а=0,185- для сборныхшин 10 кВ, [4].

Минимальноесечение поусловию термическойстойкости:

q_min=1000/с=1000/90 = мм²

следовательно,условие

q_min=1046мм² q_ш=2695=1390мм² – соблюдается.

Проверкасборных шинна механическуюпрочность.

Шиныкоробчатогосечения обладаютбольшим моментоминерции, поэтомурасчет производитсябез учетаколебательногопроцесса вмеханическойконструкции.При расположениишин в вершинахпрямоугольноготреугольникарасчетнаяформула имеетвид: [6]

_расч==МПа;

условие:

_расч=8,66МПа _доп=75МПа, [9] - выполняется,выбранные шиныпроходят поусловию механическойпрочности.

3.6.3. Выбортоковедущихчастей РУ С.Н.- 6 кВ.

Сечениешин принимаетсяпо наибольшемутоку самогомощного рабочеготрансформаторасобственныхнужд 6 кВ:

I_тсн=S_тсн/(U_ном)=6300/(6,3)=А.

Потаблице 7.2 [5]принимаютсяалюминиевыедвухполосныешины сечением159 мм².

Проверкашин на термическуюстойкость:

температурашин до короткогозамыкания:

_н=₀+(_доп.дл- _0ном)I_max/I_доп=25+(70-25)577,35/855= С,

где:

₀=25С - температураокружающейСреды,

_доп.дл- длительнодопустимаятемпературапроводника,

I_доп=4000А - длительныйдопустимыйток для выбранныхшин.

порис. 3.45 [4], определяется,что

f_н=60С - показательхарактеризующийсостояниепроводникак моменту началакороткогозамыкания.

Потаблице 3.13 [4]определяемзначение коэффициента k, учитывающегоудельноесопротивлениеи эффективнуютеплоемкостьпроводника:

k=1,054мм²С/(А²С)10^-2,тогда:

f_к=f_н+КВ_к/q=60+1,0545,25/159=С

где:

В_к=I_п0²(t_отк+Т_а)=6,91²0,11=5,25кА²с,

по рис.3,45 [4], для f_к=60С, температурышин после короткогозамыкания _н=85С, чтоменьше допустимойтемпературыдля алюминиевыхшин _доп=200С. [4]

3.7. Выборизмерительныхтрансформаторов

3.7.1. Выбортрансформаторовтока

Трансформаторытока (ТТ) предназначеныдля уменьшенияпервичноготока до значенийудобных дляизмерения, атак же для отделенияцепей измеренияи автоматикиот первичныхцепей высокогонапряжения.

Выбортрансформаторовтока производится:

Электродинамическаястойкостьшинных ТТопределяетсяустойчивостьюсамих шин, поэтомушинные ТТ поэтому условиюне проверяются. [6]

Выбортрансформаторовтока в цепилинии связис системой.

Вторичнаянагрузка иперечень приборов,присоединяемыхк трансформаторутока дана втаблице 3.13.

Таблица 3.13

Вторичнаянагрузкатрансформаторатока

По[5] принимаетсяк установкетрансформатортока типа ТФЗМ-110Б-1 с фарфоровойизоляцией, собмоткамизвеньевоготипа, маслонаполненный.

Сравнениерасчетных икаталожныхданных трансформаторатока приведеныв таблице 3.14.

Таблица 3.14

Сравнениерасчетных икаталожныхданных трансформаторатока

S_2н=I_2н²r=5²1,2=30ВА.

где:

r=1,2 Ом- номинальноесопротивлениев данном классеточности.

Определяемсопротивлениепроводов:

Z_пров=Z_2н- r_приб.-Z_к=Z_2н - S_пр/I_2н²-Z_к=1,2-6,5/5²-0,1=Ом;

длинасоединительныхпроводов салюминиевымижилами (=0,0283)принимаетсяпо [10] и равна:

l_расч=100м,

тогда,сечение соединительныхпроводов:

q=l_расч/Z_пров=0,0283100/0,84=мм²;

Принимаемкабель АКВРГс жилами 4 мм², тогда R_пропределим как:

Z_пр==0,707Ом

Тогдавторичнаянагрузка определитсякак:

Z₂=R_пр+R_приб.+R_к=0,707+0,26+0,1= 1,067 Ом.

Z₂2 ном;трансформатортока принимаетсяк установке.

Нагенераторномнапряжении10,5 кВ устанавливаетсятрансформаторытока типаТШ-20-10000/5, встроенныйв токопроводГРТЕ-10-8550-250. [5]

3.7.2. Выбортрансформаторовнапряжения.

Трансформаторнапряжения(ТН) предназначендля пониженияпервичногонапряжениядо напряжениявторичных цепейизмерения ирелейной защиты.

Выбортрансформаторовнапряженияпроизводится:

Вторичнаянагрузкатрансформаторанапряжениясборных шин110 кВ приведенав таблице 3.15.

Таблица 3.15

Переченьприборов подключаемыхк трансформаторунапряжения

S_2е= =96,7ВА

Согласнономинальногонапряжения110 кВ и вторичнойнагрузки выбираемтрансформаторнапряженияНКФ-110-58 ( U_ном=110кВ , S_{2 ном} =400 ВА).

Т.о. S_2еном;

U_уст=U_ном.

Рис.3.7 Схема соединенияобмоток TV

Для соединениятр-ра напряженияс приборамипринимаемконтрольныйкабель АКРВГс сечением жил2,5 мм² по условиюмеханическойпрочности [4],номинальноенапряжениеобмоток:

U_в=110000/,В; U₂=100/,В; U_{2 доп}=100,В.

Рис. 3.8. Схемаподключенияизмерительныхприборов насборных шинах110 кВ.

Таблица 3.16

Сравнениерасчетных икаталожныхданных

Нагенераторноенапряжение10,5 кВ устанавливаетсятрансформаторнапряжениятипа ЗНОМ-10,встроенныйв токопроводГРТЕ-10-8550-250. [5]

3.8. Выборразрядников.

Длязащиты отперенапряженийвызываемыхударами молний,несимметричнымикороткимизамыканиями,предусматриваетсяустановкаограничителейперенапряженийподключаемыхк сборным шинам110 кВ. Выбор производитсяпо номинальномунапряжению. [4]

НаОРУ-110 кВ принимаетсяк установкеОПН-110У1. [4]

Длязащиты силовыхтрансформаторов,предусматривается:

- состороны 110 кВ,ограничителинапряженияОПН-110У1,

- состороны генераторногонапряжения,разрядникитипа РВМ-15У1.

Длязащиты отперенапряженийоборудования6 кВ, принимаютсяразрядникитипа РВО-6У1.

3.9. Выбористочникаоперативноготока.

Вкачестве источникаоперативноготока на проектируемойТЭЦ используетсяустановкапостоянноготока, с аккумуляторнымибатареями, дляпитания цепейуправления,автоматики,аварийногоосвещения, атакже механизмовсобственныхнужд станции.АБ выбираютпо необходимойемкости, уровнямнапряженияв аварийномрежиме и схемеприсоединенияк шинам.

Выбораккумуляторныхбатарей.

ПотребителямиАБ являются:

-постоянновключеннаянагрузка - аппаратурыустройствуправления,блокировки,сигнализациии релейнойзащиты, а также постоянновключеннаячасть аварийногоосвещения;

-временнаянагрузка, котораявозникает приисчезновениипеременноготока во времяаварийногорежима;

-кратковременнаянагрузкадлительностьюне более 5 с, котораясоздаетсятоками включенияи отключенияприводоввыключателей.

Таккак в нормальномрежиме АБ работаетв режиме постоянногоподзаряда, торасчетнойнагрузкой длянее, являетсяаварийнаяситуация, когдабатарея несетна себе всюаварийнуюнагрузку.

Длительностьаварийногорежима на ТЭЦt_ав=0,5часа. [11]

КаждаяАБ имеет своеподзарядноеустройство,для зарядапредусматриваетсяодин общестанционныйагрегат.

Подсчетнагрузки наАБ сведен втаблицу 3.17.

Таблица 3.17

Расчетнаянагрузка нааккумуляторнуюбатарею

Т.к.мощность ЭСменьше 200 МВт,следовательнопринимаем однуАКБ. Батареябудет работатьв режиме постоянногоподзаряда всхеме с элементнымкоммутатором.Расчетнаядлительностьаварийнойнагрузки 0,5 ч.Номинальноенапряжениена шинах установки230 В. Расчетнаятемператураэлектролита+25^оС.

Числоосновных элементовв батарее:

n_о= U_ш/U_пз= 230/2,15 =108 ,

где:

n_о— число основныхэлементов вбатарее;

U_ш- напряжениена шинах;

U_пз- напряжениена элементев режиме подзаряда(2,15 В).

Врежиме зарядапри максимальномнапряжениина элементе2,7 В к шинамприсоединяется:

n_min= 230/2,7 = 85 элементов,

Врежиме аварийногоразряда принапряжениина элементе1,75 В, а на шинахне ниже номинального(220 В).

n= 220/1,75 = 125 элементов,

где:

n– общее числоэлементовбатареи.

Кэлементномукоммутаторуприсоединяется:

n= n – n_min=125 – 85 = 40 элементов.

Типовойномер батареиN выбираетсяпо формуле:

N,

гдеI_ав—нагрузкаустановившегосяполучасового(часового) аварийногоразряда, А;

1,05 —коэффициентзапаса;

j— допустимаянагрузка аварийногоразряда = 25 A/N,приведеннаяк первому номеру аккумуляторовв зависимостиот температурыэлектролита.Определяетсяпо кривой:

N> (1,05662)/25 =28,

ВыбранныйаккумуляторСК-28 проверяемпо току аварийногократковременногоразряда:

46N> I_ав,кр;

где46 – коэф, учитывающийдопустимуюперегрузку;

4628= 1288 > 662

ОкончательнопринимаемСК-28.

Проверяемотклонениенапряженияпри наибольшемтолчковом токе:

I_р(N=1)= I_{т max}/N = 662/28 = 23,6.

Покривым определяемнапряжениена АКБ равным90%. Если принятьпотерю напряженияв соединительномкабеле равной5%, то напряжениена приводахбудет 85%. По таблицедопустимоеотклонениенапряженияна электромагнитахвключениясоставляет80 – 110 %, таким образом,принятые аккумуляторыобеспечиваютнеобходимоенапряжение.

Подзарядноеустройствов нормальномрежиме питаетпостоянновключеннуюнагрузку иподзаряжаетбатарею. СогласноГОСТ 825 – 73 токподзарядадолжен быть0,03N,но, учитываявозможныепродолжительныеразряды, этотток принимаютравным 0,15N,тогда:

I_пз> 0,15N+ I_п = 0,1528+ 20 = 24,2 А;

гдеI_п – токпостоянновключеннойнагрузки.

Напряжениеподзарядногоустройства2,2n_о= 2,2  108 = 238 В.

ВыбираемподзарядноеустройствоВАЗП-380/260-40/80.

Подзаряддобавочныхэлементов: I_пз= 0,05N= 0,0528 = 1,4 А.

НапряжениеU_пз = 2,2(n-108) = 2,2 17 = 37,4 В.

Выбираемавтоматическоеподзарядноеустройствотипа АРН-3, котороепоставляетсякомплектнос панельюавтоматическогорегулированияU типаПЭХ-9045-00А2.

Зарядноеустройство:

I_з= 5N + I_п= 5  28 + 20 =160 А;

U_з= 2,75n= 2,75  125 = 343,75 В.

Выбираемзарядный агрегатиз генераторапостоянноготока П-91: Р_ном= 48 кВт; U_ном= 270/360 В; I_ном= 1589 А и асинхронногодвигателя типаА2-82-4: Р_ном = 55 кВт.

4. Релейнаязащита

4.1. Защитаблока генератор- трансформатор

4.1.1. Общиеположения

Основнойзадачей построениярелейной защитыэнергоблоковявляется обеспечениеее эффективногофункционированияпри любых видахповреждений,предотвращениеразвития поврежденияи значительныхразрушенийзащищаемогооборудования,а также предотвращениянарушенийустойчивостив энергосистеме.

Всоответствиис [9] для блоковгенератор -трансформаторс генераторамимощностью более10 МВт должныбыть предусмотреныустройстварелейной защитыот следующихвидов поврежденийи ненормальныхрежимов работы:

Таблица4.1

Видыповрежденийи ненормальныхрежимов работы[13]

4.2. Расчетуставок защит

Исходныеданные

Таблица4.2

Параметрытурбогенератора[5]

Таблица 4.3

Параметрытрансформатора[5]

Таблица4.4

Параметрытрансформаторовтока [5]

4.2.1. Продольнаядифференциальнаязащита

Защитавыполняетсятрехфазной,трехрелейнойс реле типаДЗТ-11/5, имеющимрабочую обмотку_раб=144витка. Схемавключения релепредставленана рисунке 4.1.Для защитыиспользуютсятрансформаторытока, установленныена линейныхвыводах генератора.

Рис. 4.1. Схемавключения релеДЗТ-11/5

Максимальноезначение первичноготока небалансаI_{нб.max.рас}в установившемсярежиме протеканиячерез трансформаторытока внешнегомаксимальноготока I_{внеш.рас.max}:

I_{нб.max.рас}=k_однI_{внеш.рас.max},

где:

k_одн=1– коэффициентоднотипноститрансформаторовтока;

=0,1– полная погрешностьтрансформаторовтока.

I_{внеш.рас.max}определяетсямаксимальнымтоком внешнегоКЗ:

I_{внеш.рас.max}==А;

I_{нб.рас.max}=10,128627=2863А

Коэффициентытрансформациитрансформаторовтока со стороны:

Фазныхвыводов – 10000/5;

Линейныхвыводов – 5000/5.

Токовыецепи со сторонынулевых выводоввключены наполовину витковдифференциальнойобмотки, а состороны фазныхвыводов – навсе витки этойобмотки.

Токисрабатыванияреле:

I_с.р.=,

где:F_ср – м.д.с.срабатыванияреле, равная100.

Дляцепи сторонынулевых выводов:

I_с.р.==1,39А;

I_с.з.==А;

Дляцепи стороныфазных выводов:

I_с.р.==0,7А;

I_с.з.==1390А;

Числовитков тормознойобмотки:

витка

где:tg- тангенс угланаклона касательной,проведённойиз начала координатк тормознойхарактеристикереле ДЗТ-11/5; tg=0,75

Целоечисло витковтормознойобмотки:

Чувствительностьрассматриваемойзащиты непроверяется,так как онаобеспечиваетсяс большим запасом.

4.2.2. Поперечнаядифференциальнаятоковая защита

Длязащиты от витковыхзамыканий вобмотке статорас двумя параллельнымиветвями применяютодносистемнуюпоперечнуюдифференциальнуюзащиту, реагирующуюна разностьсуммарных токовтрех фаз в указанныхпараллельныхветвях. Схемазащиты представленана рисунке 4.2.

Рис. 4.2. Поперечнаядифференциальнаязащита

Этазащита реагируетна замыканиямежду ветвямиодной фазы,между ветвямиразных фаз имежду виткамиодной ветви.

Защитавыполняетсяна токовом релетипа РТ-40 с фильтромвысших гармоник.

Токсрабатываниязащиты припроектировании,принимается:

I_сз=0,2I_г.ном=0,24380=876А.

Токсрабатыванияреле:

гдеk_I -коэффициенттрансформациитрансформаторатока принимаетсяравным 1500/5.

А

4.2.3. Защитаот замыканияна землю в обмоткестатора турбогенератора,на реле токанулевой последовательностиЗЗГ-2

Исходяиз того чтогенераторработает вблоке с трансформатором,то принимаемзащиту типаЗЗГ-2. Она состоитиз органа напряжениянулевой последовательностипервой гармоники,и блок третьейгармоники,реагирующийна производнуюпо времени привозрастаниинапряженияна выводахгенератора.

Органпервой гармоникипредставляетсобой максимальноереле напряжениес фильтромвысших гармоник,пропускающимтолько напряжениепервой гармоники.Наличие фильтрапозволяетсущественноулучшить отстройкузащиты от напряжениянулевой последовательности,появляющегосяна выводахгенераторапри к.з. на землюна стороне ВНблока, за счетимеющейсяемкостной связимежду обмоткамиВН и НН трансформатораблока. Защищаетдо 90⁰ обмоткистатора генераторасо стороны еголинейных выводов.

Блоктретьей гармоникисостоит изпускового,измерительногои исполнительногоорганов. Защитавключаетсяна напряжениецепи 3U₀трансформаторанапряженияна линейныхвыводах генератора.

Расчётуставок защитысводится копределениюпараметровсрабатыванияуказательныхорганов.

Определениеуставки органапервой гармоники(реле напряжения):

где: U₀ – максимальноезначение напряжениянулевой последовательностина выводахгенераторапри однофазномк.з. за трансформаторомблока;

k-коэффициент,учитывающийраспределениенапряженияпо обмотке ВНтрансформатора блока, призаземленнойнейтрали k=0,5; при изолированнойk=1;

С_М0– емкость междуобмотками ВНи НН одной фазытрансформатораблока;

С_Т– емкость однойфазы обмоткиНН трансформаторана землю;

С_Г– емкость однойфазы обмоткистатора генераторана землю.

Всвязи со сложностьюопределенияемкости С_М0и С_Т они могутбыть измереныпри наладочныхиспытанияхблока.

ЁмкостьС_Г определяютпо данным заводов– изготовителейгенераторов.

Схемавключенияустройствазащиты ЗЗГ-2представленана рисунке 4.3.

Рис.4.3. Схема включенияустройствазащиты ЗЗГ –2

1ТН, –трансформаторынапряжения;1АВ – автоматическийвыключатель;1Р – рубильник;1 – орган первойгармоники; 2 –блок третьейгармоники.

НапряжениеU_ог нареле защиты:

U_ог,вт= U_ог/_ku,в

где: U_ог –напряжениенулевой последовательностина выводахгенераторана стороне ВНблока при однофазномзамыкании наземлю;

k_u,В– коэффициенттрансформациитрансформаторанапряжения,установленногосо сторонылинейных выводовгенератора.

Уставкана реле напряжения:

где: К_н – коэффициентнадежности,принимаетсяравным 1,3;

U_ог,вт– напряжениенулевой последовательностина выводахгенераторапри однофазномк.з. за трансформаторомблока.

Следуетиметь ввиду,что при малыхуставках нареле напряжениячувствительностьоргана первойгармоники можетбыть чрезмерновысокой. Этоможет приводитьк излишнимсрабатываниямзащиты, напримерпри увлажненииизоляторовв токопроводах,не представляющимнепосредственнойопасности длягенератора.Поэтому устанавливатьуставку менее10В не рекомендуется.

Блоктретьей гармоникине имеет регулируемыхуставок, и расчётнаяпроверка егодействия нетребуется.

4.2.4. Защитаот потери возбуждения

Защита,реагирующаяна сопротивлениена выводахгенератора,выполняетсяс помощью релесопротивленияс круговойхарактеристикой.

Дляпредотвращениясрабатыванийреле при нарушенияхсинхронизмаего круговаяхарактеристикасмещается. Этосмещение принимаетсяравным:

0,09

стем, чтобы обеспечитьсрабатываниереле при асинхронномрежиме турбогенераторас полной нагрузкойи замкнутойнакороткообмоткой ротора.

Диаметрокружностихарактеристикипринимаетсяравным:

2,4

Уголмаксимальнойчувствительности:

Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.

Длязащиты от потеривозбужденияиспользуетсявторое релесопротивлениякомплекта КСР-2(на первомвыполняетсядистанционнаязащита отсимметричныхКЗ). Оно включаетсяна разностьтоков и напряжение.

Дляпредотвращенияизлишних срабатыванийпри внешнихнесимметричныхКЗ в ее выходнойцепи предусматриваетсяблокировкаот сигнальногооргана ступенчатойтоковой защитыобратнойпоследовательности.

4.2.5. Продольнаядифференциальнаязащита трансформаторана реле типаДЗТ-21

ЗащитаДЗТ-21 предусматриваетсяна трансформаторахблоков в качествеосновной защитыот всех видовКЗ. Обладаетвысокой чувствительностью благодаряприменениюдля отстройкиот токов включениясочетания время– импульсногопринципа иторможениятоком второйгармоники.Комплектнос защитой ДЗТ-21могут поставлятьсядва типаавтотрансформаторовдля расширениядиапазонавыравниваниятоков плечзащиты.

Схемазащиты представленана рисунке 4.4.

Рис. 4.4. Структурнаясхема защитыДЗТ-21.

РО – реагирующийорган; ПТР –промежуточныйтрансформатортока; ТР – трансреактор;ТТ1, ТТ2 – промежуточныетрансформаторытока; ОТС –дифференциальнаяотсечка; I2т– торможениетоком второйгармоники; ВР– выходныереле; БП – блокпитания; У –усилитель; 1Ат,2Ат – автотрансформаторыдля дополнительноговыравниваниятока.

Расчетзащиты начинаетсяс определенияноминальныхтоков защищаемоготрансформатораво вторичныхцепях трансформаторовтока по выражению:

,

где- номинальныйток трансформатора;

- коэффициентсхемы;

-коэффициенттрансформациитрансформаторовтока.

Сцелью компенсациифазового сдвигапервичных токоввыбираем схемысоединенияизмерительныхтрансформаторов:треугольниксо сторонывысшего напряженияk_сх=и звезду состороны низшегонапряженияk_сх=1. Коэффициентытрансформациитрансформаторовтока:

ТФЗМ-110-У1– k_т115=600/5;ТШ-20-10000/5 – k_т10,5=10000/5;для сторонысобственныхнужд принимаемтрансформатортока ТШЛ – 10 сk_т10,5СН=5000/5.

Первичныеноминальныетоки на сторонахзащищаемоготрансформатора:

А;

А;

А;

Индексы115 и 10,5 указываютсторону, к которойотноситсярассчитываемаявеличина.

Вторичныетоки в плечахзащиты:

А;

А;

А.

Заосновную принимаемсторону 115 кВ,на которойосуществляетсярегулировканапряжения.

Дляплеча защитысо стороны 115кВ выбираемответвлениетрансреактрора№ 2 с ,а для плечазащиты со стороныСН выбираемответвление№ 5 с так как [9].

Расчётныйток ответвленияавтотрансформаторана неосновнойстороне 10,5 кВ:

I_{отв10,5расч.неосн}=I_{номВнеосн}=А.

Таккак значениедля плеча защиты10,5 кВ выходитза пределыдиапазонаноминальныхтоков трансформаторатока (2,5 - 5 А) болеечем на 0,5 А, то вэтом плеченеобходимаустановкаповышающегоавтотрансформатораАТ-31 с ,номер используемогоответвленияавтотрансформатора,номер ответвленияк которомуподключаетсяреле №_{отв.реле}1-10. Номинальныйток используемогоответвленияавтотрансформаторатока, к которомуподключаетсяреле ,номер ответвлениятрансреактора.

Расчётныйток ответвленияпромежуточноготрансформаторатока цепи торможения:

I_{отв.расч.торм}==А.

где:k_т – коэффициенттрансформацииавтотрансформатора:

,

где- номинальныйток ответвления,присоединяемогок защите.

Длястороны 115 кВI_{отв.расч.торм}=4,6А.

Длястороны 10,5 кВСН I_{отв.расч.торм}=3,5А.

Номинальныйток принятогоответвленияприставки ипромежуточныхтрансформаторовреле:

Длястороны 115 кВ:5 А, №_отв 1;

Длястороны 10,5 кВ:3,75 А, №_отв 2;

Длястороны 10,5 кВСН: 5 А, №_отв 1.

Длятрансформаторатока принимаемуставку началаторможения:

Приэтом I_{торм.нач.п.}=I_ном=316,3А.

Оцениваемоптимальностьвыбора трансформаторов:

Коэффициентсовпадениядифференциальнойцепи:

=1;

=1;

=.

Коэффициентсовпадениятормозной цепи:

=;

=;

=.

Составляющаятока небаланса,обусловленнаяпогрешностьютрансформаторовтока:

,

где:- коэффициент,учитывающийпереходныйпроцесс;

- коэффициентоднотипноститрансформаторовтока;

- относительноезначение полнойпогрешноститрансформаторовтока;

=15,82А.

Составляющаятока небаланса,обусловленнаярегулированиемнапряжениязащищаемоготрансформатораи соответствующегоначалу торможения:

=316,30,16=50,61А.

Составляющаятока небаланса,обусловленнаянесовпадениемрасчётных токови номинальныхтоков используемыхответвлений,соответствующихначалу торможения:

.

=А.

Токнебалансасоответствующийначалу торможения:

I_{нб.торм.нач.}=++15,82+50,61+0,316=66,75А.

Первичныйноминальныйток срабатываниязащиты приотстройке отрасчётногопервичноготока небаланса:

I_с.з.mink_отсI_{нб.торм.нач};

где:

k_отс– коэффициентотстройки,k_отс=1,5;

I_с.з.min=1,566,75=100,13А.

Отстройкаот тока небалансапереходногорежима внешнегок.з.:

I_с.з.min0,3I_ном;

I_с.з.min=0,3316,3=110,71А;

Относительныйминимальныйток срабатыванияреле при отсутствииторможения:

=А.

Составляющаятока небаланса,обусловленнаяпогрешностьютрансформаторовтока, соответствующаямаксимальномутоку, проходящемучерез трансформатор:

=6658А,

Составляющаятока небаланса,обусловленнаярегулированиемнапряжениязащищаемоготрансформатораи соответствующегомаксимальномутоку:

=3329010,16=5326,4А.

Составляющаятока небаланса,обусловленнаянесовпадениемрасчётных токови номинальныхтоков используемыхответвлений,соответствующихмаксимальномутоку:

.

=А.

Токнебалансасоответствующиймаксимальномутоку:

I_{нб.расч.}=++6658+5326,4+33,257=12017,7А.

Коэффициентторможения:

=

Первичныйток срабатыванияотсечки поусловию отстройкиот максимальногопервичноготока небаланса:

=9987А,

I_{нб.расч.}=9987+5326,4+33,257=15346,7 А.

I_{с.з.отс.расч}=k_отсI_{нб.расч}=1,515346,7=23020,1А;

Уставкатоковой отсечки:

=А.

Уставкапринимаетсяравной А.

Исходяиз расчётатоков короткогозамыкания,следует чточувствительностьзащиты обеспечиваетсяс большим запасом.

4.2.6.Газовая защита

Вкачестве газовойзащиты используетсяреле типа РГЧЗ-66.Газовое релесодержит дваэлемента - сигнальныйи отключающий.Сигнальныйэлемент срабатываетпри повреждениях,сопровождающихсяслабым газообразованиемпосле накопленияопределенногообъема газав реле. Призначительномповреждении,вызывающембурное выделениегаза, повышаетсядавление внутрибака и создаетсяпереток маслав сторонурасширителя,воздействующийна отключающийэлемент. Последнийсрабатываетпри превышениизаданной скоростипотока масла.При этом газиз бака трансформаторапопадает вгазовое релеи вызываетсрабатываниесигнальногоэлемента позжедействия отключающегоэлемента.

Устройствореле РГЧЗ-66представленона рисунке 4.5.

Рис. 4.5. Устройствореле РГЧЗ-66.

1,2– чашечки сигнальногои отключающегоэлементов; 3 –пружина; 4 – контактчашечки сигнальногоэлемента; 5 –подвижнойконтакт отключающегоэлемента; 6 –пластина; 7,8 –экраны; 9 – смотровоеокно с делениями;10 – кран для отборапроб газа ивыпуска егоиз реле.

4.2.7. Защитаот симметричныхперегрузок

Длязащиты генераторовот симметричныхнагрузок применяетсяблок защитыБЭ1103. БЭ1103 включаетсяв одну из фазвторичных цепейтрансформаторовтока нулевыхили фазныхвыводов генератора.Характеристикаинтегральногооргана БЭ1103соответствуетперегрузочнымхарактеристикамобмотки статорагенератора.

Структурнаясхема блоказащиты представленана рисунке 4.6.

Рис.4.6. Структурнаясхема БЭ1103

ВП –входной преобразовательтока; СО – сигнальныйорган, срабатывающийс фиксированнойвыдержкойвремени приувеличенииотносительноготока статоравыше значенияуставки срабатыванияоргана; ПО –пусковой орган,срабатывающийбез выдержкивремени приувеличенииотносительноготока статоравыше значенияуставки срабатыванияоргана и осуществляющийпуск интегральногооргана; ИО –интегральныйорган, срабатывающийот тока статорас выдержкойвремени t_ср;БК – блок контроля,осуществляющийфункциональныйи тестовыйконтроль блоказащиты.

ОрганыI_сигн иI_пускблока защитыимеют уставкисрабатыванияпо относительномутоку статора,определяемомупо формуле:

,

ирегулируемыедискретно вдиапазоне11,35 с минимальнойступеньюрегулированияне более 0,06. Коэффициентвозврата органовI_сигн иI_пуск нениже 0,98. Уставкавыдержки времениI_сигнрегулируетсядискретно вдиапазоне сек с минимальнойступеньюрегулированияне более 0,25 сек.

Интегральныйорган блоказащиты имеетплавную регулировкукоэффициентаВ в диапазонеот 0,8 до 1,0 и плавноступенчатуюрегулировку коэффициентаС в диапазонеот 3 до 50. Поставляетсяблок с настройкойзначенийкоэффициентовВ=0,91 и С=19,2 .

Выдержкавремени интегральногооргана определяетсякак:

.

Интегральныйорган БЭ1103 имитируетпроцесс охлаждениягенераторапосле устраненияперегрузкипо экспоненциальномузакону. Приэтом промежутоквремени, закоторый перегревобмотки статораснижается отмаксимальнодопустимойвеличины до0,135 от этой величины,условно называетсявременем «полного охлаждения»и равняется(60090) с.

4.2.8.Защита отнесимметричныхперегрузокгенераторас интегрально– зависимойхарактеристикойвремени

Защитапредназначенадля предотвращенияповреждениягенераторапри перегрузкетоками обратнойпоследовательности,вызванныхнесимметричнойнагрузкой внормальномрежиме, либоненормальнымирежимами работысистемы (обрывыфаз, недоотключениеодной – двухфаз выключателяи т.п.), либо привнешнем к.з.

Защитавыполняетсяс помощьюинтегральногои сигнальногоорганов блок-релеБЭ1101. Структурнаясхема приведенана рисунке 4.7.

Рис.4.7. Структурнаясхема БЭ1101

ВП– входнойпреобразовательтока; СО – сигнальныйорган; ПО – пусковой орган; ИО –интегральныйорган; ОТО –орган токовойотсечки; БК –блок контроля.

Входнойпреобразователь,выделяет извходного токасоставляющиеобратнойпоследовательностиI₂. Основнойузел входногопреобразователя– фильтр токовобратнойпоследовательности.

Сигнальныйорган, срабатываетс фиксированнойвыдержкойвремени приувеличениитока I_2*выше значения,определяемогоуставкой, и приувеличениитока I_2*сверх длительнодопустимого.

Пусковойорган, срабатываетбез выдержкивремени приувеличениитока I_2*выше длительнодопустимойего величины,определяемойуставкой, иосуществляющийпуск интегральногооргана.

ТокI_2* определяетсякак:

,

где:I₂ – токобратнойпоследовательностив первичнойцепи генератора.

Интегральныйорган, срабатываетс выдержкойвремени, определяемойвыражением:

,

где:А – постояннаягенератора,численно равнаядопустимойдлительностинесимметричногорежима дляданного типагенераторапри I_2*=1 всекциях.

Интегральныйорган учитываетнакоплениетепла в обмоткеротора в процессеперегрузкии охлаждениеротора послеустраненияперегрузки.Орган реализуетзависимуювыдержку временина срабатываниеот значениятока обратнойпоследовательностии выполняетфункции ближнегои дальнегорезервирования.

Интегральныйорган воздействуетна отключениеблока от сети,в которой находитсяпричина недопустимойперегрузкигенераторатоками обратнойпоследовательности.При этом собственныенужды продолжаютпитаться отгенератора.

Органтоковой отсечки,срабатываетс фиксированнойвыдержкойвремени приувеличениитока I_2*выше величины,определяемойуставкой. ОТОосуществляетфункции резервированиязащит, смежныхс генераторомэлементов.

Блокзащиты БЭ1101включаетсяво вторичныецепи фаз А, В иС трансформаторовтока, установленныхсо сторонынейтрали илифазных выводовгенератора.Величины допустимыхтоков I_2*для разныхгенераторовприводятсяв заводскойдокументациии в ПУЭ.

5.Технико-экономическиепоказателистанции

5.1.Полезный отпусктепловой энергии:

5.1.1. Годовойотпуск параиз производственныхотборов турбин:

Д_п^г=n_тД_по^чh_отб^п;

где:

n_т– число турбин;

Д_по^ч– часоваямаксимальнаянагрузка изпроизводственныхотборов;

h_отб^п– число часовиспользованиямаксимальнойнагрузки,потребляемойиз производственныхотборов турбин(ориентировочнопринимается4000-6000 ч).

Д_п^г=31406000=2520000т/год.

5.1.2. Годовойотпуск теплотыс коллекторовТЭЦ для производственныхцелей:

Q_п^г=Д_п^гi=2,6Д_п^г;

где:

i=2,6– разностьэнтальпии парав производственномотборе и энтальпиивозвращаемогоконденсатаГДж/т;

Q_п^г=2,62520000== Гкалл/год;

где:4,187 – переводныйкоэффициент.

5.1.3. Годовойотпуск теплотыиз отопительныхотборов турбин:

Q_отоп^г=nQ_отоп^чh_отб^отоп;

где:

h_отб^отоп– число часовиспользованиямаксимумаотопительногоотбора в зависимостиот климатическогорайона;

Q_отоп^ч– суммарныйотпуск теплотыв отопительныеотборы всехтурбин;

Q_отоп^г=32204500=2970000ГДж/год = Гкалл/год.

5.1.4. Годовойотпуск теплотыс коллекторовТЭЦ:

Q_отп^г=Q_п^г+Q_отоп^г;

Q_отп^г=6552000+2970000=9522000ГДж/год=2274181,99Гкалл/год.

5.2.Выработка иотпуск электрическойэнергии

5.2.1. Годоваявыработкаэлектрическойэнергии:

W_в=Nh;

N– установленнаярасчётнаямощность турбины;

h– число часовиспользованияустановленнойрасчётноймощности;

W_в=3607200=1296000МВтч;

5.2.2. Расходэлектроэнергиина СН:

W_сн=;

где:

k_сн– удельныйрасход электроэнергиина СН, при начальномдавлении параперед турбинойР₀=12,7 МПа (130 кгс/см²),%;

W_сн==МВтч.

5.2.3. Годовойрасход электрическойэнергии, отнесённыйна отпуск теплоты:

W_сн^т==МВтч;

где: W’_сн^т= 6 кВтч/ГДж– удельныйрасход электроэнергиисобственныхнужд на отпускединицы теплоты,при работе натвёрдом топливе.

5.2.4. Годовойрасход электрическойэнергии, отнесённыйна отпускэлектрическойэнергии:

W_сн^э=W_сн– W_сн^т;

W_сн^э=129600-57132=72468МВтч

4.2.5. Годовойотпуск электрическойэнергии с шинстанции:

W_отп=W_в-W_сн;

W_отп=1296000-129600=1166400МВтч.

5.3.Годовой расходусловноготоплива котлами:

B_у^к=в^тн_удQ_отп^г+в^эн_удW_в=В_у^т’+В_у^э’;

где:

в^тн_уд,в^эн_уд –нормативныекоэффициенты;

B_у^к=1302274181,99+0,32129600010³=295643658,7+414720000= =710363658,7 кг.у.т/год.=710363,66 т.у.т./год

5.4. Коэффициентиспользованиятоплива

_топл==%.

где:

29,3 –удельная теплотасгорания условноготоплива ГДж/т;

3,6 –переводныйэквивалентэлектрическойэнергии в теплотуГДж/МВтч.

5.5. Определениесебестоимостиэнергии ТЭЦ

5.5.1. Расходына топливо:

И_топл=Ц_топлВ_у=230710363,66=163383641,8руб/год,

где:

Ц_топл– цена топлива;

5.5.2.Амортизационныеотчисления:

И_а=n_аК_уд,

где:

n_а=0,04- норма амортизации,

К_уд– удельныекапиталовложения(230 руб/кВт 15),

И_а=0,0418000023015=24,8410⁶руб/год.

5.5.3. Расходына зарплату:

И^осн_з/пл=n_эксN_устФ,

где:

n_экс=260чел – численностьэксплуатационногоперсонала,

Ф –фонд заработнойплаты, руб/челгод,

И^осн_з/пл=260500012=10⁶руб/год;

5.5.4. Дополнительнаязарплата:

И^доп_з/пл=0,1И^осн_з/пл=0,115,610⁶=1,5610⁶руб/год;

5.5.5. Отчисленияна социальноестрахование:

И^соц_з/пл=0,356(И^осн_з/пл+И^доп_з/пл)=0,356(15,6+1,56) 10⁶=6,1110⁶руб/год;

5.5.6. Суммарныеиздержки назарплату:

И_з/пл=И^осн_з/пл+И^доп_з/пл+И^соц_з/пл=(15,6+1,56+6,11) 10⁶= 23,2710⁶руб/год,

5.5.7. Расходыпо содержаниюи эксплуатацииоборудования:

И_р=1,15И_а=1,1524,8410⁶=28,5710⁶руб/год.

5.5.8. Цеховыерасходы:

И_цех=0,11И_р=0,1128,5710⁶=3,1410⁶руб/год.

5.5.9.Общестанционныерасходы:

И_ос=Фn_аупk_рзп+(И_р+И_цех)=50000,072601,15+0,1(28,57+3,14) 10⁶=

=3275650 руб/год;

где:n_ауп –численностьадминистративно-управленческогоперсонала,укрупнённо принимаетсяв размере 6-7% отчисленностиэксплуатационногоперсонала.

5.5.10. Общиеиздержкипроизводства:

И=И_топл+И_а+И_з/пл+И_р+И_цех+И_ос=163,38+24,84+23,27+28,57+3,14+3,28==246,4810⁶руб/год.

Таблица4.1

Своднаятаблица издержек

5.5.11. Коэффициентраспределениязатрат на теплоту:

К_р^т==.

5.5.12. Коэффициентраспределениязатрат наэлектрическуюэнергию:

К_р^э=1– К_р^т=1 –0,42=0,58.

5.5.13. Годовыеиздержки, отнесённыена отпуск теплоты:

И^т=К_р^тИ=0,42246,4810⁶=103,5210⁶руб/год.

5.5.14. Годовыеиздержки, отнесённыена отпускэлектроэнергии:

И^э=И – И^т=(246,48 – 103,52)Ч10⁶=142,96Ч10⁶руб/год.

5.5.15.Себестоимостьединицы теплоты:

S_отп^т==руб/Гкал.

5.5.16. Себестоимостьотпущеннойэлектроэнергии:

S_отп^э==руб/кВт Чч

Таблица4.2

Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателейТЭЦ

5.6. Расчетэффективностипроекта

Оценкаэкономическойэффективностипроекта производитсяна основесопоставлениярезультатовот реализациипроекта сзатраченнымина него средствами.

Капиталовложенияпереходят набаланс предприятияв виде основныхсредств­К_вл=К_ос=k_уд­·Р_у=230·15·180000=621млн.руб с началаэксплуатацииобъекта по мереввода его наполную мощность.Производимраспределениекапиталовложенийпо годам строительства,план вводамощностей впериод освоенияи эксплуатациии расчет величиныосновных средствпо годам.

Таблица 4.3

Распределениекапиталовложенийпо годам строительства

Находим«простые»показателидеятельностиэлектростанции.В годы строительствадо начала вводамощностейпоказателиотсутствуют,в период освоенияони рассчитываютсяпропорциональноустановленноймощности. Приэтом объемреализованнойпродукции:

РП=W_отп·t^э/э+Q_отп·t^т/э=·10⁹·0,2+·10⁶·100=млн.руб;

где:

–заданные тарифына электро итеплоэнергию.

Составляемтаблицу «простых»показателей.

Таблица 4.4

Некоторыепоказателипроизводственно-хозяйственнойдеятельностистанции погодам расчётногопериода

Наоснове «простых»показателейрассчитываеминтегральныепоказателихозяйственнойдеятельностиэлектростанциии делаем выводоб эффективностипроекта. Принимаемдолю налоговыхотчисленийН, отнимаемыхот балансовойприбыли Пр^бравной 30%.

Интегральныепоказатели:

• БалансоваяприбыльПр^б=РП-И;

• ЧистаяприбыльПр^ч=Пр^б·(1-Н);

• Чистаяприбыль самортизациейПр^ч'=Пр^ч+И_а;

• ЧистыйдоходЧД=Пр^ч+И_а-К_вл.

Таблица 4.5

Интегрированныепоказателихозяйственнойдеятельностипредприятия

Сравнивая время окупаемости с нормативным временем (в энергетике он равен 8 годам), делаем вывод, что по этому критерию проект эффективен(ЧД_t > 0 на 7-ой год).

Учетфактора временипозволяетопределитьэффективностьпроекта задлительнуюперспективу.

Дляучета факторавремени, т.е.для более достовернойоценки эффективностипроекта, применяютсядисконтированныепоказатели.Они учитываютразную ценностьденежных потоковв течение расчетногопериода.

Процедураприведенияразновременныхплатежей к датеначала процессаинвестированияназываетсядисконтированием.Дисконтированиеосуществляетсяумножениемтекущих годовыхпотоков накоэффициентприведенияd_t=,где E – показательдисконтирования(ставка дисконта)– предполагаемаяставка за пользованиеинвестициями.Принимаетсяравной ссудномупроценту E= 0,1 (10% годовых); t– текущий годрасчетногопериода. Полученныевеличины денежныхпотоков называютсядисконтированными.

Одиниз методовиспользованиядисконтированныхпотоков дляопределенияэффективностипроекта называетсяметодом чистогодисконтированногодохода (ЧДД).

ЧДДопределяютпо годам какразницу междудисконтированнойстоимостьючистой прибылии дисконтированнойстоимостьюкапиталовложений:

Положительноезначение ЧДД_tза какой-либопериод позволяетсчитать проектэффективным,отрицательное– убыточным.Т.е. условиемэффективностипроекта считается:ЧДД_t0.Кроме того,можно определитьиндекс доходностипроекта за весьпериод какотношениечистой дисконтированнойприбыли запериод к суммедисконтированныхкапиталовложенийза тот же период:

При_д1проект считаетсяэффективным.

Таблица 4.6

Экономическаяэффективностьпо критериючистого дисконтированногодохода

_д = = > 1, следовательнопроект эффективен

Выводы:проект можносчитать эффективным,так как срококупаемостикапиталовложенийне превышаетнормативного,суммарныйчистый дисконтированныйдоход за расчетныйпериод большенуля, индексдоходностипроекта большеединицы.

Таблица4.7

Технико-экономическиепоказателиТЭЦ

5.7. ОрганизационнаяструктурауправленияТЭЦ и основныефункции персонала

Наэлектростанцииимеют местоадминистративно-хозяйственное,производственно-техническоеи оперативно-диспетчерскоеуправление.

Административно-хозяйственным управителем является директор. В непосредственном подчинении его находится один из основных отделов ТЭЦ- планово-экономическийотдел ПЭО.

В веденииПЭО находятсявопросы планированияпроизводства.Основной задачейпланированияпроизводстваявляется разработкаперспективныхи текущих плановэксплуатацииТЭЦ и контрольза выполнениемплановых показателей.

БухгалтерияТЭЦ осуществляетучет денежныхи материальныхсредств станции;расчеты позаработнойплате персонала(расчетнаячасть), текущеефинансирование(банковскиеоперации), расчетыпо договорам(с поставщиками),составлениебухгалтерскойотчетностии балансов, исоблюдениефинансовойдеятельности.

В веденииотдела материально-техническогоснабжениянаходитсяснабжениестанции всеминеобходимымиэксплуатационнымиматериалами,запаснымичастями иматериалами,инструментамидля ремонта.

Отделкадров занимаетсявопросамиподбора и изучениякадров, оформляетприем и увольнениеработников.

Техническим руководителем ТЭЦ является первый заместитель директора –главный инженер.В непосредственномподчиненииего находитсяпроизводственно-техническийотдел ПТО.

ПТО ТЭЦразрабатываети осуществляетмероприятияпо совершенствованиюпроизводства,производитэксплуатационно-наладочныеиспытанияоборудования,разрабатываетэксплуатационныенормы и режимныекарты оборудования,разрабатываетвместе с ПЭОгодовые и месячныетехническиепланы и плановыезадания поотдельнымагрегатам иведет учетрасхода топлива,воды, электроэнергии;составляеттехническуюотчетностьТЭЦ. В составеПТО имеютсятри основныхгруппы: технического(энергетического)учета (ТУ), наладкии испытаний(НИ), ремонтно-конструкторская(РК). К основномупроизводствуотносятся цеха:электроцех,турбинный икотельный идр.

Кромеосновногопроизводстварассматриваютвспомогательноепроизводство.К вспомогательнымцехам на ТЭЦотносятся: цехтепловой автоматикии измеренийТАИ, участоктеплоснабженияи подземнойканализации, в ведении которогонаходятся общестанционныемастерские,отопительныеи вентиляционныеустановки производственныхи служебныхзданий, канализация.Ремонтно-строительныйцех, которыйосуществляетэксплуатационныйнадзор запроизводственнымии служебнымизданиями и ихремонтом, ведетработы по содержаниюв надлежащемвиде дорог ивсей территорииТЭЦ. Все цехаТЭЦ (основныеи вспомогательные)в административно-техническомотношенииподчиняютсяглавному инженеру.Руководителемкаждого цехаявляется начальникцеха, подчиненныйпо всемпроизводственно-техническимвопросам главномуинженеру станции,а по административно-хозяйственнымдиректору ТЭЦ.

Энергетическоеоборудованиецехов обслуживаетсяцеховым эксплуатационнымдежурным персоналом,организованнымв сменные бригады.Работой каждойсмены руководятдежурные начальникисмен основныхцехов, подчиненныеначальникусмены станции(НСС).

НССосуществляетоперативноеруководствовсем дежурнымэксплуатационнымперсоналомстанции в течениесмены. НСС вадминистративно-техническомотношенииподчиняетсятолько дежурномудиспетчеруэнергосистемыи выполняетвсе его распоряженияпо оперативномууправлениюпроизводственнымпроцессом ТЭЦ.

Воперативномотношении НССявляетсяединоначальникомна станции втечение соответствующейсмены, и егораспоряжениявыполняютсясменным дежурнымперсоналомчерез соответствующихначальниковсмен основныхцехов. Помимоэтого дежурныйинженер станциинемедленнореагирует навсе неполадкив цехах и принимаетмеры к их устранению.

5.8. Составлениебизнес-плана

5.8.1. Цели разработкипроекта

В данномразделе проектасодержатсясведения отехническойи экономическойосуществимостипроекта новойэлектростанции.

ТЭЦрасположенав ВосточнойСибири. Электростанцияпредназначенадля электрои теплоснабженияпромышленногорайона. Общаяэлектрическаянагрузка потребителейв районе размещениясоставляетпримерно 50 МВт.ТЭЦ полностьюобеспечиваетместную нагрузку,а избыток мощностипередает всистему. Станциясвязана с системойпо линии электропередачинапряжением110 кВ.

Промышленныйрайон до строительстваТЭЦ получалэлектроэнергиюот соседнихэнергосистем.Для того чтобыисключитьзависимостьот соседнихэнергосистем,создаетсяАкционерноеобщество открытоготипа, котороебудет осуществлятьстроительствои эксплуатациюТЭЦ и продаватьэлектроэнергиюс шин электростанциив энергосистему.Последнеепредставляетсобой АО, осуществляющеераспределениеэлектроэнергиии доведениеее до потребителей.

Цельюсоздания АОТЭЦ являетсяполучениевысокой прибылина акционернуюдолю капиталаи обеспечениенадежного иэкономичногоэнергоснабженияпотребителей.

5.8.2. Анализрынка сбыта

В связис выявленнымдефицитом вэнергоснабжениипотребителейрассматриваемогорайона на новойТЭЦ намечаетсяк установкетри энергоблокаединичноймощностью 63МВт каждый.Суммарнаяустановленнаямощность ТЭЦпри полномразвитии составляет180 МВт.

Основноетопливо дляТЭЦ – бурыйуголь. Числочасов использованияустановленноймощности новойТЭЦ составляет7200 часов.

Всефинансово-экономическиерасчеты, связанныес реализациейэнергетическойпродукциипотребителям,выполнены вроссийскихрублях, как вбазовых ценахуровня 2002 года,так и с учетомнекоторойусловно принятоймонотоннойвеличиной темпароста инфляциив расчетномпериоде.

Расчетныйпериод включаетв себя времястроительства,период временнойэксплуатациии годы с режимомнормальнойэксплуатациидо окончанияфизическогосрока службыосновногоэнергетическогооборудованияТЭЦ.

5.8.3. Тарифына электроэнергию

Тарифна электроэнергиюна шинах ТЭЦпринят в размере20 коп/кВтч,тариф на теплоэнергиюпринят в размере100 руб/Гкал.

5.8.4. План производства

Установленнаямощность ТЭЦ– 180 МВт. Срокстроительствав соответствиисо строительныминормами равенпяти годам.Пуск первогоэнергоблокапланируетсяна двадцатьпятом месяцес начала строительства.Шаг ввода последующихблоков - двенадцатьмесяцев. Расходэлектроэнергиина собственныенужды составляет10 % от номинальноймощности блоков.

Энергоэкономическиепоказателипри полномразвитии ТЭЦв режиме нормальнойэксплуатацииприведены втабл. 4.4.

5.8.5. Организационныйплан

ПроектируемаяТЭЦ в дальнейшейперспективеможет бытьрасширена дляпокрытия возрастающихэлектрическихнагрузокпотребителей.Для этого частьсвободныхсредств (нераспределеннойприбыли, амортизационныхотчислений,резервов) отэксплуатацииэнергетическогообъекта можетбыть направленана строительстволибо последующихочередей ТЭЦ,либо самостоятельныхэнергетическихобъектов.

К установкена ТЭЦ принятосовременное,высокоавтоматизированноеоборудование,что обеспечиваетвысокий уровеньнадежностиэнергоснабжения.

Ремонтчасти оборудования,арматуры итрубопроводоввыполняетсясилами персоналаТЭЦ, включаемогов штатное расписание.Особо сложныеработы выполняютсяс привлечениемперсоналаспециализированныхремонтныхорганизаций.

Средняягодовая заработнаяплата промышленно-производственногоперсонала поотчету 2002 годабез фондаматериальногопоощрениясоставила 60тыс. руб. начеловека. СтруктурауправленияТЭЦ – приведенана рисунке 4.1.

5.8.6. Юридическийплан

Дляосуществлениястроительстваи эксплуатацииновой ТЭЦ создаетсяакционернаякомпания спривлечениемсредств за счетвыпуска акцийи заемногокапиталапотенциальныхинвесторов(кредитов банкови поставщиковоборудования,государственныхзаймов, иностранногокапитала и такдалее).

5.8.7. Экологическаяинформация

Существующаяэкологическаяситуация врайоне размещенияплощадки ТЭЦнаходится впределахустановленныхсанитарныхнорм. Применениесовременногооборудованияпаротурбинныхэнергоблоковпри сжиганиив качествеосновноготоплива бурогоугля обеспечиваетнизкие выбросызагрязняющихвеществ.

5.8.8. Финансовыйплан

Срокистроительства,годы началаосвоения ипериода эксплуатациив настоящемпримере бизнес-планаприводитсябез относительнойпривязки ккалендарнымгодам.

На основаниипринятогорежима работыэлектростанцииопределяетсягодовой отпускэнергии погодам расчетногопериода (табл.4.4.)и объём реализации.

5.8.9. Отчет одвижении наличности

Отчето движенииденежных средствхарактеризуетпритоки и оттокиналичностипо годам расчетногопериода ипредставляетсобой информациюоб образованиии использованииисточниковфинансовыхресурсов.

5.8.10. Баланс

На основанииисходных данных,приведенныхв предыдущихтаблицах,составляетсяперспективныйбаланс по годамрасчетногопериода и даютсяпоказателиоценки работыэнергообъекта.

5.8.11. Показателиоценки работыТЭЦ

Показателиоценки работыТЭЦ по годамрасчетногопериода составляютсяна основаниибаланса акционерногопредприятияи характеризуютфинансовуюустойчивостьи платежеспособностьпредприятия.(см. табл. 4.5. и 4.6.)

6. БезопасностьЖизнедеятельности

6.1.Вопросы безопасностии жизнедеятельностипри проектированииТЭЦ-200.

Выборместа размещенияТЭЦ зависитот требованийбезопасностипроизводственныхпроцессов. Приразмещенииобъекта следуетучитыватьпроветриваемостьплощадки,преимущественноенаправлениеветров и взаиморасположениеобъектов сокружающимипроизводственнымии жилыми массивами,в связи с этимдымовые трубырасполагаютсяюжнее главногоздания и ОРУ-110кВ, при преобладаниисеверного исеверо-западноговетров. Так жепри проектированиигенеральногоплана и выбораместа площадкистроительстванеобходимоучитыватьудаление отграниц аэродромов,затопляемость грунтовымиводами, качествосамого грунта,лавиноопасность,возможностьселевых потоков,других природныхи климатическихособенностей,которые могутповлечь аварийнуюобстановку,наличие в недрахполезных ископаемых.

Зданияи помещенияс производственнымипроцессами,выделяющиев атмосферугаз, дым, пыльа также взрыво-и пожароопасныевещества, должнырасполагатьсяпо отношениюк другим зданиямс подветреннойстороны. Разрывымежду зданиямии сооружениямиследует приниматьминимальнонеобходимымидля устройствадорог, тротуаров,прокладокинженерныхсетей, но неменее расстояний,обуславливаемыхсанитарнымии противопожарныминормами.

Характеристикавредных ипроизводственныхфакторов.

Анализпотенциальныхвредных и опасныхпроизводственныхфакторов выполняетсяв соответствиис ГОСТ 12.0.003-74 покаждой позициипроектируемоготехнологическогопроцесса наТЭЦ.

Результатыанализа принятыесредства защитыи значениянормативныхуровней вредныхфакторов представленыв табл. 6.1.

Таблица 6.1

Вредныеи опасныепроизводственныефакторы

6.2. Производственнаясанитария.

6.2.1. Производственноеосвещение.

Естественноеосвещениеположительновлияет не толькона зрение, нотакже тонизируеторганизм человекав целом и оказываетблагоприятноепсихологическоевоздействие.В связи с этимвсе помещенияв соответствиис санитарныминормами и правиламидолжны иметьестественноеосвещение.

Оценкаколичественнойхарактеристикиестественногоосвещениявыражаетсячерез коэффициентестественногоосвещения (КЕО)в процентах.КЕО - отношениеестественнойосвещенности,создаваемойв некоторойточке внутрипомещениясветом неба,к одновременномузначению наружнойосвещенности,создаваемойсветом полностьюоткрытогонебосвода.

Искусственноеосвещениеприменяетсяпри работе втемное времясуток и днем,когда по условиямтехнологии,организациипроизводстваили климатав месте строительстватребуются объемно-планировочныерешения, которыене позволяютобеспечитьнормированныезначения КЕО.При недостаточномпо нормаместественногоосвещения, онодополняетсяискусственнымосвещением.Такое освещениеназывается- совмещенным.

6.2.2. Производственныйшум и вибрация.

Источникомшума и вибрациина ТЭЦ являютсятурбогенераторы,компрессоры,вентиляторы,насосы, мельницыи т.д. Шум машинобусловленналичием механическихвибраций деталей,возникающихза счет наличиянеуравновешенности,зазоров инедостаточнойжесткостикрепления узлови деталей. Дляустранениявибрации производятстатическуюи динамическуюбалансировкудеталей, устраняютизменениезазоров в узлахи в сочленениях.Для уменьшениявибрации, машиныизолированыот фундаментас помощьюнизкочастотнойпружиннойвиброизоляцией.

Вразличныхпомещенияхуровни шумовразличны, поэтомудля предотвращенияпроникновенияшума в соседниепомещения,двери выполняютсязвуконепроницаемыми.Для отдыхадежурных машинистов,постоянногоместа нахождениядежурногоинженера,предусмотренакомната, изолированнаяот шума.

Таккак в механическихустройствахпричинойнедопустимогошума частоявляется износподшипников,неточная сборкапри ремонте,то в процессеэксплуатациивсех видовоборудованиянадо точновыполнятьтребованияПТЭ.

Ненормальный,повышенныйшум часто возникаетиз-за неполногостягиванияпакетов сердечниковтрансформаторов,неполногопритягиванияподвижной частимагнитопроводов,контактов ипускателей.У электродвигателейненормальныйшум возникаетпри работе сперегрузкой, обрыве однойфазы или изностокосъемныхконтактов.

Своевременноеустранениеэтих причинпозволяетсущественноснизить уровеньшума.

Длительноедействие шумаотрицательносказываетсяна органы слуха,центральнуюнервную систему,ослабляетвнимание рабочихповышает кровеносноедавление, происходитучащение дыханияи пульса, снижаетпроизводительностьтруда.

ГОСТ12.1.005-88 «Общиесанитарно-гигиеническиетребованияк воздуху рабочейзоны».

СН2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум нарабочих местахв помещенияхжилых общественныхзданий и натерриториижилой застройке».

Втаблице 6.2 представленырезультатызамеров шумана рабочихместах, а такжеих превышениенад допустимымиуровнями звуковогодавления.

Таблица 6.2

Результатызамера шумана рабочихместах

Уменьшениешума достигаетсясвоевременнойсмазкой, регулировкойи ремонтомэлектрическихмашин и механизмов,своевременнойзачисткой изатягиваниемтоковедущихконтактов,применениешумопоглащающихпрокладок.

Устанавливатьглушители шумана выхлопныеи всасывающиеотверстиямашин. В случаетехническойневозможностиснижения уровняшума, необходимопредусмотретьсистему профилактическихиспытаний.Персонал следуетснабжать специальныминаушниками,шлемами, заглушками,менять режимтруда и отдыха.

Лица,у которых междудвумя медицинскимиосмотрамиухудшаетсяслух или ухудшилосьобщее состояниеорганизма,должны бытьпереведенына работу внешумных цехах.

6.2.3.Защита от вибрации.

Общаявибрация возникаетпри работегенераторов,турбин, компрессоров,насосов, вентиляторов.

Локальнаявибрация возникаетпри работе сручным пневмо-и электроинструментом.

Вредноевлияние вибрациивыражаетсяв том, что уработающихвозникаетрасстройствонервной исердечно-сосудистойсистемы иопорно-двигательногоаппарата, чтов конечномитоге приводитк виброболезни.Параметры общейвибрации нормируютсяСН 2.2.4/2.1.8.566-96.

Внормах указаныдопустимыепараметрывибрации напостоянныхрабочих местахв производственныхпомещенияхпри непрерывномвоздействиив течение рабочегодня.

Втаблице 6.3 приведенырезультатызамера вибрациина рабочихместах, с указаниемоси замера понаибольшейвибрации, допустимыхуровней замеряемыхчастот и превышениезамеренныхданных наддопустимыми.

Таблица 6.3

Уровнивибрации

Каквидно из таблицы имеется превышениедопустимогоуровня вибрации.

Дляснижения уровнявибрации, необходимоосуществлятьследующиемероприятия:произвеститочную балансировкувсех вращающихсячастей машин,особеннобыстроходных.

Оборудования,машины и механизмы,являющиесяисточникамивибрации установитьна специальныефундаменты,рассчитанныетак, чтобы амплитудаколебанийподошвы фундаментане превышала0,1-0,2 мм.

Уменьшениечисла оборотовисточниковвибрации илиснижение жесткостикрепленияоборудованияк фундаменту(установкапрокладок изрезины, пружин).

6.2.4. Вентиляция.

Предельнодопустимаяконцентрация пыли в рабочихзонах производственныхпомещений –4,0 мг/м³.

Параметрывоздуха в наиболеенеблагоприятныхместах представленыв таблице 6.4.

Таблица 6.4

Параметрывоздуха

Каквидно из таблицы,концентрацияпыли на рабочихместах не превышаетПредельно-допустимуюконцентрацию,так как в основномтехнологическомпроцессе неприменяетсявеществ содержащихпыль и другихвредных веществ.

Температуравоздуха в холодныйпериод в целомне превышаеттребуемойсанитарныминормами (+18С),что свидетельствуето достаточномтепле, выделяемыйработающимоборудованием.

Температуравоздуха в теплыйпериод не превышаеттребуемойсанитарныминормами (+18С),что свидетельствуето достаточнохорошей вентиляциив помещениии применениемв теплый периодвремени вентиляционнойустановки.

6.3. Основныевиды средствзащиты работающих.

Средствазащиты работающихдля предотвращенияили уменьшениявоздействияопасных и вредныхпроизводственныхфакторовподразделяютсяна средстваколлективнойи индивидуальнойзащиты.

Средстваиндивидуальнойзащиты рассматриваютсяв таблице 6.5.

Кромесредств индивидуальнойзащиты имеютсяи предохранительныеприспособления.К ним относятся:предохранительныепояса, диэлектрическиеперчатки, коврики,ручные захваты,манипуляторы.

Таблица 6.5.

Назначениеи виды средствиндивидуальнойзащиты.

6.4. Электробезопасность.

Помещения ТЭСи особенно ОРУпо степенибезопасностиобслуживанияэлектроустановокотносятся кпомещениямс повышеннойопасностью(высоковольтноеоборудование)и особенноопасным (распределительноеустройствогенераторногонапряжения).

Работас электрооборудованиемстанции должнапроизводитьсяс учетом требованийПТЭ и ПТБ.

Работыв электроустановкахи на электрооборудованиинапряжениемдо и выше 1 кВдолжны производитьсяпри соблюденииследующихусловий:

Напроизводстворабот должнобыть разрешениелица ответственногоза электрохозяйствостанции (наряд,распоряжение);

Работадолжна производитьсяне менее чемдвумя лицами;

Должныбыть выполненытехническиеи организационныемероприятия,обеспечивающиебезопасностьработ.

Приобслуживанииэлектроустановоки производстваоперативныхпереключенийдолжны применятьсязащитные средства,удовлетворяющиетребованиямПУЭ.

Защитнымисредствамив электроустановкахявляются приборы,аппараты, переносныеприспособленияи устройства,а также отдельныечасти приборовприспособленийи аппаратов,служащие длязащиты персоналаот пораженияэлектрическимтоком и воздействияэлектрическойдуги и продуктовеё горения.

Всеизолирующиезащитные средстваделятся наосновные защитныесредства ивспомогательные.

Основныминазываютсятакие защитныесредства, изоляциякоторых надежновыдерживаетрабочее напряжениеэлектроустановоки при помощикоторых допускаетсякасаться токоведущихчастей, находящихсяпод напряжением.

Дополнительныминазываютсятакие защитныесредства, которыесами по себене могут приданном напряженииобеспечитьбезопасностьот пораженияэлектрическимтоком. Они являютсядополнительнымик основнымсредстваммерами защиты.

Переченьосновных идополнительныхзащитных средствпредставленыв таблице 6.6.

Таблица 6.6.

Основныеи дополнительныесредства защиты.

Распределительноеустройстводо 1000 В. должнобыть укомплектованоследующимизащитнымисредствами:

указательнапряжения;

диэлектрическиеперчатки – 2пары;

переносныезаземления– не менее 2 шт.;

диэлектрическиековрики – 2 шт.;

диэлектрическиегалоши – 2 пары;

изолирующиеподставки;

предупредительныеплакаты – неменее 2-х комплектов.

Вэлектроустановкахвысокого инизкого напряжениядолжны бытьприняты следующиемеры безопасности:

1. Все корпусаэлектрооборудованиязаземляютсяпутем присоединенияих к контурузаземления;

2. На проводахаппаратовдолжны бытьчетко указаныположениявыключателей;

3. Включениеи отключениемашин производитсялицами, имеющимиразрешениена их обслуживание;

4. Передпуском нужноосмотреть иубедиться вготовностик подаче напряженияи предупредитьперсонал;

5. На временныхогражденияхвывешиваютсяпредупреждающиеплакаты «Стой!Опасно дляжизни».

Вэлектроустановкахвыше 1000 В осмотроборудования,аппаратурыпроизводитсяс порога камерыили стоя передбарьером.

Ремонтныеработы производятсяобязательнопод контролемнаблюдающего,который долженнаходитьсявсё время наместе производстваработ.

6.5.Пожарнаябезопасность.

Вцелях обеспеченияпожарной безопасностипри эксплуатацииэлектроустановокнеобходимо:

1. Всеэлектроустановкидолжны бытьзащищены аппаратамизащиты от токовКЗ и другихненормальныхрежимов, могущихпривести кпожарам изагораниям;

2. Электрическиесети и оборудование,используемыена комбинате,должны отвечатьтребованиямПУЭ, ПТЭ и ПТБ;

3. Приэксплуатацииэлектроустановкизапрещается:

   • использоватьэлектродвигателии другое оборудование,поверхностныйнагрев которогопри работепревышаеттемпературуокружающеговоздуха болеечем на 40 С;

   • использоватькабели и проводас поврежденнойизоляцией;

Дляобеспеченияпожарнойбезопасности:

1. Помещенияобеспечиваетсясредствамитушения пожараи связи длянемедленноговызова пожарнойкоманды;

2. Первичныесредствапожаротушенияв производственныхпомещенияхи на территорииустанавливаютсяна специальныепожарные щиты(оборудуются2-мя огнетушителямиОХП, лопатой,багром, топором,ведром, ящикомс песком).

3. Пожарныекраны внутреннегопротивопожарноговодоводаоборудуютсярукавами истволами,заключеннымив шкафы;

4. Местоположениепожарных крановдолжно бытьуказано насхеме пожарноговодовода;

5. Во всехпомещенияхэлектроустановокоборудуютсяпосты с первичнымисредствамипожаротушения:

углекислотныеогнетушители(ОУ-2, ОУ-5);

ящики с песком;

6. Местаоборудованияпостов с первичнымисредствамипожаротушениясогласуютсяс органамипожарной охраны;

7. Использованиепожарных средствдля производственныхи хозяйственныхнужд запрещается.

Впомещениивывешиваютсяплакаты напротивопожарнуютематику, увсех телефоноввывешена информацияс номерамителефоновпожарной части.

Заобеспечениепожарной безопасностиответственностьнесет директорстанции. Всерабочие и служащиепроходят подготовку,состоящую изпротивопожарногоинструктажа(первичногои вторичного)и занятий попожарно-техническомуминимуму поспециальнойпрограмме.

Напредприятииимеется пожарнаячасть и пожарно-техническаякомиссия.

7.Специальнаячасть

7.1.Мероприятияпо снижениюпотерь электроэнергиив электрическихсетях

Потериэлектроэнергиив электрическихсетях – важнейшийпоказательэкономичностиих работы, наглядныйиндикаторсостояниясистемы учетаэлектроэнергии,эффективностиэнергосбытовойдеятельностиэнергоснабжающихорганизаций.Этот индикаторвсе отчетливейсвидетельствуето накапливающихсяпроблемах,которые требуютбезотлагательныхрешений в областиразвития,реконструкциии техническогоперевооруженияэлектрическихсетей, совершенствованияметодов и средствих эксплуатациии управления,повышенияточности учетаэлектроэнергии,эффективностисбора денежныхсредств запоставленнуюпотребителямэлектроэнергиюи т. п.

В настоящеевремя почтиповсеместнонаблюдаетсярост абсолютныхи относительныхпотерь электроэнергиипри одновременномуменьшенииотпуска в сеть.Так, с 1994 по 1998 гг.абсолютныепотери электроэнергиив сетях АО-энергоРоссии увеличилисьс 67,7 до 78,6 млрд. кВт·ч,а относительные –с 8,74 до 10,81%. В электрическихсетях Россиив целом относительныепотери вырослис 10,09 до 12,22%.

По мнениюмеждународныхэкспертов,относительныепотери электроэнергиипри ее передачеи распределениив электрическихсетях большинствастран можносчитатьудовлетворительными,если они непревышают 4-5%.Потери электроэнергиина уровне 10% можносчитать максимальнодопустимымис точки зренияфизики передачиэлектроэнергиипо сетям [32]. Этоподтверждаетсяи докризиснымуровнем потерьэлектроэнергиив большинствеэнергосистембывшего СССР,который непревышал, какправило, 10%. Таккак сегодняэтот уровеньвырос в 1,5-2, а поотдельнымэлектросетевымпредприятиям -даже в 3 раза,очевидно, чтона фоне происходящихизмененийхозяйственногомеханизма вэнергетике,кризиса экономикив стране проблемаснижения потерьэлектроэнергиив электрическихсетях не тольконе утратиласвою актуальность,а наоборот -выдвинуласьв одну из задачобеспеченияфинансовойстабильностиорганизаций.

Рис. 7.1. Мероприятияпо снижениюпотерь мощности

Типовойпереченьмероприятий поснижению потерьэлектроэнергиив электрическихсетях достаточнохорошо известени включен вотраслевуюинструкцию[33]. В общем видеклассификациямероприятийпредставленана рисунке 7.1.

Как показываютрасчеты, основнойэффект в снижениитехническихпотерь электроэнергииможет бытьполучен за счеттехническогоперевооружения,реконструкции,повышенияпропускнойспособностии надежностиработы электрическихсетей, сбалансированностиих режимов,т. е. за счетвнедрениякапиталоемкихмероприятий.Эти мероприятиянашли отражениев концепцияхразвития итехперевооруженияэлектрическихсетей на периоддо 2010 г., разработанныхинститутами"Энергосетьпроект"и РОСЭП ("Сельэнергопроект").

Основнымииз этих мероприятий,помимо включенныхв [33], для системообразующихэлектрическихсетей 110 кВ ивыше являютсяследующие:

• налаживаниесерийногопроизводстваи широкое внедрениерегулируемыхкомпенсирующихустройств(управляемыхшунтируемыхреакторов,статическихкомпенсаторовреактивноймощности) дляоптимизациипотоков реактивноймощности иснижениянедопустимыхили опасныхуровней напряженияв узлах сетей;

• строительствоновых линийэлектропередачии повышениепропускнойспособностисуществующихлиний для выдачиактивной мощностиот "запертых"электростанцийдля ликвидациидефицитныхузлов и завышенныхтранзитныхперетоков;

• развитиенетрадиционнойи возобновляемойэнергетики(малых ГЭС,ветроэлектростанций,приливных,геотермальныхГЭС и т. п.) длявыдачи малыхмощностей вудаленныедефицитныеузлы электрическихсетей.

Очевидно,на ближайшуюи удаленнуюперспективуостанутсяактуальнымиоптимизациярежимов электрическихсетей по активнойи реактивноймощности,регулированиенапряженияв сетях, оптимизациязагрузкитрансформаторов,выполнениеработ под напряжениеми т. п.

К приоритетныммероприятиямпо снижениютехническихпотерь электроэнергиив распределительныхэлектрическихсетях 0,4-35 кВотносятся:

• использование10 кВ в качествеосновногонапряженияраспределительнойсети;

• увеличениедоли сетей снапряжением35 кВ;

• сокращениерадиуса действияи строительствоВЛ (0,4 кВ) в трехфазномисполнениипо всей длине;

• применениесамонесущихизолированныхи защищенныхпроводов дляВЛ напряжением0,4-10 кВ;

• использованиемаксимальногодопустимогосечения проводав электрическихсетях напряжением0,4-10 кВ с цельюадаптации ихпропускнойспособностик росту нагрузокв течение всегосрока службы;

• разработкаи внедрениенового, болееэкономичного,электрооборудования,в частности,распределительныхтрансформаторовс уменьшеннымиактивными иреактивнымипотерями холостогохода, встроенныхв КТП и ЗТПконденсаторныхбатарей;

• применениестолбовыхтрансформаторовмалой мощности(6-10/0,4 кВ) для сокращенияпротяженностисетей напряжением0,4 кВ и потерьэлектроэнергиив них;

• более широкоеиспользованиеустройствавтоматическогорегулированиянапряженияпод нагрузкой,вольтодобавочныхтрансформаторов,средств местногорегулированиянапряжениядля повышениякачестваэлектроэнергиии снижения еепотерь;

• комплекснаяавтоматизацияи телемеханизацияэлектрическихсетей, применениекоммутационныхаппаратовнового поколения,средств дистанционногоопределениямест поврежденияв электрическихсетях для сокращениядлительностинеоптимальныхремонтных ипослеаварийныхрежимов, поискаи ликвидацииаварий;

• повышениедостоверностиизмерений вэлектрическихсетях на основеиспользованияновых информационныхтехнологий,автоматизацииобработкителеметрическойинформации.

Необходимосформулироватьновые подходык выбору мероприятийпо снижениютехническихпотерь и оценкеих сравнительнойэффективностив условияхакционированияэнергетики,когда решенияпо вложениюсредств принимаютсяуже не с цельюдостижениямаксимума"народнохозяйственногоэффекта", а сцелью получениямаксимумаприбыли данногоАО, достижениязапланированныхуровней рентабельностипроизводства,распределенияэлектроэнергиии т. п.

В условияхобщего спаданагрузки иотсутствиясредств наразвитие,реконструкциюи техперевооружениеэлектрическихсетей становитсявсе более очевидным,что каждыйвложенный рубльв совершенствованиесистемы учетасегодня окупаетсязначительнобыстрее, чемзатраты наповышениепропускнойспособностисетей и дажена компенсациюреактивноймощности.Совершенствованиеучета электроэнергиив современныхусловиях позволяетполучить прямойи достаточнобыстрый эффект.В частности,по оценкамспециалистов,только заменастарых, преимущественно"малоамперных"однофазныхсчетчиковкласса 2,5 на новыекласса 2,0 повышаетсобираемостьсредств запереданнуюпотребителямэлектроэнергиюна 10-20%. В денежномвыражении поРоссии в целомэто составляетпорядка 1-3 млрд. рубв год. Нижняяграница этогоинтерваласоответствуеттарифам наэлектроэнергию,верхняя - возможномуих увеличению.

Решающеезначение привыборе тех илииных мероприятийпо совершенствованиюучета и местих проведенияимеют расчетыи анализ допустимыхи фактическихнебалансовэлектроэнергиина электростанциях,подстанцияхи в электрическихсетях в соответствиис Типовой инструкциейРД 34.09.101-94 [34].

Основными наиболееперспективнымрешением проблемыснижения коммерческихпотерь электроэнергииявляется разработка,создание иширокое применениеавтоматизированныхсистем контроляи учета электроэнергии(АСКУЭ), в томчисле для бытовыхпотребителей,тесная интеграцияэтих системс программными техническимобеспечениемавтоматизированныхсистем диспетчерскогоуправления(АСДУ), обеспечениеАСКУЭ и АСДУнадежнымиканалами связии передачиинформации,метрологическаяаттестацияАСКУЭ.

Однако эффективноевнедрениеАСКУЭ - задачадолговременнаяи дорогостоящая,решение которойвозможно лишьпутем поэтапногоразвития системыучета, ее модернизации,метрологическогообеспеченияизмеренийэлектроэнергии,совершенствованиянормативнойбазы.

На сегодняшнийдень к первоочереднымзадачам этогоразвития относятся:

• осуществлениекоммерческогоучета электроэнергии(мощности) наоснове разработанныхдля энергообъектови аттестованныхметодик выполненияизмерений(МВИ) по ГОСТР 8.563-96. Разработкаи аттестацияМВИ энергообъектовдолжны проводитьсяв соответствиис типовымиМВИ - РД 34.11.333-97 и РД34.11.334-97 [35];

• периодическаякалибровка(поверка) счетчиковиндукционнойсистемы с цельюопределенияих погрешности;

• замена индукционныхсчетчиков длякоммерческогоучета на электронныесчетчики (заисключениембытовых индукционныходнофазныхсчетчиков);

• созданиенормативнойи техническойбазы для периодическойповерки измерительныхтрансформаторовтока и напряженияв рабочих условияхэксплуатациис целью оценкиих фактическойпогрешности;

• созданиельготной системыналогообложениядля предприятий,выпускающихАСКУЭ и энергосберегающееоборудование;

• совершенствованиеправовой основыдля предотвращенияхищений электроэнергии,ужесточениегражданскойи уголовнойответственностиза эти хищения,как это имеетместо в промышленноразвитых странах;

• созданиенормативнойбазы для ликвидации"бесхозных"потребителейи электрическихсетей, обеспечениебезубыточныхусловий ихпринятия набаланс и обслуживаниеэнергоснабжающимиорганизациями;

• созданиезаконодательнойи техническойбазы для внедренияприборов учетаэлектроэнергиис предоплатой.

Очень важноезначение настадии внедрениямероприятийпо снижениюпотерь электроэнергиив сетях имееттак называемыйчеловеческийфактор, подкоторым понимается:

• обучениеи повышениеквалификацииперсонала;

• осознаниеперсоналомважности дляпредприятияв целом и дляего работниковлично эффективногорешения поставленнойзадачи;

• мотивацияперсонала,моральное иматериальноестимулирование;

• связь собщественностью,широкое оповещениео целях и задачахснижения потерь,ожидаемых иполученныхрезультатах.

Для того чтобытребовать отперсоналаЭнергосбыта,предприятийи работниковэлектрическихсетей выполнениянормативныхтребованийпо поддержаниюсистемы учетаэлектроэнергиина должномуровне, подостоверномурасчету техническихпотерь, выполнениюмероприятийпо снижениюпотерь, персоналдолжен знатьэти нормативныетребованияи уметь их выполнять.Кроме того, ондолжен хотетьих выполнять,т. е. быть моральнои материальнозаинтересованнымв фактическом,а не в формальномснижении потерь.Для этого необходимопроводитьсистематическоеобучение персоналане толькотеоретически,но и практически,с переаттестациейи контролемусвоения знаний(экзаменами).Обучение должнопроводитьсядля всех уровней –от руководителейподразделений,служб и отделовдо рядовыхисполнителей.

Руководителидолжны уметьрешать общиезадачи управленияпроцессомснижения потерьв сетях, исполнители -уметь решатьконкретныезадачи. Цельюобучения должнобыть не толькополучение новыхзнаний и навыков,но и обмен передовымопытом, распространениеэтого опытаво всех предприятияхэнергосистемы.

Однако однихзнаний и уменийнедостаточно.В энергоснабжающихорганизацияхдолжна бытьразработана,утвержденасистема поощренияза снижениепотерь электроэнергиив сетях, выявлениехищений электроэнергиис обязательнымоставлениемчасти полученнойприбыли отснижения потерь(до 50%) в распоряженииперсонала,получившегоэту прибыль.

Необходимы,очевидно, новыеподходы кнормированиюпотерь электроэнергиив сетях, которыедолжны учитыватьне только ихтехническуюсоставляющую,но и систематическуюсоставляющуюпогрешностейрасчета потерьи системы учетаэлектроэнергии.

Очень важенконтроль состороны руководителейэнергосистемы,предприятий,районов, электросетейи Энергосбытаза эффективностьюработы контролеров,мастеров имонтеров РЭСс целью предотвращенияполученияличного доходанепосредственнос виновниковхищений, "помощи"потребителямпо несанкционированномуподключениюк сетям и т. п.

В конечномсчете, долженбыть создантакой экономическиймеханизм, которыйставил бы впрямую зависимостьпремированиеперсонала отего активностии эффективностив области сниженияпотерь.

Принимаемк рассмотрениюодно из организационныхмероприятий– отключениетрансформаторовв режиме малыхнагрузок.

7.2. Отключениетрансформаторовв режиме малыхнагрузок

Экономическицелесообразныйрежим работытрансформаторовна подстанцияхотносится кэффективныммероприятиямпо снижениюпотерь электроэнергии.

Наиболееэкономичныйрежим работытрансформаторовсоответствуетнагрузке,пропорциональнойих номинальноймощности.Экономическоераспределениенагрузок междупараллельноработающимитрансформатораминаступает втом случае,если их параметрыодинаковы.

Нагрузочныепотери и потерихолостого ходав трансформаторахсопоставимымежду собой.При полнойзагрузкетрансформаторовили их перегрузкенагрузочныепотери большепотерь холостогохода, и наоборот,в режимах недогрузкипотери холостогохода превышаютпотери в обмоткахтрансформатора.В последнемслучае имеетсмысл отключатьчасть параллельноработающихтрансформаторов.

Потери мощностив трансформаторахопределяютсякак:

,

где:

n – количествотрансформаторов;

Р_х – потерихолостого ходатрансформатора;

Р_к – потерикороткогозамыкания.

При изменениимощности нагрузки,построим графикзависимостипотерь мощностив трансформатореот нагрузкипотребителяР_т=f(S_нагр),для трёх, двухи одного работающихтрансформаторов.

S_эк –экономическивыгодная нагрузка,при работе впределах которойдостигаетсямаксимальновыгодная загрузкатрансформатора.

Как видноиз графика, чтопри изменениинагрузки отнуля до S_эк1целесообразнаработа одноготрансформатора,при нагрузкев пределах отS_эк1 доS_эк2, экономическивыгодна работадвух трансформаторов,при увеличениинагрузки сверхS_эк2, следуетвключить третийтрансформатор.

НагрузкаS_эк, прикоторой целесообразноотключать одиниз трансформаторов,определяетсяусловием равенствапотерь мощностипри n и n-1трансформаторах:

Исходя изэтого условиянаходим S_эк:

.

Назовём этотвариант приближённоймоделью, потомучто для подстанцийрасположенныхвозле питающихузлов и тупиковыхподстанцийвозможно отклонениеот номинальногонапряжения,в связи с потеряминапряженияв линиях электропередачи.Найдём S_экиспользуянапряжения,которые могутбыть на подстанцияхпри разнойудалённостиот центра питания:

где:

G_т –проводимостьтрансформатора,G_т=;

R_т –активноесопротивлениетрансформатора.

Для этоговарианта S_экопределитсякак:

.

Назовём этотвариант точноймоделью.

Используяполученныевыражениянайдем S_экдля трёхтрансформаторнойподстанцииструктурнаясхема которойприведена нарисунке 7.2. Наподстанцииустановленытрансформаторытипа ТРДЦН –63000/110.

Рис. 7.2. Структурнаясхема понижающейподстанции.

Табл. 7.1.

Потеримощности втрансформатореи экономическаямощность взависимостиот напряжения

Используяданные, построимграфик, в которомотражаетсяпогрешностьмоделей.

Рис. 7.3. Погрешностьпри определенииS_эк.

Рис. 7.4. Погрешностьпри определениипотерь мощности

Из графиковвидно, что прииспользованииприближённоймодели, экономическивыгодная мощностьи потери втрансформатореимеют неизменнуюхарактеристику,а при определенииS_эк и Р_тс использованиемвозможныхнапряжений,получаем, чтос увеличениемнапряжения,возрастаюти потери.

Исходя изтаблицы 7.1, делаемвывод, чтопогрешностьпри определенииэкономическивыгодной мощностии потерь трансформатора,погрешностьпри расчётахразными методамиможет достигать30 %. Это означает,что использованиеточной моделипри расчётах,экономическицелесообразно,и необходимо.

Приложение1

Составлениесхемы замещения

Схема замещения– это однолинейнаясхема, в которойвсе элементы(трансформаторы,линии) представленыв виде индуктивныхсопротивлений(Х), а системаи генераторыв виде индуктивныхсопротивленийи Э.Д.С (Е).

Составляемсхему замещенияэлектрическойсистемы и определяемее параметры.

Рис. П.1.1. Схемазамещения

За базисноенапряжениепринимаемнапряжениекаждой ступени,в которой находитсярассматриваемаяточка КЗ.

Забазисную мощностьпринимаем:

S_баз = 200МВА

Определяемсопротивленияэлементов схемызамещения вотносительныхединицах:

Для синхронныхгенераторов:

,

где x^”_d– относительноесверхпереходноеиндуктивноесопротивлениемашины;

S_ном –номинальнаямощность генератора(МВА).

Для трансформаторов:

РУ ВН:

ТСН:

=

Для линийэлектропередачи:

=0,078

где: – длина линии,км;

n – количестволиний;

х_уд- средниезначения удельныхсопротивленийв зависимостиот номинальногонапряженияи конструкциилинии (Ом/км).

Так как в РУместной нагрузкипредполагаетсяустановкалинейногореактора дляограничениятоков к.з., которыйвыбираетсяпо току I_р=0,60,7I_нги наибольшемусопротивлению.

I_р=0,74,33=3,03кА

Предварительнопринимаем кустановкереактор РБДГ10-4000-0,18У3 с х_р=0,18 Ом.

Дляодинарныхреакторов:

;

где х_p– индуктивноесопротивлениереактора (Ом).

ЭДС генераторов:

Е_Г =

где I₀ = I_Н= 4,33 кА - номинальныйток ТГ;

U₀ = 10,5 кВ –номинальноенапряжениеТГ.

Е_Г1 = Е_Г2 = Е_Г3= =11,09 кВ;

Е_*г = Е_г/U_базг = 11,09/10,5 = 1,056

Система:

ПринимаемЕ_*С=1.

Короткоезамыкание нашинах 110 кВ

Рис. П.1.2. Эквивалентнаясхема замещенияэлектрическойсистемы

Базисныйток:

кА

Путёмсворачиванияприводим схемук результирующемусопротивлению

Периодическаясоставляющаятока в начальныймомент времени:

отсистемы:

отгенераторов:

Аналогичнодля всех точекКЗ, указанныхна схеме, показаннымвыше способомнаходим необходимыев расчетахвеличины токовКЗ. При этомдля точки к4учитываемподпитку отдвигателейсобственныхнужд.

Результатырасчётов приведеныв таблице П.1.1.

Таблица П.1.1.

Результатырасчёта токовКЗ

Приложение2

ГрозозащитаоборудованияОРУ 110 кВ

Защита оборудованияот перенапряженийпри прямыхударах молнииосуществляетсяустановкойна ОРУ стержневыхмолниеотводов.

Целью данногорасчета являетсяопределениерадиуса защитымолниеотводови их количество.

Ожидаемоеколичествопоражениймолнией в год:

,

где:

S= 56 м – ширина ОРУ

L= 81 м – длина ОРУ

h_x= 7,5 м – наибольшаявысота защищаемыхсооружений

n=0,06724=1,6– среднегодовоечисло ударовмолнии на 1 кв.кмземной поверхностив месте нахождениязданий и сооружений(0,067 – среднеечисло ударовмолнии в 1км²поверхностиземли за грозовойчас; 24 – числогрозовых часовв году).

=0,023

Определяемрадиус защитыодного молниеотвода:

R_x=0,75H=0,7519=14,25м;

где Н=Н_x+Н_а=11+8=19м.

Н_х– высота линейногопортала;

Н_а– высота активнойчасти молниеотвода.

Определяемверхнюю границузоны защиты:

Н₀=0,2Н=0,219=3,8м.

Находимширину зонызащиты по земле:

R_з=1,5Н=1,519=28,5м.

Рис. П.2.1 . Параметрымолниеотводови их расположениена ОРУ.

Рис. П.2.2. Сечениезоны защитыстержневогомолниеотвода.

Приложение3

Расчет защитногозаземленияОРУ 110 кВ

Расчетпроизводитсяпо допустимомунапряжениюприкосновения,согласно [4].

Заземлениевыполняетсяв виде сеткиуложенной вземле, с вертикальнымиэлектродамив неоднороднойсреде. Для расчетапринят верхнийслой – суглинок.

За расчетнуюдлительностьвоздействия _впринято:

_в=t_рз+ t_отк.в

Число ячеек:10.

Длина ОРУ:81 м

Ширина ОРУ:56 м

81-8-8-10-10-10-12-15-8=0

Количествопродольныхполос: 17

Количествопоперечныхполос: 16

Рис. 2.7. Эскиз заземляющегоустройствана ОРУ 110 кВ.

Длинагоризонтальныхзаземлителей:L_г= 8117+5616= 2273м.

Коэффициент:

=0,82.

Принимаемпо [4]:

Длинавертикальныхзаземлителей:l_в=5 м.

Расстояниемежду заземлителями:а = 5 м.

₁/₂= 1 [4].

М = 0,5 [4].

Площадь:

S=8156=4536м²; =67,35.

Коэффициентприкосновения:

=0,084.

Напряжениена заземлителе:

=В.

Ток, стекающийс заземлителя:

I_з=0,41,5I⁽³⁾_по=0,41,516790=10074А

Сопротивлениезаземляющегоустройства:

=Ом.

Число ячеекпо сторонеквадрата:

=15,87;принимаем m= 16.

Длина полосв расчетноймодели:

=2289,9м

Длина сторонячейки:

=м

Числовертикальныхзаземлителейпо периметруконтура приа/l_в=1:

=принимаем 54

Общая длинавертикальныхзаземлителей:

L_в=l_вn_в=554=270м.

Относительнаяглубина:

=> 0,1 тогда

А==

Если _э/₂=1,то _э=₂=150Омм

Общее сопротивлениеобщего заземлителя:

=Ом

Напряжениеприкосновения:

U_пр=к_пI_зR_з=0,084100740,747=630,429В;

Для снижениянапряженияприкосновенияиспользуеместественныезаземлители(трос – опорылиний), общимсопротивлением2 Ом, тогда общеесопротивлениезаземляющегоустройства:

=Ом;

тогда напряжениеприкосновения:

U_пр=к_пI_зR_з=0,084100740,544=459,108В;

Что меньшедопустимого.

5

Содержание

Введение.

Важнейшиезадачи, решаемыеэнергетикамии энергостроителями,состоят в непрерывномувеличенииобъемов производства,в сокращениисроков строительствановых энергетическихобъектов иреконструкциистарых, уменьшенииудельныхкапиталовложений,в сокращенииудельных расходахтоплива, повышениипроизводительноститруда, в улучшенииструктурыпроизводстваэлектроэнергиии т.д.

Наращиваниепромышленногопотенциалатребует соответственногороста производстваразличных видовэнергии.

Электроэнергия,наиболее удобныйвид энергии,который удаетсяпроизводитьв большом количестве,концентрироватьи передаватьна большиерасстоянияс малыми потерями,сравнительнопросто распределитьмежду потребителями.

В данном дипломномпроекте проектируетсяТЭЦ мощностью800 МВт. Местомстроительствавыбрана ВосточнаяСибирь. В качестветоплива напроектируемойТЭЦ используетсяКанско-Ачинскийбурый уголь.

Библиографическийсписок:

1. КупцовИ.П., Иоффе Ю.Р.Проектированиеи строительствотепловыхэлектростанции.– 3-е изд., перераб.и доп. – М.: Энергоатомиздат,1985. – 408 с., ил.

2. РыжкинВ.Я. Тепловыеэлектрическиестанции: учебникдля вузов/ Подред. В. Я. Гиршфельда.– 3-е изд., перераб.и доп. – М.: Энергоатомиздат,1987 - 328 с.: ил.

3. Справочникстроителятепловыхэлектростанций.– М.: стройиздат,1969.

4. РожковаЛ.Д. КозулинВ.С. Электрооборудованиестанций иподстанций.- М: Энергоатомиздат,1989 - 450 с.

5. НеклепаевБ.Н., КрючковИ.П. Электрическаячасть станцийи подстанций.Справочныематералы. - М:Энергоатомиздат,1990 - 640 с.

6. НеклепаевБ.Н. Электрическаячасть станцийи подстанций.- М: Энергоатомиздат,1986 - 608 с.

7. ОколовичМ.К. Проектированиеэлектрическихстанций. - М:Энергоиздат,1982 - 400 с.

8. ГерасимовВ.Г. Электротехническийсправочник.Том 3. Производствои распределениеэлектрическойэнергии. 7-е изд.– М.: Энергоиздат,1988 - 880 с.: ил.

9. Правилаустройстваэлектроустановок.- М: Энергоатомиздат,2000 - 640 с.

10. ГукЮ.Б. Проектированиеэлектрическойчасти станцийи подстанций.- Л: Энергоатомиздат,1985 - 312 с.

11. Васильев А.А.Электрическаячасть станцийи подстанций.- М: Энергоатомиздат,1990 - 575 с.

12. Висящев А.Н.,ТришечкинА.М., Беркин Г.С.Релейная защитаи автоматика:Учеб. пособие.– Иркутск: Изд-воИрГТУ, 2001. – 228с.

13. Герасимов В.Г.Электротехническийсправочник.Том 3. - М: Энергоиздат,1984 - 640 с.

14. Герасимов В.Г.Электротехническийсправочник.Том 2. - М: Энергоиздат,1984 - 640 с.

15. Двоскин Л.И.Схемы и конструкциираспределительныхустройств. -М: Энергоатомиздат,1985 - 380 с.

16. Мотыгина С.А.Эксплуатацияэлектрическойчасти тепловыхэлектростанций.- М: Энергия, 1979 -586 с.

17. ЧернобрововН.В. Релейнаязащита. М.: Энергия,1974.- 680 с., ил.

18. Таубес И.Р. Релейнаязащита мощныхтурбогенераторов.– М. Энергоиздат,1981. – 88с., ил.

19. Беркович М.А.Автоматикаэнергосистем:учебник длятехникумов.– 2-е изд., перераб.и доп. – М.: Энергоатомиздат,1985. – 208с., ил.

20. Вавин В.Н. Релейнаязащита блоковгенератор-трансформатор.– М.: Энергоатомиздат,1982.- 256 с., ил.

21. ГОСТ12.1.005-88. ССБТ. Общиесанитарно-гигиеническиетребованияк воздуху рабочейзоны.

22. ГОСТ12.1.016-79. ССБТ. Электробезопасность.Общие требования.

23. ГОСТ12.1.007-76. ССБТ. Вредныевещества.Классификация.Общие требования.

24. ГОСТ12.1.012-90. ССБТ. Вибрация.Общие требованиябезопасности.

25. ГОСТ12.1.003-83. ССБТ. Шум.Общие требованиябезопасности.

26. ГОСТ12.1.011-78. ССБТ. Средствазащиты работающих.Общие требованияи классификация.

27. НПБ– 105 – 95 Определениекатегорийпомещений повзрывопожарнойи пожарнойопасности. –М.: Энергоатомиздат, 1995.

28. РД.Охрана трудав электроустановках.

29. СниП23-05-95 Естественноеи искусственноеосвещение.Нормы проектирования.– М.: Стройиздат,1996.

30. Идельчик В.И.Электрическиесети и системы.- М: Энергоатомиздат,1989 - 592 с.

31. Железко Ю.С.Выбор мероприятийпо снижениюпотерь электроэнергиив электрическихсетях: Руководстводля практическихрасчётов. – М:Энергоатомиздат,1989. – 176 с.: ил.

32. Бохмат И.С.,ВоротницкийВ.Э., ТатариновЕ.П. Снижениекоммерческихпотерь вэлектроэнергетическихсистемах. -"Электрическиестанции", 1998, °9.

33. Инструкцияпо снижениютехнологическогорасхода электрическойэнергии напередачу поэлектрическимсетям энергосистеми энергообъединений.М., СПО Союзтехэнерго,1987.

34. Типовая инструкцияпо учету электроэнергиипри ее производстве,передаче ираспределении.РД 34.09.101-94. М., СПО ОРГРЭС,1995.

35. Сборник нормативныхи методическихдокументовпо измерениям,коммерческомуи техническомуучету электрическойэнергии и мощности.Издательство"НЦ ЭНАС", М.,1998.

Сооруженияи инженерные

коммуникации

проектируемой

электростанции

Тепломеханическая часть

Электрическая часть

Релейнаязащита

Технико-экономическиепоказателистанции

Безопасностьжизнедеятельности

Специальнаячасть

Приложения