Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

347,32 Кб
Опубликовано:

2013-03-12

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙУНИВЕРСИТЕТ

Факультет Энергетический

Кафедра «Электрические станции»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ КЭС МОЩНОСТЬЮ 600 МВт»

Специализация 1-430101 01 «Электрооборудование электрических станций и подстанций»

Студент-дипломник

группы 106116________А.А. Колпашников

Минск 2011

Реферат

Дипломный проект: 139 с., 4 рис., 33 табл., 10 источников,1 прил.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, НАДЕЖНОСТЬ, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ, ПЭВМ.

Объектом разработки является электрическая часть КЭС мощностью 600 МВт.

Цель работы заключается в принятии оптимальных решений при разработке электрической части КЭС, в закреплении навыков работы со средством автоматизации графических работ на ПЭВМ - графическим пакетом AutoСAD.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: обоснована необходимость сооружения КЭС; выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы; выбор основного электрооборудования; разработана схема выдачи энергии; выбрана главная схема электрических соединений и схема питания собственных нужд; произведен расчет токов короткого замыкания; выбрана коммутационная и измерительная аппаратура, токоведущие части; разработана конструкция распределительных устройств; произведен выбор устройств релейной защиты основных элементов проектируемой станции, контрольно-измерительной системы; изложена компоновка КЭС; изложен вопрос технических мероприятий, обеспечивающих безопасное выполнение работ в действующих электроустановках, требований безопасности при монтаже заземляющих устройств; осуществлен расчет технико-экономических показателей проектируемой КЭС.

Элементами практической значимости полученных результатов являются установка на ОРУ 110 кВ и 330 кВ элегазовых выключателей.

Областью возможного практического применения дипломного проекта являются проектные институты Республики Беларусь.

В ходе дипломного проектирования прошли апробацию такие предложения, как разработка конструкций ОРУ, внедрение элегазовых выключателей и другого электрооборудования.

Студент-дипломник подтверждает, что приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

Содержание

Введение

1. Обоснование строительства КЭС

1.1 Выбор единичной мощности блока

2. Выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы станции

2.1 Выбор и расчет тепловой схемы блока

2.1.1 Тепловая схема блока 300 МВт

2.1.2 Параметры пара и воды

2.1.3 Предварительное определение расхода пара на турбину

2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем

2.1.5 Баланс пара и воды

2.1.6 Тепловой баланс регенеративной установки

2.1.7 Определение долей отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата

2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды

2.1.9 Определение энергетических показателей

2.2 Описание и определение расхода топлива котлоагрегата

2.2.1 Краткое описание и техническая характеристика парового котла

2.2.2 Определение расхода топлива котлоагрегата

3. Выбор основного электрооборудования и разработка схемы выдачи энергии

3.1 Выбор числа и мощности генераторов

3.2 Разработка структурных схем

3.3 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

4. Выбор главной схемы электрических соединений и схемы питания собственных нужд

4.1 Определение числа присоединений в РУ

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.2.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

4.2.2 Выбор пускорезервных трансформаторов собственных нужд

4.3 Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

4.4 Разработка схемы питания собственных нужд

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчетные условия короткого замыкания

5.2 Расчет токов короткого замыкания

5.3 Определение параметров элементов схемы замещения

5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ

5.5 Расчет ударного тока КЗ

5.6 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени

5.7 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

6. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов и приборов

6.1 Выбор коммутационных аппаратов

6.1.1 Выбор выключателей

6.1.2 Выбор разъединителей

6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

6.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

6.4 Выбор токоведущих частей РУ

7. Разработка конструкций ОРУ 110, 330 кВ

8. Разработка релейной защиты блока, защиты от перенапряжений

8.1 Выбор РЗА элементов электрооборудования КЭС

8.2 Выбор автоматики оборудования станции

8.3 Расчёт уставок защит блока

9. Охрана труда

9.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасное выполнение работ в действующих электроустановках

9.2 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

10. Технико-экономические показателе КЭС

10.1 Расчёт суточного расхода тепла для каждого агрегата станции

10.2 Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Результаты расчета ТКЗ по программе TKZ

Введение

Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии - теплоту, свет, механическую и химическую энергию, обеспечивает высокую степень автоматизации. Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией используются конденсационные электростанции (КЭС).

Конденсационная станция будет сооружена в западной части Беларуси. В качестве основного топлива используется природный газ, в качестве резервного - мазут. Установленная мощность электростанции 600 МВт.

Станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему на напряжение 110 и 330 кВ и обеспечение промышленных потребителей на напряжении 110 кВ. Связь с системой на напряжение 110 и 330 кВ осуществляется по двухцепным линиям. Электроснабжение местного промышленного района осуществляется по четырем линиям.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части КЭС.

1. Обоснование строительства КЭС

Необходимость строительства КЭС обуславливается ростом электрических нагрузок и потребления электроэнергии, не обеспечиваемых в перспективном периоде существующими электрогенерирующими установками, то есть дефицитом электрической мощности в рассматриваемом экономическом районе.

Именно, исходя из этого положения, развернуто обоснование строительства КЭС.

Расход мощности на собственные нужды в расчетном году:

(1.1)

где - расход электроэнергии на собственные нужды [1].

Потери мощности в сетях энергосистемы в расчетном году:

(1.2)

где - потери электроэнергии в сетях энергосистемы [1].

Расход мощности на собственные нужды в исходном году:

(1.3)

Потери мощности в сетях энергосистемы в исходном году:

(1.4)

Мощность энергосистемы в исходном году:

(1.5)

Максимум нагрузки в исходном году:

(1.6)

Совмещенный максимум нагрузки в расчетном году:

(1.7)

где- средний процент роста совмещенного максимума нагрузки энергосистемы [1];

-расчетный период, число лет от начала строительства до выхода КЭС в режим нормальной эксплуатации - 4 года [1].

Необходимая установленная мощность энергосистемы в расчетном году:

(1.8)

где с - коэффициент резерва мощности [1].

Необходимый ввод мощности в энергосистеме за расчетный период:

(1.9)

где - намеченная к демонтажу за расчетный период мощность устаревших агрегатов и блоков [1].

Полезный отпуск электроэнергии в расчетном году:

(1.10)

где - число часов использования суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы[1].

Выработка электроэнергии на проектируемой КЭС:

(1.11)

где - число часов использования установленной мощности новой КЭС, работающей в базе графика нагрузки энергосистемы.

Потребная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы:

(1.12)

Станция сооружается в умеренно холодной климатической зоне, в экономическом районе с развитой промышленностью.

1.1 Выбор единичной мощности блока

Выбор оборудования является важнейшим этапом в проектировании электростанции, способствующим надежному и экономичному энергоснабжению.

Выбор мощности электростанции зависит от совокупности внутренних и внешних факторов. К внутренним относятся параметры ТЭС, ее надежность и экономичность. Внешние факторы характеризуют дефицит мощности в энергосистеме, условия водо- и топливоснабжения, режим использования электростанции и ее влияние на окружающую среду. При укрупнении блоков КЭС и увеличении их единичной мощности снижаются удельные капиталовложения в электростанции, затраты на заработную плату и в ряде случаев упрощается эксплуатация меньшего числа агрегатов.

Укрупнение агрегатов требует повышения резерва в энергосистеме. Принимается, что суммарная мощность резервных агрегатов должна быть не менее мощности самого крупного рабочего агрегата системы. Обычно резервное оборудование рассредоточено на разных электростанциях, так как в резерв выводят прежде всего старое и менее экономичное оборудование. Резерв мощности подразделяется на ремонтный и аварийный.

Принимается резерв мощности 18 % от мощности системы, что равно

(1.13)

где - мощность самого крупного рабочего агрегата системы.

Выбирается блок мощностью 300 МВт.

2. Выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы станции

2.1 Выбор и расчет тепловой схемы блока

2.1.1 Тепловая схема блока 300 МВт

Блок 300 МВт с турбиной К-300-240 имеет сверхкритические параметры пара. Применен газовый одноступенчатый промежуточный перегрев пара.Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: первый - из цилиндра высокого давления турбины; второй - из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева; третий, четвертый и пятый - из цилиндра среднего давления; шестой - из линии отработавшего пара этого цилиндра; седьмой, восьмой и девятый - из цилиндра низкого давления. Имеются три регенеративных ПВД № 1, 2 и 3, выносной охладитель, включенный по схеме “Виолен”; деаэратор повышенного давления, присоединенный по схеме предвключенного деаэратора к третьему отбору, к которому присоединен также регенеративный ПВД № 3; шесть регенеративных ПНД № 4, 5, 6, 7, 8 и 9.

Перед регенеративными подогревателями низкого давления включены вспомогательные теплообменники: охладители пара из уплотнений турбины, паровоздушной смеси из конденсатора турбины и газоохладители электрического генератора.

В регенеративных подогревателяхвысокого давления, а также в подогревателе низкого давления № 4предусматриваются встроенные пароохладители. У ПВД и ПНД № 6 имеются также охладители конденсата греющего пара (дренажей).

Дренажи подогревателей высокого давления сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД № 4, 5, 6 и 7 сливаются каскадно в расширительный бачок, из него выпар отводится в ПНД№8, а дренажи перекачиваются насосом в смеситель №1 между подогревателями № 7 и 8.

Предусмотрена установка испарителя, присоединенного к шестому отбору. Добавочная химически очищенная вода подается в испаритель через охладитель продувки, подогреватель, обогреваемый паром из седьмого отбора, и атмосферный деаэратор, питаемый паром из шестого отбора. Вторичный пар испарителя отводится в подогреватель № 7, используемый также в качестве конденсатора испарителя. Дренаж из испарителя и подогревателя химически очищенной воды сливается в расширительный бачок.

Подогреватели сетевой воды верхней и нижней ступеней обогреваются паром из четвертого и шестого отборов. Предусмотрен отвод пара из шестого отбора на воздушные калориферы в котельной для предварительного подогрева воздуха перед воздухоподогревателем котлоагрегата. Дренажи сетевых подогревателей и воздушных калориферов сливаются также в расширительный бачок.

Рабочий питательный насос рассчитывается на полный расход питательной воды и имеет привод от вспомогательной паровой турбины; резервнопусковой питательный насос с электроприводом рассчитан на половинную производительность установки.

Между деаэратором и питательными насосами включены бустерные насосы с электроприводом. Схема включения главных питательных насосов одноподъемная; регенеративные подогреватели высокого давления рассчитываются на полное давление питательной воды.

Приводная турбина главного питательного насоса работает на “горячем” паре из третьего отбора цилиндра среднего давления после промежуточного перегрева пара.

Отработавший пар приводной турбины питательного насоса используется в регенеративном ПНД № 6, в испарителе, его деаэраторе, сетевом подогревателе нижней ступени, в воздушных калориферах котельной.Расчетом тепловой схемы определяется, достаточно ли этого пара для указанных целей. Возможный его избыток сбрасывается в цилиндр низкого давления главной турбины. При недостаточном количестве этого пара может быть использован пар из шестого отбора главной турбины.

Из главного деаэратора отводится насыщенный пар на уплотнения главной турбины и на эжекторы пара из уплотнений и паровоздушной смеси из конденсатора турбины.

Пар из уплотнений главной турбины отводится в линию второго отбора, регенеративные подогреватели № 4 и 8 и в охладитель уплотнений; из уплотнений приводной турбины питательного насоса - в основном в линию отработавшего в ней пара. Пар из уплотнений стопорного и регулирующих клапанов отводится преимущественно в коллекторы уплотнений главной турбины.

2.1.2 Параметры пара и воды

Начальное давление пара перед турбиной 240 ата, начальная температура 580 °С (у первых блоков с турбинами К-300-240 температура пара была принята 560 °С). Температура промежуточного перегрева пара565 °С. Давление промежуточного перегрева пара (40 атана выходе из турбины, 35 ата на входе в турбину) близко к оптимальной его величине. Давление пара после цилиндра среднего давления равно 2,28 ата, перед цилиндром низкого давления - 2,23 ата. Конечное давление пара в турбине 0,035 ата.

При построении процесса расширения работы пара в hS-диаграмме (рисунок 2.1) приняты следующие значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины (без учета выходных потерь) (таблица 2.1).

Выходные потери (по отдельным цилиндрам турбины) составляют (таблица 2.2).

При построении рабочего процесса учитываются также изменения энтальпии при смешении потоков: основного потока с паром из уплотнений (при давлении 89 ата) и основного потока с паром из приводной турбины питательного насоса (при 2,23 ата).

h, Дж/кг




3771			2′


3561,5		0
			3

3352		1

			4		5

		2

3142,5
			6	6ТП
			7

			8
2933
			9


			К
2723,5


2095

	5,5	5,9	6,3 6,7 7,1 7,5 S, кДж/кг град

Рисунок 2.1 - Процесс работы пара в турбине

Таблица 2.1 - Значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины

Интервалы давления пара, ата	240-89	89-40	35-2,28	2,230-0,035
Внутренний относительный КПД, %	82,5	85,5	90,1	84,6

Таблица 2.2 -Выходные потери по цилиндрам

Цилиндр	Высокого давления	Среднего давления	Низкого давления
Выходная потеря, кДж/кг	0,5	0,9	10

Давление пара в регенеративных отборах определяется из условий распределения подогрева питательной воды по ступеням, значения конечной температуры подогрева питательной воды и конструктивного выполнения турбины (деление турбины на цилиндры и ступени).

Принятые параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням турбоустановки приведены в таблице 2.3.

В таблице приняты следующие обозначения:

P, t, h - давление, температура, энтальпия пара в отборах турбины, ата, °С, кДж/кг;

P′ - давление пара перед подогревательной установкой, ата;

t_н и h′ - температура и энтальпия конденсата при насыщении, °С и кДж/кг;

t_п и h_п - температура и энтальпия воды за подогревателем, °С и кДж/кг.

Точки 2 и 2′ отвечают параметрам до и после промежуточного перегрева пара.

Точка Д относится к деаэратору.

Точки 6 и 6_тп относятся к процессу главной и приводной турбины.

Таблица 2.3-Параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням

Точка процесса	Параметры пара и воды
	Р, ата	t, °С	h, ккал/кг	P′, ата	t_н, °С	h′, ккал/кг	t_п, °С	h_п, ккал/кг
1	56,25	368	742,3	52,37	265,6	277,7	262,4	273,5
2	40	326	724,7	36,85	244,4	252,8	237,4	246,0
2′	35	540	860,0	-	241,4	249,5	-	-
3	15,6	445	801,3	14,22	194,9	198,2	192,9	199,2
Д	15,6	445	801,3	-	164,2	165,7	164,2	165,7
4	6,7	331	748,0	6,04	158	159,4	153,3	154,7
5	4,04	274	720,2	3,7	140,2	140,9	135,2	136,2
6	2,28	215	693,2	2,26	123,1	123,3	-	-
6_тп	2,48	252	710,0	2,26	123,5	123,7	118,5	119,2
7	1,21	158	666,6	1,1	101,8	101,9	99,6	99,7
8	0,583	96	638,7	0,525	82,1	82,1	77,1	77,5
9	0,254	64	612,0	0,229	62,6	62,6	58,6	59,2
К	0,035	26,36	571,2	-	26,36	26,4	26,36	26,4

Потеря давления в паропроводах отбора пара составляет 5-10 %, дополнительно учитывается потеря давления в пароохладителях (2 %).

2.1.3 Предварительное определение расхода пара на турбину

Заданными являются:электрическая мощность турбоагрегата W_Э=300 МВт, тепловая нагрузка (отопление жилищного поселка и помещений электростанции) Q_от=15 Гкал/ч. Кроме того, из отбора турбины отпускается пар для предварительного подогрева воздуха в котельной в количестве 26,6 т/ч.

На основании этих данных ориентировочно можно определить расход свежего пара на турбину по формуле:

(2.1)

где - расход пара без отборов, определяется по формуле:

(2.2)

- дополнительный расход пара, обусловленный отборами на внешние нужды, а именно на сетевые подогреватели и подогрев воздуха;

-коэффициент, учитывающий отборы на регенерацию, приводную турбину питательного насоса, протечки через уплотнения. Принимается

Тогда:

Расход пара на сетевые подогреватели предварительно рассчитывается по формуле:

(2.3)

где усредненные величины для четвертого и шестого отборов приняты:

Тогда:

Для пара, отводимого на подогрев воздуха:

Таким образомсогласно (2.1) равно:

Дальнейший расчет тепловой схемы можно вести двумя способами: исходя из величины и в конце расчета уточняя электрическую мощностьW_Э или выражая все потоки пара и воды в долях от, то есть на единицу расхода свежего пара. Во втором случае в конце расчета определяется величина по заданному значению W_Э.

В данном случае расчет ведем на единицу расхода пара. В частности, величины и также относятся к единице расхода пара:

2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем

Идеальная работа сжатия воды в насосе определяется:

(2.4)

где удельный объём и разность давлений принимается равными соответственно

Тогда:

С учетом внутренних потерь подогрев воды в насосе определяется по формуле:

(2.5)

где -коэффициент полезного действия, принимается равным 0,845.

Тогда:

Действительная работа насоса с учетом механических потерь и протечек воды определяется:

(2.6)

где - коэффициент, учитывающий механические потери и протечки воды. Принимается=0,98.

Тогда:

Подогрев воды в бустерных насосах не учитывается. Доля отбора пара на приводную турбину питательного насоса определяется:

(2.7)

где - количество питательной воды, проходящей через питательный насос, определяется как:

(2.8)

где - потоки воды из уплотнений питательного насоса в деаэратор и в смеситель на линии конденсата. Принимается

- поток конденсата на уплотнения питательного насоса. Принимается равным 0,0167;

-коэффициент полезного действия приводной турбины равный 0,975.

Тогда:

Тогда согласно (2.7)равно:

2.1.5 Баланс пара и воды

Баланс пара турбины.

Подвод пара к стопорному клапану турбины равен, потери от утечек,пароваянагрузкакотлоагрегата.

На основании расчета турбины протечки пара через уплотнения стопорного и регулирующих клапанов составляют и из них соответственно 0,00050 и 0,00038 отводятся в коллектор уплотнений турбины, остальное количество и поступает в цилиндр среднего давления турбины. Протечки через переднее и заднее уплотнения ЦВД турбины составляют и через уплотнения клапанов промежуточного перегрева и ЦСД турбины Подвод пара к уплотнениям ЦНД турбины равен

Кроме того:

Таким образом, общий паровой баланс турбины имеет вид:

(2.9)

где

(2.10)

(2.11)

- отборы пара из турбины, в том числе возможный возврат отработавшего пара приводной турбины питательного насоса .

Пропуск пара в конденсатор из (2.8) равен:

Баланс пара уплотнений.

Уравнение баланса пара уплотнений имеет вид:

(2.12)

где - отвод пара из уплотнений приводной турбины;

- отвод пара из уплотнений к регенеративным подогревателям № 4 и 8. Принимается=0,0114, =0,00326;

- отсос пара из концевых уплотнений к охладителю. Принимается .

Подставляя эти величины в (2.11), найдем отвод пара из деаэратора на уплотнения =0,00367.

Баланс пара и воды в деаэраторе.

Уравнение баланса пара и воды деаэратора:

(2.13)

где - обозначают расход греющего пара, подвод дренажей из ПВД № 1, 2 и 3, главного конденсата и воды из уплотнений питательного насоса соответственно;

-расход питательной воды, отвод из деаэратора пара на уплотнения и к эжекторам соответственно.

Подставляя известные величины в (2.12), получается:

Баланс пара приводной турбины питательного насоса.

Пар, расходуемый на приводную турбину,

(2.14)

распределяется между регенеративным подогревателем № 6, испарителем, его деаэратором, нижней ступенью сетевого подогревателя, воздушным калорифером котлоагрегата; часть пара отводится на уплотнения; остаток возвращается в линию шестого отбора главной турбины.

Баланс конденсата.

В расширительный бачок при подогревателе № 8 сливаются дренажи из подогревателей № 4, 5, 6 и 7, из сетевых подогревателей, испарителя и подогревателя химически очищенной воды, из воздушных калориферов. Вместе с конденсатом греющего пара подогревателя № 8 эти дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 на линии главного конденсата.

Баланс конденсата в смесителе № 1 таков:

(2.15)

или

(2.16)

(2.17)

Обозначаем для сокращения:

(2.18)

(2.19)

(2.20)

где .

Пропуск конденсата через подогреватели № 8 и 9:

(2.21)

Величиныопределенные по условиям баланса пара и конденсата, должны быть тождественно равны. Правильность материального баланса следует проверять в общем виде и в численной форме после проведения расчета.

Добавочная вода и производительность испарителя.

Расход добавочной воды определяется выражением:

(2.22)

где - расход пара на деаэратор испарителя;

- расход воды на испаритель;

- производительность испарителя;

- непрерывная продувка испарителя.

Добавочная вода служит для восполнения потерь и включает также продувку испарителя.

Тогда по (2.22):

2.1.6 Тепловой баланс регенеративной установки

Расчет начинаем с подогревателей высокого давления. Расход воды через группу подогревателей высокого давления известен Затем рассчитываем деаэратор, подогреватели низкого давления и прочие теплообменники.

В результате определяем расход пара на теплообменники, а также подогрев воды в охладителях пара и дренажей, вспомогательных теплообменниках. В таблице 2.4 приведены необходимые для расчета тепловых балансов подогревателей значения коэффициентов рассеивания тепла k, а также падения давления в паропроводах от отбора турбины до пароохладителей ∆ри в пароохладителях ∆р^по.

Таблица 2.4 - Значения коэффициентов рассеивания тепла, падения давления в паропроводах и пароохладителях

Номер теплообменника	k	Dр, %	Dр^по, %
1	2	3	4
1	1,007	5	2
2	1,006	6	2
3	1,005	7	2
Д	1,005	-	-
4	1,004	8	2
5	1,0035	8,5	-
6	1,003	9	-
7	1,0025	9	-
8	1,002	10	-
9	1,001	10	-

Регенеративные подогреватели высокого давления.

Уравнение теплового баланса ПВД имеет вид:

(2.23)

где- расход греющей среды;

=1,02- расход питательной воды;

- тепло, отдаваемое греющей средой, ккал/кг;

-подогрев воды в подогревателе или охладителе пара и дренажа.

Уравнения теплового баланса отдельных теплообменников имеют вид:

Пароохладитель № 1:

(2.24)

Подогреватель № 1:

(2.25)

Охладитель дренажа № 1:

(2.26)

Пароохладитель № 2 аналогично (2.24):

Подогреватель № 2 аналогично (2.25):

Охладитель дренажа № 2 аналогично (2.26):

Пароохладитель № 3 аналогично (2.24):

Подогреватель № 3 аналогично (2.25):

Охладитель дренажа № 3:

Выносной пароохладитель рассчитывается на весь поток питательной воды по схеме противотока при температуре питательной воды 262,4 температура пара на выходе из выносного ПО принимается равной 282,4 энтальпия этого пара 711,8 ккал/кг(с учетом парового сопротивления пароохладителя),q_пов=89,5 ккал/кг.

Из уравнения теплового баланса пароохладителя определяем энтальпию питательной воды после него:

В этих девяти уравнениях неизвестны расходы параи, кроме того, девять значений подогрева.

Для определения этих величин используют еще три уравнения для сумм величин подогрева:

(2.27)

аналогично

В этих уравнениях правые части известны, поэтому можно определить все неизвестные величины и. Целесообразно суммировать уравнения следующим образом: (П1)+(ОД1)+(ПО2); (П2)+(ОД2)+(ПО3) и (П3)+(ОД3). После суммирования получим три уравнения в виде:

(П1)+(ОД1)+(ПО2):

(2.28)

(П2)+(ОД2)+(ПО3):

(2.29)

(П3)+(ОД3):

(2.30)

После подстановки в эти три уравнения численных значений находятся доли отборов пара:

Зная эти величины, из исходных уравнений находятся величины подогрева в охладителях пара и дренажа кДж/кг (таблица 2.5 и 2.6),где приняты следующие обозначения:

Р′- давление пара перед пароохладителем, ата;

t′, h′- температура и энтальпия пара после пароохладителя,°С, ккал/кг;

t_по, h_по- температура и энтальпия воды за пароохладителем, °С, ккал/кг;

t_од, h_од- температура и энтальпия воды за охладителем дренажа, °С, ккал/кг;

t_др, h_др- температура и энтальпия охлажденного дренажа, °С, ккал/кг;

q_по- тепло, отдаваемое паром в пароохладителе и дренажем в охладителе дренажа;

t_од- подогрев воды в теплообменнике.

Деаэратор и пароохладитель № 4.

Так как температура конденсата после пароохладителя №4 неизвестна.

Таблица 2.5- Величина подогрева в охладителях пара

Теплообменник	Р′, ата	t′, °С	h′, кДж/кг	t_по, °С	h_по, кДж/кг	q_п, кДж/кг	ф_по,кДж/кг
ПО1	53,44	275,9	675	262,4	277,3	67,3	3,8
ПО2	37,6	257,6	678,9	241,0	249,8	45,9	3,8
ПО3	14,51	202,5	670,8	198,2	204,4	130,5	5,2
ПО4	6,16	168,2	663,8	157,1	158,1	84,2	5,2
ПО	18,5	282,4	717	265	277,2	17,8	5,5

Таблица 2.6- Величина подогрева в охладителях дренажа

Теплообменник	Р′, ата	t′, °С	h′, кДж/кг	t_по, °С	h_по, кДж/кг	q_п, кДж/кг	ф_по,кДж/кг
ПО1	53,44	275,9	675	262,4	251,1	17,2	1,0
ПО2	37,6	257,6	678,9	241,0	212,5	48,1	6,1
ПО3	14,51	202,5	670,8	198,2	181,3	31,4	5,1
ПО6	6,16	168,2	663,8	157,1	109,7	14	4,1

известна температура перед ним за подогревательной частью ПНД № 4, тоцелесообразно вначале составить комбинированное уравнение деаэратора и пароохладителя № 4 в виде, удобном для теплообменников смешения:

(2.31)

где

(2.32)

(2.33)

(2.34)

(2.35)

(2.36)

(2.37)

(2.38)

Для определения величин нужно использовать уравнения подогревателя № 4 и материального баланса деаэратора.

Регенеративные подогреватели низкого давления, испарительная установка, сетевые подогреватели и вспомогательные теплообменники.

Подогреватель № 4:

(2.39)

где

Материальный баланс деаэратора:

(2.40)

После подстановки известных численных значений параметров пара и воды получаем:

Из этих уравнений определяются:

Из уравнения теплового баланса пароохладителя № 4:

Подогреватель № 5.

Уравнение теплового баланса:

(2.41)

где

Подставляя известные величины, находим: =0,0231.

Подогреватель № 6 и охладитель дренажа № 6:

Общее уравнение:

(2.42)

где

Отсюда =0,0237.

Из уравнения охладителя дренажа

(2.43)

находим

Уравнения подогревателей № 7 и 8 и расширительного бачка решаются совместно, так как температура на входе в подогреватель № 7 неизвестна из-за включения смесителя № 1 потоков основного конденсата и дренажей между подогревателями № 7 и 8. Кроме того, подогреватель № 7 является одновременно конденсатором испарителя, а дренаж расширительного бачка включает поток из сетевых подогревателей. Поэтому расчету подогревателей № 7 и 8 должен предшествовать расчет испарительной и сетевой подогревательной установок.

Испарительная установка.

Деаэратор добавочной воды:

(2.44)

где

Используя эти соотношения и обозначая

Испаритель:

(2.45)

где

Подставляя известные величины, находится:

Охладитель продувки:

(2.46)

Принимается

получается

В этом случае энтальпия подогретой добавочной и охлажденной продувочной воды будут соответственно равны:

Подогреватель добавочной воды:

(2.47)

где

Тогда.

Сетевые подогреватели.

Относительный расход сетевой воды определяется по формуле:

(2.48)

где -производительность сетевой установки в относительных единицах (на 1 кг свежего пара).

Сетевой подогреватель верхней ступени:

(2.49)

где

Тогда.

Сетевой подогреватель нижней ступени:

(2.50)

где

Тогда подставляя значения в (2.50), получается

Значит

Подогреватель № 7:

(2.51)

где

После подстановки в (2.51) известных величин получается:

Смеситель СМ1 основного конденсата и дренажей:

(2.52)

где поток дренажей, подводимых к смесителю № 1.

Уравнение смесителя напишется в виде.

или

Расширительный бачок:

(2.53)

Подставляя все данные, получается:

Подогреватель № 8:

(2.54)

После подстановки известных величин получается:

Суммарный подогрев основного конденсата в (П7) и (СМ1) равен:

После совместного решения этих уравнений определяется:

Кроме того, находится:

Подогреватель № 9, охладители уплотнений, газа, эжекторов и смеситель конденсата № 2:

Предварительно находим расход конденсата через эти теплообменники:

Отсюда пропуск пара в конденсатор (по балансу конденсата):

(2.55)

Расчет ведем, начиная со смесителя № 2, и далее по ходу основного конденсата.

Смеситель СМ2:

(2.56)

Подставляя известные значения:

получается

Охладитель эжекторов конденсатора турбины:

(2.57)

Подставляя известные значения:

находится

Газоохладитель:

(2.58)

Где -величина потока воды через газоохладители, отнесенная на единицу расхода пара.

Подставляя все известные величины:

Находится

Охладитель уплотнений:

(2.59)

Подставляя все известные величины:

находится

Подогреватель № 9:

(2.60)

Подставляя все известные величины:

находится

2.1.7 Определение долей отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата

Величина пропуска пара в конденсатор, исходя из парового баланса турбины:

Из расчета тепловых балансов:

Отсюда

Таким образом, баланс пара и конденсата сведен.

2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды

Ввиду сложной схемы протечек пара через внешние и внутренние уплотнения, наличия отборов и сброса пара в турбину, целесообразно определить расход пара на нее, исходя из работы 1 кг свежего пара в последовательных ее отсеках.

Суммарная работа пара в соответствии с таблицей 2.7 равна:

(2.61)

Отсюда расход пара на турбину равен аналогично (2.2):

то есть практически равен предварительно определенной величине.

Таблица 2.7-Изменение доли пропуска пара по отсекам

Интервал давления	Доля пропуска пара	Численная величина	Внутреннее теплопадение, H_i, ккал/кг	Внутренняя работа на 1 кг свежего пара, aH_i, ккал/кг
228-102,9	0,98184207203,2
102,9-89	0,963443634,6
89-56,25	0,98264110,6108,5
56,25-40	0,9236473,769,1
35,0-15,6	0,82046246202
15,6-6,7	0,66746223,3149,04
6,7-4,04	0,64333116,574,95
4,04-2,28	0,620023113,170,1
2,23-1,21	0,6343112,371,23
1,21-0,583	0,62152116,972,7
0,583-0,254	0,6149111,968,8
0,254-0,035	0,5886171102,9

Расход пара через промежуточный перегреватель:

Расход добавочной воды:

Продувка испарителя:

Расход пара на подогрев воздуха в котельной:

Пропуск основного конденсата через газоохладитель:

Паровая нагрузка котельной установки:

2.1.9 Определение энергетических показателей

Показатели турбоустановки.

Полный расход тепла на турбоустановку:

(2.62)

Расход тепла на производство электроэнергии:

(2.63)

где =150 Гкал/ч-тепловая нагрузка сетевых подогревателей;

-тепло, отданное на подогрев воздуха в котельной и определяющееся как:

-тепло, полученное от газоохладителяи определяющееся как:

Тогда по (2.63)

Удельный расход тепла на турбинную установку без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется следующим образом:

(2.64)

Коэффициент полезного действия турбинной установки без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется как:

(2.65)

Показатели блока.

Тепловая нагрузка котлоагрегата:

(2.66)

Подставляя значения, получается:

Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

(2.67)

Расход тепла на электростанцию (блок) при

(2.68)

Удельный расход тепла на электростанцию:

(2.69)

Коэффициент полезного действия электростанции:

(2.70)

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности турбоагрегата КПД электростанции нетто:

Удельный расход условного топлива нетто:

(2.71)

2.2 Описание и определение расхода топлива котлоагрегата

.2.1 Краткое описание и техническая характеристика парового котла

Котел ТГМП-344А предназначен для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Конструктивно котел выполнен по П-образной компоновке и состоит из топочной камеры и опускного газохода, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Стены топочной камеры, потолок, горизонтальный и опускной газоходы экранированы цельносварными газоплотными панелями, выполненными из сваренных между собой плавниковых труб диаметром 32 мм, толщиной 6 мм и шагом 46 мм (сталь НСМ-2 или сталь 12Х1МФ).

Топочная камера открытая, призматическая, с размерами в плане по осям труб 16320x8470 мм. Высота топки от пода до потолочного пароперегревателя 33300 мм. Тепловое напряжение топочного объема при сжигании мазута составляет 177,8x10³ и 176,3х10³ккал/м³ч при сжигании газа.

Экраны топочной камеры по высоте разделены двумя горизонтальными разъемами на три части: нижнюю радиационную часть (НРЧ), среднюю радиационную часть (СРЧ) и верхнюю радиационную часть (ВРЧ) с промежуточным перемешиванием среды.

НРЧ включает в себя панели пода топки и панели вертикальных (фронтовой, задней и боковых) стен до первого разъема. СРЧ включает в себя панели фронтовой, задней и боковых стен топочной камеры между I и II разъемами. ВРЧ состоит из блоков панелей топки, расположенных выше второго разъема. Оси первого и второго разъемов расположены на отметках 14800 и 22600 мм соответственно.

Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры трубы заднего экрана ВРЧ образуют выступ в топку на глубину 2400мм.

Топочная камера оборудована 16 газомазутными горелками вихревого типа, установленными встречно в два яруса на фронтовой и задней стенках по четыре горелки в каждом ярусе. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8450 мм, верхнего - 11700 мм. Расстояние по горизонтали между центральными горелками - 3128 мм, между центральными и крайними горелками -3082 мм. Расстояние от крайних горелок до боковых стен топочной камеры -3514 мм. Амбразуры горелок выполнены охлаждаемыми из труб экранов НРЧ, которые с огневой стороны ошипованы и покрыты карборундной массой.

Горелки укомплектованы паромеханическими форсунками "Титан-М" производительностью 4,4 т/ч при давлении 35 кгс/см². Номинальная производительность горелки по газу составляет 4640 нм³/ч при давлении 0,4 кгс/см².

Для снижения уровня тепловых потоков в зоне максимального тепловыделения, снижения опасности высокотемпературной коррозии, а также уменьшения вредных выбросов NO_x в атмосферу в нижнюю часть топки через горелки подаются газы рециркуляции, забираемые из газохода после водяного экономайзера (20 % при номинальной нагрузке и сжигании мазута и 18,5 % - при сжигании газа).

На выходе из топки в поворотном горизонтальном газоходе расположены ширмовый пароперегреватель, первый фестон, входной и выходной пакеты конвективного пароперегревателя высокого давления и выходной пакет конвективного пароперегревателя низкого давления и фестон конвективной шахты.

В опускном газоходе последовательно по ходу газов размещены входная ступень конвективного пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Предусмотрена возможность установки на котле насосов рециркуляции среды ГТН-1000-150 для обеспечения надежной работы экранных поверхностей нагрева котла при пуске, останове и работе его на пониженных нагрузках.

Технические данные котла.

Номинальная производительность котла, т/ч	1000
Давление пара, кгс/см²	255
Температура пара, °С	545
Температура питательной воды, °С	270
Расход пара промежуточного перегрева, т/ч	800
Температура пара промперегрева на входе в котел, °С	300
Температура пара промперегрева, °С	542
Давление пара промперегрева на входе в котел, кгс/см²	41
Давление пара промперегрева, кгс/см²	38,5
Температура горячего воздуха, °С	334/300
Температура уходящих газов, °С	138/110
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки	1,03/1,1
Потери тепла, %
-с уходящими газами	5,10/4,29
-с химической неполнотой сгорания	0,9/0,9
-с механической неполнотой сгорания	0/0
-в окружающую среду	0,2/0,2
КПД(брутто)котла,%	93,79/94,61
Расчетный расход топлива, т/ч/нм³/ч	70,7/78,110³

В числителе представлены расчетные характеристики котла при его работе на мазуте, в знаменателе - при работе на газе.

Котел ТГМП-344А оснащен следующим вспомогательным оборудованием:

-двумя осевыми дымососами типа ДОД-31,5 ФГМ;

двумя дымососами рециркуляции дымовых газов типа ГД-31;

двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-25х2-1;

-двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями типа РВП-98Г;

-калориферами типа КВБ-12П.

Краткое описание конструкции поверхностей нагрева котла.

Водяной экономайзер (ВЭ)расположен в нижней части конвективной шахты и является первой по ходу среды и последней по ходу газов поверхностью нагрева котла.

Водяной экономайзер противоточный по высоте состоит из двух частей с разъемом между ними 2040 мм.

Нижняя часть экономайзера состоит из шести блоков и четырех входных коллекторов диаметром 273x40 мм (12ХМФ), расположенных на отметке 16320 мм параллельно фронту котла внутри конвективной шахты.

Верхняя часть состоит из шести блоков и двенадцати выходных коллекторов диаметром 273x40 мм (12Х1МФ), расположенных внутри конвективной шахты на отметке 23020 мм. Выходные коллекторы водяного экономайзера являются одновременно входными подвесной системы конвективной шахты.

Два средних блока каждой части состоят из 33 четырех заходных пятиходовых пакетов змеевиков, состоящих из труб диаметром 32x6 мм (сталь 20).

Остальные четыре блока состоят из 34 таких же пакетов змеевиков. Всего водяной экономайзер состоит из 808 змеевиков. Шаг между пакетами змеевиков 80 мм. Шаг между трубами в пакете 60 мм.

Нижняя радиационная часть (НРЧ) выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2). НРЧ состоит из фронтового, заднего и баковых экранов. Фронтовой и задний экраны НРЧ состоят из шести панелей, боковые - из четырех панелей. Трубы панелей фронтового и заднего экранов НРЧ стыкуются на монтаже с трубами панелей пода, образуя единую панель.

Каждая панель фронтового и заднего экранов НРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219x36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора диаметром 219x40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб диаметром 32x6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Каждая панель боковых экранов НРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219x36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора диаметром219x40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб диаметром 32x6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Средняя радиационная часть. Панели средней радиационной части (СРЧ) экранируют топку на отметках от 14600 до 22600 мм.

СРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2). СРЧ состоит из фронтового, заднего и боковых экранов. Фронтовой и задний экраны СРЧ состоят из шести панелей, боковые - из четырех.

Каждая панель фронтового и заднего экранов СРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219x36 мм (12Х1МФ), входного коллектора диаметром 219x40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб диаметром 32x6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Каждая панель боковых экранов СРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219x36 мм (12Х1МФ), выходного диаметром 219x40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2), установленных с шагом 46 мм.

Верхняя радиационная часть (ВРЧ) включает в себя панели фронтового, заднего и двух боковых экранов. Панели фронтового и боковых экранов ВРЧ экранируют топку от отметки 22600 мм до потолочного пароперегревателя (отметка 36300 мм). Панели заднего экрана ВРЧ экранируют заднюю стену топки от отметки 22600 до 31900 мм и состоят из трех участков: вертикального, наклонного (под углом 30° к вертикали), образующего аэродинамический выступ, и горизонтального, являющегося подовым экраном горизонтального газохода. На этом участке имеется монтажный стык.

ВРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2). Фронтовой и задний экраны ВРЧ состоят из шести панелей, боковые - из четырех.

Каждая панель фронтового и заднего экранов состоит из 59 труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2) и двух коллекторов: входного диаметром 219x36 мм (12Х1МФ) и выходного диаметром 219x40 мм (12Х1МФ). Шаг труб в панелях - 46 мм. Каждая панель боковых экранов ВРЧ состоит из 46 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2) с шагом по плавникам 46 мм и двух коллекторов: одного входного диаметром 219x36 мм (12Х1МФ) и одного выходного диаметром 219x40 мм (12Х1МФ).

Экраны конвективной шахты (ЭКШ) включают в себя панели фронтовой, боковых и задней стен конвективной шахты.

Панели фронтовой стены ЭКШ экранируют фронтовую стену опускного газохода котла от отметки 24000 до 31900 мм и участок пода горизонтального газохода на расстоянии 2000 мм в сторону фронта котла.

Фронтовая стена конвективной шахты состоит по ширине из шести панелей. Каждая панель выполнена из 59 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2), сваренных между собой с шагом 46 мм и двух коллекторов (входного и выходного) диаметром 219x40 мм (12Х1МФ). Каждая панель состоит из вертикального и горизонтального участков. Горизонтальный участок фронтового экрана конвективной шахты совместно с горизонтальным участком заднего экрана ВРЧ образуют нижнюю (подовую) часть переходного газохода.

Панели боковых стен ЭКШ экранируют боковые стены опускного газоходаототметки24000 мм до пода горизонтального газохода (отметка36300 мм).

Каждая из боковых стен конвективной шахты (левая и правая) состоит из трех сваренных между собой панелей. Левый боковой экран является зеркальным отображением правого. Каждая панель боковых экранов состоит из 55 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2), сваренных между собой по ребрам с шагом 46 мм и двух коллекторов: входного диаметром 219x36 мм (12Х1МФ) и выходного диаметром 219x40 мм (12Х1МФ).

Задний экран конвективной шахты состоит из шести сваренных между собой панелей. Панели задней стены КШ экранируют заднюю стену от отметки 24600 мм до отметки 38300 мм и выполнены заодно с потолочным пароперегревателем.

Каждая панель заднего экрана выполнена из 59 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2), сваренных между собой по плавникам с шагом 46 мм, и входной камеры диаметром 219x40 мм (12Х1МФ).

Потолочный пароперегреватель выполнен заодно с задним экраном конвективной шахты и состоит из шести горизонтальных панелей, экранирующих потолок котла на длине 20440 мм. Каждая панель состоит из 59 сваренных между собой по плавникам труб диаметром 32x6 мм (НСМ-2) с шагом 46 мм и одного выходного коллектора диаметром 219x40 мм (12Х1МФ).

На расстоянии 3000 мм от фронтовой стены топки на каждой панели потолка предусмотрены балки, за которые осуществляется подвеска панелей к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Это крепление воспринимает нагрузку от массы панелей и возможных хлопков в топке. Масса остальной части потолочного экрана равномерно распределяется на подвески и крепления поверхностей нагрева, трубы которых проходят через потолок. У задней стены конвективной шахты подвеска осуществлена конструктивно так же, как подвеска фронтовой стены топочной камеры, но только загиб панели.

Место сопряжения потолочного пароперегревателя и фронтовой стены топки уплотняется с помощью уплотнительных коробов. Кроме уплотнений мест прохода поверхностей нагрева через потолочный пароперегреватель, район потолка дополнительно закрывается "теплым ящиком" ("шатром"), который изолируется снаружи. "Шатер" соединен с вертикальными экранами по периметру потолка при помощи специальных листов, представляющих собой объемные компенсаторы.

Каждая из стен бокового экрана переходного газохода состоит из трех вертикальных панелей, размещенных между боковыми панелями ВРЧ и КШ. Каждая панель состоит из 46 плавниковых труб диаметром 32x6 мм (12Х1МФ), сваренных по плавникам, и двух коллекторов (входного диаметром 219x40 мм и выходного диаметром 219x36 мм (12Х1МФ).

Ширмовый пароперегреватель располагается в верхней части топочной камеры и состоит из одного ряда вертикальных ширм. В ряду установлено 26 ширм с шагом 598 мм. Высота ширм 9950 мм.

Каждая ширма состоит из двух коллекторов (входного и выходного) диаметром 159x28 мм (12Х1МФ) и 37 параллельно включенных V-образных змеевиков из труб диаметром 32x6 мм (12Х1МФ). Шаг труб в ширме 35 мм.

Крепление труб в плоскости ширмы осуществляется путем вывода двух пар труб из плоскости ширмы и обвязки ими остальных змеевиков. Каждая пара обвязочных змеевиков скрепляется посредством упоров, изготовленных из полос толщиной 6 мм.

В верхней части ширм, в месте прохода змеевиков ширм через потолок, трубы установлены в шахматном порядке в два ряда с шагом 70 мм.

Конвективный пароперегреватель высокого давления(КПП ВД) расположен в горизонтальном газоходе и состоит из двух ступеней: входной и выходной. Конструктивно входная и выходная ступени КПП ВД выполнены одинаково. Первой по ходу газов установлена входная ступень. Каждая ступень состоит из шести блоков. Каждый блок состоит из двух коллекторов: одного входного и одного выходного, а также 19 трехзаходных, двухпетлевых пакетов змеевиков. Входные коллекторы первой ступени КПП ВД выполнены из труб диаметром 273x36 мм (12Х1МФ), выходные коллекторы из труб диаметром 273x63 мм (12Х1ВМФ). Входные и выходные коллекторы второй ступени КПП ВД выполнены из труб диаметром 273x50 мм и диаметром 273x63 мм (12Х1МФ) соответственно.

Змеевики первой и второй ступеней КПП ВД выполнены комбинированными: необогреваемая часть на входе в ступень из труб диаметром 42x7 мм (12Х1МФ) и на выходе из ступени из труб диаметром 50x11 мм (12Х1МФ).

Обогреваемая часть первой ступени КПП ВД состоит из двух петель: одна (первая по ходу среды) из труб диаметром 42x7 мм (12Х1МФ), а другая (выходная) из труб 42x7 мм (12Х18Н12Т).

Обогреваемая часть второй ступени выполнена из труб диаметром 42x7 мм (12X18HI2T). Сварка труб диаметром 42 мм с трубами диаметром 50 мм осуществлена через переходник. Шаг между змеевиками 65 мм. Шаг между пакетами змеевиков 138 мм.

К каждому (входному и выходному) коллектору блока приварено по три штуцера диаметром 159x22 мм для присоединения подводящих и отводящих трубопроводов.

Конвективный пароперегреватель низкого давления(КПП НД) состоит из двух ступеней: входной и выходной.

Входная ступень расположена в конвективной шахте и в этом газоходе является первой поверхностью нагрева по ходу газов. Выходная ступень расположена в горизонтальном (переходном) газоходе и является последней поверхностью нагрева (по ходу газов) в этом газоходе.

Входная ступень КПП НД каждого потока состоит из одного входного и двух выходных коллекторов диаметром 465x30 мм и 176четырехзаходных змеевиков из труб диаметром 50x4 мм (12Х1МФ).

Выходная ступень КПП НД выполнена двухпоточной. Каждый поток состоит из двух подпотоков. Конструктивно каждый подпоток состоит из одного входного и одного выходного коллекторов диаметром 465x30 мм (12Х1МФ) и 29 трехзаходных, трехпетлевых пакетов труб диаметром 60x5 мм. Последняя петля змеевиков в обогреваемой зоне выполнена из стали 12Х18Н12Т, а остальные петли - из стали 12Х1МФ.

Горелочноеустройство.

Горелки (16 штук на котел) предназначены для раздельного сжигания газа и мазута.

Проточный канал горелки выполнен трехпоточным и состоит из наружного (периферийного), внутреннего ицентрального каналов. В наружном и внутреннем каналах установлены неподвижные направляющие аппараты, служащие для закрутки потоков, установленные под углом 60° к потоку.

Через внутренний и центральный каналы подается воздух, а через периферийный подается смесь воздуха и газов рециркуляции. Подвод воздуха и газов рециркуляции к горелкам осуществлен групповыми коробами (один короб на две горелки). Возможность перераспределения воздуха по каналам горелок обеспечивается клапанами, установленными на подводах к групповым коробам на входе в периферийный и внутренний каналы горелок.

В горелке предусмотрена комбинированная раздача газа. "Центральный" газ проходит в кольцевом зазоре между трубой центрального воздушного канала и трубой диаметром 325 мм и выходит через отверстия на боковой поверхности конического насадка под углом к движению воздушного потока. В коническом насадке имеется два ряда по 18 отверстий диаметром 27 и 32 мм для прохода газа. "Периферийный" газ подается в кольцевой коллектор одной трубой и выходит через конфузорные сопла под прямым углом к направлению воздушного потока.

Необходимое расчетное давление газа перед горелкой при номинальной нагрузке составляет 0,4 кгс/см², а производительность 4640 нм³/ч.

Горелка снабжена защитно-запальным устройством типа ЗЗУ, работающим на природном газе или на пропан-бутоновой смеси.

Минимально допустимое давление газа перед электромагнитным вентилем запальника 0,01 кгс/см², максимально допустимое равно 5 кгс/см².

Горелки укомплектованы паромеханическими мазутными форсунками "Титан-М", обеспечивающими при давлении 35 кгс/см²производительность 4,4 т/ч. Конструкция форсунки допускает глубокое регулирование ее производительности путем изменения давления мазута.

2.2.2 Определение расхода топлива котлоагрегата

Расход топлива необходимый для сжигания в котле определяется по следующей формуле:

(2.72)

где - расчетная производительность котлоагрегата, кг/с;

- энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды, кДж/кг;

- расход пара на вторичный (промежуточный) перегрев, кг/с;

- энтальпия вторичного перегрева соответственно на входе и на выходе пароперегревателя, кДж/кг;

- располагаемая теплота топлива кДж/кг;

- КПД котлоагрегата.

Расчет для мазута.

(2.73)

Тогда согласно формуле (2.72):

Расчет для газа.

(газопровод «Торжок-Минск-Ивацевичи»).

где - низшая теплота сгорания на сухую массу;

-низшая рабочая теплота сгорания;

- энтальпия топлива.

Перечень вспомогательного оборудования

топливо: мазут, природный газ;

тип дымососаДОД-31,5 ФГМ; мощность привода,1100 кВ;

тип дутьевого вентилятораВДН-25х2; мощность привода1100 кВт;

тип дымососа рециркуляции ГД-31; мощность привода, 397кВт.

Таблица 2.8-Параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням

Точка процесса	Параметры пара и воды
	Р, ата	t, °С	h, ккал/кг	Р′, ата	t_н, °С	h′, ккал/кг	t_п, °С	h_п, ккал/кг
1	56,25	368	742,3	52,37	265,6	277,7	262,4	273,5
2	40	326	724,7	36,85	244,4	252,8	237,4	246,0
2′	35	540	860,0	-	241,4	249,5	-	-
3	15,6	445	801,3	14,22	194,9	198,2	199,2
Д	15,6	445	801,3	-	164,2	165,7	164,2	165,7
4	6,7	331	748,0	6,04	158	159,4	153,3	154,7
5	4,04	274	720,2	3,7	140,2	140,9	135,2	136,2
6	2,28	215	693,2	2,26	123,1	123,3	-	-
6_тп	2,48	252	710,0	2,26	123,5	123,7	118,5	119,2
7	1,21	158	666,6	1,1	101,8	101,9	99,6	99,7
8	0,583	96	638,7	0,525	82,1	82,1	77,1	77,5
9	0,254	64	612,0	0,229	62,6	62,6	58,6	59,2
К	0,035	26,36	571,2	-	26,36	26,4	26,36	26,4

3. Выбор основного электрооборудования и разработка схемы выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы.

3.1 Выбор числа и мощности генераторов

При выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (КЭСмощностью 600 МВт). На основании предыдущих расчётов принимается генераторТГВ-300-2У3 соизмеримый с мощностью турбины. Паспортные данные генераторов представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Паспортные данные генераторов

Тип генератора	S_НОМ, МВА	P_НОМ, МВт	cosц	U_НОМ, кВ	I_НОМ, кА	x_d^′′, о.е.	ц_Т, у.е.
ТГВ-300-2У3	353	300	0,85	20	10,2	0,195	900000

У всех генераторов принята следующая система охлаждения: а) обмотка статора - Н/В; б) сталь статора - Н/В; в) обмотка ротора - Н/В. Система возбуждения - ТС (тиристорная система самовозбуждения).

3.2 Разработка структурных схем

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

Поскольку в проектируемой КЭС выдача энергии потребителям осуществляется на двух напряжениях, то предусматривается сооружение РУВН 330 кВ и РУСН 110 кВ. Связь с системой осуществляется по линиям 110 и 330 кВ.

По первому варианту два генератора станции мощностью 300 МВт соединяются в блоки с трансформаторами на напряжение 330 кВ и 110 кВ согласно рисунку3.1.

Рисунок 3.1 - Структурная схема КЭС по первому варианту

По второму варианту генераторы станции мощностью 300 МВт соединяются в блоки с повышающими автотрансформаторами на напряжение 330 кВ и 110 кВ согласно рисунку3.2.

Рисунок3.2 - Структурная схема КЭС по второму варианту

3.3 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

Схема 1

Мощность блочных трансформаторов выбирается из единственного условия:

(3.1)

где - расчетная мощность блочных трансформаторов;

- мощность генератора в блоке;

- активная мощность генератора;

- коэффициент мощности генератора;

- мощность, отводимая на собственные нужды в блоке;

k_СН - расход на собственные нужды, задается k_СН=8%;

- коэффициент мощности собственных нужд [3];

- коэффициент спроса, задается

Мощность трансформаторов Т1, Т2:

Марка трансформаторов Т1, Т2- ТДЦ-400000/330, ТДЦ-400000/110.

Мощность автотрансформаторов связи определяется исходя из перетока мощности от шин высшего напряжения к шинам среднего напряжения S_ПН в нормальном режиме и при остановке одного генератора S_{ПЕР.МАКС}. Мощность каждого из двух автотрансформаторов связи с учетом перегрузочной способности определяется:

(3.2)

где - мощность перетока, МВт;

- коэффициент мощности нагрузки 110 кВ [3].

Мощность автотрансформаторов АТ1 и АТ2:

Принимаетсямарка автотрансформаторов АТ1, АТ2 - АТДЦТН-200000/330/110.

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблицах3.2 и 3.3.

Таблица 3.2 - Паспортные данные выбранных трансформаторов по схеме 1

Тип	Номинальное напряжение, кВ		Потери, кВт		U_к, %	ц_Т, тыс. у.е.
	ВН	НН	ХХ	КЗ
ТДЦ-400000/330	347	20	300	790	11,5	398,5
ТДЦ-400000/110	121	20	320	900	10,5	373

Таблица 3.3 - Паспортные данные выбранных автотрансформаторов по схеме 1

Тип	Номинальное напряжение, кВ			Потери, кВт		U_к,%			ц_Т, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН-СН	ВН-НН	СН-ВН
АТДЦТН-200000/330/110	330	115	38,5	155	560	10,5	38	25	291

Схема 2

При выборе трансформаторов АТ1, АТ2 используется изложенная выше методика.

Выбор блочных автотрансформаторов АТ1, АТ2:

ПринимаетсяавтотрансформаторАТДЦТН-400000/330/110.

Паспортные данные автотрансформаторов приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Паспортные данные выбранных автотрансформаторов по схеме 2

Тип	Номинальное напряжение, кВ			Потери, кВт		U_к,%			ц_Т, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН-СН	ВН-НН	СН-ВН
АТДЦТН-400000/330/110	330	115	21	180	720	10,5	38	25	500

4. Выбор главной схемы электрических соединений и схемы питания собственных нужд

4.1 Определение числа присоединений в РУ

Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в каждом РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_лэп), числа линий связи с системой (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св) или питающих трансформаторов (n_т), подключенных к данному РУ:

n_ру=n_лэп+n_св+n_т.св+n_т, (4.1)

Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(4.2)

где Р_л- наибольшая активная мощность, передаваемая на одну цепь, МВт [3];

Р_макс - наибольшая активная мощность, выдаваемая потребителям, МВт.

По (4.2) определяется:

Принимается

Результаты расчета по первому и второму варианту сведены в таблицы 4.1 и 4.2

Таблица 4.1 - Число присоединений по первой схеме

	РУ 330 кВ	РУ 110 кВ
1	2	3
n_лэп	-	4
n_св	2	2
n_т.св.	2	2
n_т	1	1
Итого:	5	9

Таблица 4.2 - Число присоединений по второй схеме

	РУ 330 кВ	РУ 110 кВ
n_лэп	-	4
n_св	2	2
n_т.св.	2	2
n_т	-	-
Итого:	4	8

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.2.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

Необходимая мощность собственных нужд, МВА:

(4.3)

где - расход на собственные нужды;

- коэффициент спроса.

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд:

(4.4)

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд в блоке:

Принимается мощность рабочего трансформатора собственных нужд S_ном=32 МВА, марка трансформатора - ТРДНС-32000/35.

Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Паспортные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	S_НОМ, МВА	U_ВН, кВ	U_НН, кВ	U_КВН-НН, %	U_{КНН1-НН2}, %	P_Х, кВт	P_К, кВт	ц_Т, тыс. у.е.
ТРДНС-32000/35	32	20	6,3	12,7	40	29	145	69,6

4.2.2 Выбор пускорезервных трансформаторов собственных нужд

Мощность пускорезервных трансформаторов СН выбирается на один порядок выше (в 1,6 раза) мощности наибольшего рабочего трансформатора СН. Для первого варианта пускорезервный трансформатор присоединяется к низшей стороне автотрансформаторов связи - ТРДНС-63000/35, для второго варианта к сборным шинам ОРУ 110 кВ - ТРДНС-63000/110

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Каталожные данные пускорезервного трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	S_НОМ, МВА	U_ВН, кВ	U_НН, кВ	U_КВН-НН, %	U_{КНН1-НН2}, %	P_Х, кВт	P_К, кВт	ц_Т, тыс. у.е.
ТРДНС-63000/35	63	36,75	6,3	12,7	40	44	250	109
ТРДНС-63000/110	63	115	6,3	10,5	30	50	245	110

4.3 Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

На основании имеющихся данных производится технико-экономическое сравнение двух вариантов главной схемы электрических соединений с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

(4.7)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

Е_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, принимается равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии (не учитывается).

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

(4.8)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта принимаетсяР_а=6,4 %, Р_о=2,5 %;

ДЭ - потери энергии в МВт·ч;

в - стоимость одного МВт·ч потерянной энергии: в=80 у.е./(МВт·ч).

Потери энергии, кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе и автотрансформаторе:

(4.9)

где ДР_хх - потери холостого хода;

ДР_кз - потери короткого замыкания;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

S_макс - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принятьТ=8760 час;

ф - число часов максимальных потерь, принимается ф=3500 час.

Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схем, результаты сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Результаты расчёта капиталовложений

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у.е.	Вариант 1		Вариант 2
		Кол.	Общая стоимость	Кол.
ТДЦ-400000/330	398	1	535	-	-
ТДЦ-400000/110	373	1	505	-	-
АТДЦТН-20000/330/110	291	2	815	-	-
АТДЦТН-400000/330/110	500	-	-	2	1250
ТРДНС-63000/35	109	1	181	-	-
ТРДНС-63000/110	110	-	-	1	190
Ячейка ОРУ 110 кВ	46	9	414	8	368
Ячейка ОРУ 330 кВ	170	5	850	4	680
Итого			3300		2488

Схема 1:

Потери в трансформаторах:

блочные трансформаторы:

МВт·ч,

- автотрансформаторы связи:

МВт·ч,

И_пот=80·(4430,9+4857,2+5027,7)·10^-3=1145,3 тыс. у.е.,

И=И_а+И_пот=303,1+1145,3=1448,4 тыс. у.е.,

З=0,12·3300+1448,4=1844,4 тыс. у.е.

Схема 2:

тыс. у.е.

Потери в трансформаторах:

блочные автотрансформаторы:

МВт·ч,

И_пот=80·10354·10^-3=828тыс. у.е.,

И=И_а+И_пот=221,4+828=1049,4тыс. у.е.,

З=0,12·2488+1049,4=1348тыс. у.е.

Результаты сравнения приведены в таблице 4.9.

Таблица 4.9 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Показатели	Вариант 1	Вариант 2
К, тыс. у.е.	3300	2488
И, тыс. у.е.	1448,4	1049,4
З_П, тыс. у.е.	1844,4	1348

Согласно проведенному технико-экономическому сравнению приведенные затраты на сооружение системы З_П1и З_П2 отличаются друг от друга на36 %.Предпочтение отдается более дорогому первому варианту, в котором используются2 автотрансформатора связи общей мощностью 400 МВА, обеспечивающих передачу мощности из одной системы в другую в аварийном режиме.

4.4 Разработка схемы питания собственных нужд

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно “Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций” (НТП) электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Напряжение питания крупных электродвигателей (мощностью более или равной 200 кВт) принимается равным 6кВ, для остальных электродвигателей переменного тока принимается напряжение питания380 В.

Питание потребителей в схеме собственных нужд производится от трансформаторов собственных нужд, подключенных отпайкой к соответствующему генератору. Трансформаторы собственных нужд выполняются с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Резервное питание секций собственных нужд осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами собственных нужд.

Число рабочих ТСН соответствует числу блоков. Подключаются они на ответвлении между генераторным выключателем и повышающим трансформатором. Выбранные ТСН трансформируют напряжение с 20 на 6кВ.

РУ 6 кВ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины разделяются на секции, таким образом, на каждый блок приходится по две секции, которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Каждая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.

Питание собственных нужд каждого блока от двух секций дает возможность при отказе или ремонте на одной из секций сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50-60 %). На каждой секции предусматривается ввод автоматически включаемого резервного питания (АВР).

Для питания шин 0,4 кВ, к которым подключаются мелкие двигатели, электроприемники и прочие нагрузки, необходима установка понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ.

Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступени 6/0,4 кВ складывается из мощностей многочисленных, но мелких электроприемников.

Опираясь на опыт проектирования электростанций, для обеспечения технологического процесса и надежности электроснабжения, предусмотрена установка цеховых трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ, которые распределяются следующим образом. В зависимости от мощности потребителей на 0,4 кВ блока, на каждом блоке устанавливается 2 или 3 трансформатора6/0,4 кВ мощностью 1000 кВА. Один питает потребителей машинного отделения, другие - котельного. Устанавливают также дополнительные трансформаторы для питания нагрузок, расположенных на ОРУ, вентиляторов, системы охлаждения трансформаторов, освещения, компрессоров. Резервирование рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ осуществляется установкой дополнительных трансформаторов. Основные секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели.

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчетные условия короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ.

На схеме намечаются расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

на сборных шинах РУ каждого напряжения;

на выводах генераторов;

за рабочими и резервными трансформаторами собственных нужд.

Общее число расчетных точек не должно превышать 5-7. Расчетное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчета. Если необходима проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время берется равным 0. Если необходима проверка выключателей на отключающую способность, то время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01с) и собственного времени отключения выключателя.

В качестве расчетного вида короткого замыкания принимается трехфазное замыкание.

5.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:

для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

путем постепенного преобразования схема замещения приводится к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующийся определенным значением результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяются начальное значение периодической составляющей тока КЗI_п.о., затем определяется ударный ток, при необходимости, периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

5.3 Определение параметров элементов схемы замещения

Принимается

S_б=1000 МВ×А,

U_б1=340 кВ,

U_б2=115 кВ.

Сопротивления схемы при базисных величинах:

Сопротивление системы:

(5.1)

Сопротивление генераторов:

(5.2)

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

(5.3)

Сопротивление трехобмоточных и автотрансформаторов:

(5.4)

(5.5)

(5.6)

Сопротивление линий:

(5.7)

где Ѕ_нг, Ѕ_нт - номинальные мощность генератора и трансформатора; _к% - напряжение КЗ трансформатора;

Х_о - удельное сопротивление линии (Х_о=0,4 Ом/км); длина линии.

Тогда сопротивление системы по (5.1):

Сопротивление генераторов по (5.2):

СопротивлениеТ₁, Т₂по (5.3):

Сопротивление ТСН₁, ТСН₂ по (5.4),(5.5), 5.6):

Автотрансформаторы АТ₁,АТ₂:

Трансформатор ПРТСН:

Воздушные линии по (5.7).

5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ

Расчет токов КЗ производится с помощью программы TKZ. Файл с результатами расчета представлен в приложении.

Приводится подробный расчет для одной точки КЗ (К1), все остальные результаты сведены в таблицу 5.1

Расчетная схема замещения представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема замещения

5.5 Расчет ударного тока КЗ

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

(5.8)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.9)

Ветвь генератора Г2:

(5.10)

Суммарный ток:

(5.11)

5.6 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени t

Устанавливаютсяэлегазовые выключатели типа ВГТ:

(5.12)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.13)

(5.14)

по [3],

(5.15)

Ветвь генератора Г2:

Суммарный ток:

(5.16)

5.7 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени t

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

(5.17)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.18)

Ветвь генератора Г2:

(5.19)

Суммарный ток:

(5.20)

Расчет для остальных точек аналогичен и результаты занесены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Данные по токам короткого замыкания

Точка КЗ	Источники	I_по, кА	I_пф, кА	i_у,кА	i_аф, кА
1	2	3	4	5	6
К₁на шинах 330 кВ	С1 С2 Г₁ Г₂У	2,766 0,745 2,022 1,334 6,877	2,766 0,745 1,86 1,26 6,64	6,806 1,738 5,632 3,715 17,891	0,939 0,144 2,443 1,609 5,135
К₂на шинах 110 кВ	С1	4,471	4,471	11,002	1,515
	С2 Г₁	3,443 3,269	3,443 3,138	8,033 9,107	0,628 3,943
	Г₂ У	6,160 17,343	5,06 16,112	17,162 45,304	7,451 13,537
К₃на выводах генератора Г1	С1 С2 Г₁	15,831 12,181 11,770	15,831 12,181 11,54	38,956 28,424 32,791	5,365 2,331 14,237
	Г₂ У	50,980 90,562	42,82 82,372	142,031 242,202	61,667 83,6
К₄за ТСН	С1 С2 Г₁ Г₂У	2,442 1,879 1,784 7,863 13,968	2,442 1,879 1,76 7,86 13,941	6,008 4,384 4,969 21,905 37,266	0,827 0,358 2,153 9,508 12,846
К₅за стороной НН АТ	С1 С2 Г₁ Г₂У	2,494 1,916 1,822 3,430 9,662	2,494 1,916 1,79 3,33 9,53	6,136 4,471 5,076 9,555 25,238	0,844 0,366 2,202 4,149 7,561
К₆за ПРТСН	С1 С2 Г₁ Г₂У	3,884 2,984 2,838 5,342 15,048	3,884 2,984 2,79 5,27 14,928	9,558 6,963 7,907 14,884 39,312	1,315 0,570 3,433 6,462 11,78

6. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов и приборов

.1 Выбор коммутационных аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

6.1.1 Выбор выключателей

Так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки

(6.1)

по длительному току

(6.2)

по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

(6.3)

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

(6.4)

где- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие соблюдается, ато допускается проверка по отключающей способности по полному току КЗ:

(6.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ:

(6.6)

где I_пр,с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ;_пр.с - амплитудное значение сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(6.7)

где - тепловой импульс по расчету:

(6.8)

где I_т - предельный ток термической стойкости (по каталогу);_т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Значение периодической составляющей тока КЗI_п,оберется из пункта расчета токов КЗ.

6.1.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по напряжению установки:

(6.9)

По длительному току:

(6.10)

На электродинамическую стойкость разъединитель проверяется по предельному сквозному току КЗ:

(6.11)

На термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу:

(6.12)

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 330 кВ.

Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:

(6.13)

где k - коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок. Для генераторов равен 1,05.

Тепловой импульс:

(6.14)

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.1.

На ОРУ330 кВ выбираются выключатели ВГК-330II^*-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ.2-330/1000У1 с приводом ПДН-1У1.

Таблица 6.1 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ВГК-330II^*- 40/3150У1	Разъединитель РНДЗ.2-330/1000У1
U_уст=330 кВ	U_ном=330 кВ	U_ном=330 кВ
I_max=648А	I_ном=3150 А	I_ном=1000 А
I_п,ф=6,64 кА	I_{отк.ном}=40 кА	-

i_а,ф=5,135 кА i_ном=·в_ном·I_{отк.ном}=

=0,3·40=16,97 кА-
I_п,о=6,87кА	I_пр.с=40 кА	-
i_у=17,89кА	i_пр.с=102 кА	i_пр.с=160 кА
В_к=14,1 кАІ×с	I_т²×t_т=40²·3=4800 кАІ×с	I_т²×t_т=63²·1=3969 кАІ×с

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 110 кВ.

Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:

где k - коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок. Для генераторов равен 1,05.

Тепловой импульс по (6.14):

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.2.

На ОРУ110 кВ выбираются выключатели ВГТ-110II^*-40/2500У1 и разъединитель РНДЗ.2-110/2000У1 с приводом ПДН-1У1.

Таблица 6.2 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ВГТ-110II^*-40/2500У1	Разъединитель РНДЗ.2-110/2000У1
U_уст=110 кВ	U_ном=110 кВ	U_ном=110 кВ
I_max=1945А	I_ном=2500 А
I_п,ф=16,11 кА	I_{отк.ном}=40 кА	-

i_а,ф=13,54 кА i_ном=·в_ном·I_{отк.ном}=

=·0,3·40=16,97 кА-
I_п,о=17,34кА	I_пр.с=40 кА	-
i_у=45,3кА	i_пр.с=102 кА	i_пр.с=100 кА
В_к=90,2 кАІ×с	I_т²×t_т=40²·3=4800 кАІ×с	I_т²×t_т=40²·1=1600 кАІ×с

Выбор выключателей за трансформаторами собственных нужд.

Ток нормального режима:

(6.15)

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для этого случая равен 1.

Тепловой импульс:

(6.16)

Результаты выбора выключателя сводим в таблицу 6.3.

Выбирается элегазовый выключатель FPX074016 в выкатном исполнении в ячейке КРУ UniGearтипа ZS1.

Таблица 6.3 - Расчетные и каталожные данные выключателей

Расчётные данные	Выключатель FPX074016
U_уст=6,3 кВ	U_ном=7,2 кВ
I_max=1466 А	I_ном=1600 А
I_п,ф=13,94 кА	I_{отк.ном}=40 кА

i_а,ф=12,85 кА i_ном=·в_ном·I_{отк.ном}=

=·0,3·40=16,92 кА
I_п,о=13,97кА	I_пр.с=40 кА
i_у=37,27кА	i_пр.с=40 кА
В_к=2656 кАІ×с	I_т²×t_т=40²·3=4800 кАІ×с

Выбор выключателей за сторной НН АТ.

Ток нормального режима по (6.15):

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для этого случая равен 1.

Тепловой импульс по (6.16):

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.4.

Выбирается выключатель ОНВ 36.12.32 и разъединитель РНДЗ.1-35/2000У1 с приводом ПРН-110У1.

Таблица 6.4 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ОНВ 36.12.32	Разъединитель РНДЗ.1-35/2000У1
U_уст=35кВ	U_ном=35 кВ	U_ном=35 кВ
I_max=1040А	I_ном=1250 А	I_ном=2000 А
I_п,ф=9,53 кА	I_{отк.ном}=32 кА	-
i_а,ф=7,56 кА	i_ном=·в_ном·I_{отк.ном}==·0,3·32=10,6 кА-
I_п,о=9,66 кА	I_пр.с=32 кА	-
i_у=25,24 кА	i_пр.с=32кА	i_пр.с=63 кА
В_к=534,5 кАІ×с	I_т²×t_т=32²·3=3072 кАІ×с	I_т²×t_т=25²·1=625 кАІ×с

Выбор выключателей за ПРТСН.

Ток нормального режима по (6.15):

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок для этого случая равен 1.

Тепловой импульс по (6.16):

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.5.

Выбирается элегазовый выключатель FPX074031 в выкатном исполнении в ячейке КРУ UniGearтипа ZS1.

Таблица 6.5 - Расчетные и каталожные данные выключателей

Расчётные данные	ВыключательFPX074031
U_уст=6 кВ	U_ном=7,2 кВ
I_max=2886А	I_ном=3150 А
I_п,ф=14,93 кА	I_{отк.ном}=40 кА
i_а,ф=11,78 кА	i_ном=·в_ном·I_{отк.ном}=·0,3·40=16,92 кА
I_п,о=15,05 кА	I_пр.с=40 кА
i_у=39,31 кА	i_пр.с=40 кА
В_к=242,4кАІ×с	I_т²×t_т=40²·3=2976,8 кАІ×с

6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются:

по напряжению установки:

(6.17)

по току:

(6.18)

при этом номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

(6.19)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

К_эд- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1,ном- номинальный первичный ток трансформатора тока (электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по такому условию не проверяются);

по термической стойкости:

(6.20)

где В_к- тепловой импульс по расчету;

К_т- кратность термической стойкости по каталогу;

t_т - время термической стойкости по каталогу.

по вторичной нагрузке:

(6.21)

где- вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Вторичная нагрузка r₂≈z₂состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактовr_к:

r₂=r_приб+r_пр+r_к. (6.22)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(6.23)

Где S_приб-мощность, потребляемая приборами;

I₂²-вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо:

r_приб+r_пр+r_к≤z_2ном,откуда

r_пр=-r_приб-r_к+z_2ном.

Зная r_пр, можно определить сечение соединительных проводов:

(6.24)

где с - удельное сопротивление материала провода. Принимаетсяравным0,0175 для проводов с медными жилами;

l_расч - расчетная длина.

Будет произведён выбор трансформатора тока для присоединения измерительных приборов в цепь генератора блока. Значения токов КЗ приняты из таблицы 5.1. Выбор представлен в форме таблицы 6.6. Для расчета вторичной нагрузки все приборы сведены в таблицу 6.7.

Таблица 6.6 - Выбор трансформатора тока для генератора

Условия выбора	Расчетные данные	Трансформатор тока ТШЛ20Б-II
20 кВ20 кВ
10200 А12000А
6185кАІ×с14400 кА²с

Таблица 6.7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Фаза А, В·А	Фаза В, В·А	Фаза С, В·А
Амперметр	Э-351	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА4У-И672	2,5	-	2,5
Датчик реактивной энергии	Е-830	0,5	-	0,5
Датчик активной энергии	Е-829	0,5	-	0,5
Амперметр	Н-393	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Н-395	0,5	-	0,5
Общая нагрузка		6,0	1,0	6,0

По (6.23) можно определить сечение проводов:

Вторичная номинальная нагрузка в классе точности 0,2 составляет 1,2 Ом; сопротивление контактов - 0,1 Ом._пр.=1,2-0,24-0,1=0,86 Ом.

Принимая длину соединительных проводов 30 м, определяется:

По условиям прочности сечение не должно быть менее 2,5 мм². По [3] принимается контрольный кабель КРВГ(4Ч2,5) мм².

Аналогично выбираются трансформаторы тока в остальных цепях схемы. Результаты выбора сведеныв таблицу 6.8.

Таблица 6.8 - Трансформаторы тока в цепях схемы

Место установки	Тип трансформатора тока	Контрольныйкабель
Цепь блочного трансформатора №1	ТВТ330-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь блочного трансформатора №2	ТВТ110-I-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
ОРУ 330 кВ	ТФУМ330А-IV-500/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
ОРУ 110 кВ	ТФЗМ 110Б-III-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь ТСН (сторона НН)	ТПОЛ-10-1500/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь ТСН (сторона ВН)	ТВТ-35-I-3000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь ПРТСН (сторона ВН)	ТВТ-35-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь ПРТСН (сторона НН)	ТШЛ-10-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь АТ (сторона ВН)	ТВТ-330-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь АТ (сторона СН)	ТВТ-110-I-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Цепь АТ (сторона НН)	ТВТ-35-I-4000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Токопровод ТГВ-300	ТШ-20-12000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм²
Разземлённаянейтраль ТДЦ-400000/330	ТВТ-110-I-2000/5	КРВГ(4Ч4) мм²
Разземлённаянейтраль ТДЦ-400000/110	ТВТ-35-I-3000/5	КРВГ(4Ч4) мм²

6.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки

по конструкции и схеме соединения обмотки

по классу точности

по вторичной нагрузке ,

где- номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенные к трансформатору напряжения, определяется как:

(6.25)

Будет выбран трансформатор напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора блока 300 МВт. Для определения вторичных нагрузок все приборы занесены в таблицу 6.9.

Вторичная нагрузка по (6.25):

Таблица 6.9 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной катушки	Число катушек	Р, МВт	Q, Вар
Вольтметр	Э-350	2,0	1	2,0	-
Ваттметр	Д-365	1,5	2	3,0	-
Варметр	Д-365	1,5	2	3,0	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	10	-
Счетчик активной энергии	САЧУ-11672	2	2	4,0	9,7
Ваттметр	Д-365	2	2	4,0	-
Частотомер	Э-351	3	1	3,0	-
Общая нагрузка				39,0	9,7

Выбираются трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 и ЗОМ-1/20-63У2. Аналогично выбираются трансформаторы напряжения в других цепях схемы. Результаты сведены в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Трансформаторы напряжения в цепях схемы

Место установки	Тип трансформатора напряжения
На выводах генераторного напряжения блочноготрансформатора	3ЧЗНОМ-20-63У2
На сборных шинах 330 кВ	НКФ-330-73У1
На сборных шинах 110 кВ	НКФ-110-58У1

6.4 Выбор токоведущих частей РУ

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

В блоке 300 МВтпо методу экономической плотности тока выбранпофазно-экранированный токопровод для участка до отпайки и отпайки к ТСН, а также отпайка на рабочий трансформатор, j_э=1,1 А/мм²:

(6.26)

Ток нормального режима:

(6.27)

Выбирается токопровод ТЭН-Е-20-11200-400.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение: 20 кВ.

Номинальный ток: 11200 А.

Электродинамическая стойкость: 400 кА>i_у=242,2 кА.

Токоведущая шина: dЧs=4200Ч10 мм.

Кожух (экран): DЧd=890Ч5 мм.

Междуфазное расстояние: А=1280 мм.

Тип опорного изолятора: ОФР-20-750с.

Шаг между изоляторами: 5000-8000 мм.

Тип применяемого ТН: ЗОМ-1/20; ЗНОМ-20.

Тип применяемого ТТ: ТШ-20-12000/5.

Для участка от трансформатора собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд выбирается по [3, таблица 9.14] закрытый токопровод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Ток нормального режима по (6.27):

Выбирается ТЗК-6-1600-51.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение 6 кВ.

Номинальный ток 1600А>I_рмакс=1468 А.

Электродинамическая стойкость 51 кА>i_у=37,27 кА.

Токоведущая шина s=14600 мм².

Кожух (цилиндрический) D=622 мм.

Для участка от стороны низкого напряжения АТ до резервного трансформатора собственных нужд выбирается гибкий провод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

По [3, таблица 7.35] принимается провод 2хАС-300/39 сечением q=300 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=710А.

Проверка провода по допустимому току:

(6.28)

Провод на термическое действие не проверяется, так как он выполнен голым и расположен на открытом воздухе.

Проверку на коронирование согласно ПУЭ не выполняется.

Для участка от резервного трансформатора собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд выбирается по [3, таблица 9.14] закрытый токопровод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Ток нормального режима по (6.27):

Выбирается ТЗК-6-1600-51.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение 6 кВ.

Номинальный ток 1600 А>I_рмакс=1476,6 А.

Электродинамическая стойкость 51 кА>i_у=37,27 кА.

Токоведущая шина s=14600 мм².

Кожух (цилиндрический) D=622 мм.

Выбор сборных шин 330 кВ.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимается сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор 300 МВт:

Ток нормального режима по (6.27):

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 353 МВА, поэтому:

По [3, таблица 7.35] принимается сталеалюминиевый провод марки АС-600/72 сечением q=600 мм²; диаметром d=33,2 мм; с допустимым продолжительным током I_доп1050 А. Расстояние между фазами D=200 см. Фазы расположены горизонтально.

Проверка на термическое действие. Шины, выполненные голыми проводами, на термическое действие не проверяются.

Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ330 кВ составляет АС-600/72.

Проверка шин на схлестывание не производится.

Таким образом, принимается провод АС-600/72.

Выбор сборных шин 110 кВ.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимают сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор 300 МВт:

Ток нормального режима по (6.27):

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 353 МВА, поэтому:

По [3, таблица 7.35] принимается сталеалюминиевый провод марки 2АС-500/64 сечением q=490/63,5 мм²; диаметром d=30,6/10,2 мм; с допустимым продолжительным током I_доп=945 А. Расстояние между фазами D=100 см. Фазы расположены горизонтально.

Проверка на термическое действие не производится.

Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ составляет АС-70.

Проверка шин на схлестывание не производится.

Таким образом, принимается два провода в фазе АС-500/64.

Присоединение блочного трансформатора блока 300 МВт к ОРУ 330 кВ.

Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до сборных шин выполняются гибкими проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Принимается провод 2хАС-500/64 сечением q=500 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=945 А.

Проверяется провод по допустимому току:

Проверку на термическое действие и коронирование не производится.

Все остальные присоединения к ОРУ выполнены проводом такого же сечения.

Присоединение блочного трансформатора блока 300 МВткОРУ 110 кВ.

Принимается провод 2хАС-1000/56 сечением q=1000 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=1180 А.

Проверяется провод по допустимому току:

Проверка на термическое действие. Шины, выполненные голыми проводами, на термическое действие не проверяются. Проверку на коронирование не производится. Все остальные присоединения к ОРУ выполнены проводом такого же сечения.

7. Разработка конструкций ОРУ 110, 330 кВ

В задании на проект проектируемая КЭС мощностью 600 МВт выдает электроэнергию на двух напряжениях 110 кВ и 330 кВ.

Принимаются следующие схемы распределительных устройств:

ОРУ 110 кВ - 9 присоединений - схема с двумя рабочими и обходной системами шин; ОРУ 330 кВ - 5 присоединений - схема три вторых выключателя на цепь.

Строительные элементы открытых распределительных устройств выполняются из сборных железобетонных конструкций.

Для обеспечения сохранности электрооборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами укладывается крупный чистый гравий, гранитный или иной непористый щебень с толщиной слоя не менее 25 см выше поверхности планировки и обеспечен сток масла из под гравия в системы отвода ливневых вод на безопасное в пожарном отношении расстояние.

Планировка площадки ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод. Приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах имеют уклон 0,5 % в сторону водосборников. Кабельные каналы выполняются из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,75 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала станции. Масса отдельной плиты перекрытия 60 кг. Плита имеет приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом рассчитаны на нагрузку от механизмов.

С целью обеспечения безопасности обслуживания и ремонта электрооборудования на территории распределительного устройства предусмотрена система заземления.

Территория ОРУ освещается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах.

Конструкции распределительных устройств выполняются по стандартным типовым проектам. В РУ 110 кВ сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами. Две системы шин примыкают друг к другу, перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов шириной 4 м, высотой 4,3 м, причем соблюдены минимальные расстояния до токоведущих частей 1,65 м.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования на территории распределительного устройства соблюдены достаточные изоляционные расстояния между соседними фазами в 2,5 м, также соблюдены расстояния между токоведущими частями и землей. Шаг ячейки 9 м, высота порталов сборных шин составляет 7,5 м. Для предотвращения прямого попадания молнии в оборудование предусмотрено наличие молниеотводов высотой 19 м.

Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов.

Схема РУ на 110 кВ рассчитана на присоединение к сборным шинам шести линий, двух автотрансформаторов, блока “генератор-трансформатор”, шиносоединительного выключателя, двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.

В РУ 330 кВ сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами. Имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов шириной 4 м, высотой 4,3 м, причем соблюдены минимальные расстояния до токоведущих частей 3 м.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования на территории распределительного устройства соблюдены достаточные изоляционные расстояния между соседними фазами в 4,5 м, также соблюдены расстояния между токоведущими частями и землей. Шаг ячейки 24 м, высота порталов сборных шин составляет 11 м. Для предотвращения прямого попадания молнии в оборудование предусмотрено наличие молниеотводов высотой 30 м.

Для предотвращения попадания посторонних лиц на территорию распределительных устройств они обнесены по периметру сетчатым ограждением.

Все аппараты располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из металла или железобетона. Кабели располагаются в лотках из железобетонных плит и служат одновременно переходными дорожками.

Конструктивные размеры и расположение оборудования в ОРУ 110, 330 кВ приведены в графическом материале.

8. Разработка релейной защиты блока, защиты от перенапряжений

8.1 Выбор РЗА элементов электрооборудования КЭС

На генераторах ТГВ-300 работающих в блоке с трансформатором согласно руководящих указаний по РЗА устанавливается следующий комплекс защит:

Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах.

Поперечная дифференциальная защита - от коротких замыканий одной фазы в обмотке статора.

Защита максимального напряжения нулевой последовательности - защита от замыканий на землю (корпус) в обмотке статора.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности.

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора.

Комплект защиты ротора КЗР-2 - защита от замыканий во второй точке цепи возбуждения.

Максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени - защита от перегрузок ротора.

На трансформаторах ТДЦ-400000/330 и ТДЦ-400000/110 работающих в блоке с генератором устанавливается следующий комплекс защит:

Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

Токовая защита нулевой и обратной последовательности - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий и от замыканий на землю.

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

Устройство для тушения пожара в трансформаторе - приходит в действие при одновременном срабатывании токовой защиты в контуре заземления бака и газовой защиты.

На автотрансформаторах связи АТДЦТН-200000/330/110 устанавливается следующий комплекс защит:

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

На рабочем и резервном трансформаторах собственных нужд ТРДНС-32000/35 и ТРДНС-63000/35 устанавливается следующий комплекс защит:

Максимальная токовая защита - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий.

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

На трансформаторе собственных нужд 0,4 кВ устанавливается следующий комплекс защит:

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

Защита шин распределительных устройств 110 кВ и 330 кВ осуществляется резервными защитами питающие данные шины элементов, так как шины входят в зону указанных защит.

8.2 Выбор автоматики оборудования станции

Описание автоматики на основном оборудовании КЭС.

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

устройство АПВ воздушных линий 110 кВ;

устройство АПВ воздушных линий 330 кВ;

устройство АПВ шин КЭС;

устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности.

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов ТГВ-300-2У3 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Системы АРЧМ обеспечивают на КЭС поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0,1 Гц и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

Автоматическое прекращение асинхронного режима.

Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего, способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

быстрому набору нагрузки турбинами;

частичному отключению потребителей;

уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

Автоматическое ограничение снижения частоты.

Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

автоматический ввод резерва (по частоте);

автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

дополнительную разгрузку;

включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

8.3 Расчёт уставок защит блока

Продольная дифференциальная токовая защита генератора блока от внутренних коротких замыканий.

Защита выполняется трехфазнойтрехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса.

Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения

(8.1)

где - МДС срабатывания равна 100 А;

- число витков рабочей обмотки, принимается равным 144.

Первичный ток срабатывания для генератора ТГВ-300:

(8.2)

Ток небаланса:

(8.3)

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- полная погрешность, принимается равной 0,1;

- периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания.

Необходимое число тормозных витков:

(8.4)

где - коэффициент надежности;

- тормозной ток

(8.5)

где- коэффициент трансформации трансформаторов тока, расположенных со стороны линейных выводов генератора, он определяется:

(8.6)

Принимается ответвление тормозной обмотки 230 витков. Чувствительность защиты проверять не требуется, так как она всегда выше необходимой согласно ПУЭ.

Поперечная дифференциальная защита.

Поперечная дифференциальная защита реагирует на витковые замыкания. Защита выполняется на реле РТ-40 с фильтром высших гармоник.

Ток срабатывания защиты:

(8.7)

Ток срабатывания реле:

(8.8)

Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора.

Защита выполняется упрощено, подключается к трансформатору напряжения. На генераторе в качестве названой защиты принимаем к установке блок реле БРЭ 1301 в исполнении 33Г-12, состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности. В защите 33Г-12 реле напряжения присоединяется к трансформатору напряжения на выводах генератора.

Уставка органа первой гармоники по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10В. Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на ее выходе должна быть выдержка времени 0,5 с.

Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения.

Для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают защиту КЗР-2.

Защита от несимметричных коротких замыканий и перегрузок ротора.

В защите используется фильтр - реле РТФ-6М с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени. РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП), орган с интегрально зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На входе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройства на заданный вторичный ток генератора при его значении (0,7-1).

Уставки защиты от внешних несимметричных коротких замыканий

Ток срабатывания отсечки 1 выбирается по условию согласования с 3 и 4 ступенями резервных защит от междуфазных коротких замыканий присоединений на стороне ВН блока. При использовании отсечки 1 для деления шин ток срабатывания принимаем .

Ток срабатывания отсечки 2 согласовывается с уставками первых ступеней тех же резервных защит присоединений на стороне ВН блока.

Уставка А (постоянная установленная заводом-изготовителем) на интегральном органе принимается соответствующей значению этой постоянной для защищаемого генератора .

Защита от перегрузки ротора.

Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия. Защита имеет сигнальный орган и пусковой орган.

Уставка сигнального органа:

(8.9)

где- номинальный ток ротора.

Уставка пускового органа:

(8.10)

Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора блока.

Устанавливается для защиты от всех видов короткого замыкания в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках. Защита выполняется на реле ДЗТ-11.

Первичные токи для всех сторон трансформатора:

где - номинальная мощность трансформатора;

- напряжение обмотки ВН;

- напряжение обмотки НН.

Значение тока трехфазного короткого замыкания при повреждении на ответвлении к трансформатору собственных нужд - = 94,5 кА.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока и их схемы соединения. На стороне ВН соединение вторичных обмоток трансформаторов тока выполнены в треугольник. На стороне НН соединение вторичных обмоток трансформаторов тока выполнены в звезду.

(8.11)

(8.12)

где - первичный ток трансформатора тока со стороны ВН;

- вторичный ток трансформатора тока;

- первичный ток трансформатора тока со стороны НН.

Вторичные токи в плечах защиты:

(8.13)

(8.14)

где - коэффициент схемы.

Сторону защищаемого трансформатора с большим током принимается за основную. Тормозная обмотка реле подключается со стороны НН.

Минимальное значение тока срабатывания защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания:

(8.15)

где - коэффициент отстройки;

- номинальный ток трансформатора на основной стороне.

Ток срабатывания реле на основной стороне:

(8.16)

Расчетное число витков обмоток насыщающегося трансформатора (НТТ) реле основной стороны:

(8.17)

где - МДС срабатывания реле.

Ток срабатывания защиты, соответствующий принятому числу витков для основной стороны:

(8.18)

Расчетное число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны:

(8.19)

Ближайшее целое

Максимальный первичный ток небаланса при трехфазном коротком замыкании на низкой стороне трансформатора, приведенный к расчетной стороне:

(8.20)

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- коэффициент, учитывающий переходной процесс;

- максимальное значение тока короткого замыкания, протекающее через трансформатор тока на стороне НН, где рассматривается повреждение, приведенное к расчетной стороне.

Схема замещения обратной последовательности целесообразно для упрощения расчетов принять такой же, как и схема замещения прямой последовательности, но при ЭДС равном нулю.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

(8.21)

где ,- результирующее сопротивление схемы замещения прямой и обратной последовательности.

Так как =, то

(8.22)

Коэффициент чувствительности защиты при металлическом внутреннем коротком замыкании между двумя фазами на стороне НН:

(8.23)

где - минимальное значение тока, протекающего через защиту при указанном виде короткого замыкания;

- ток срабатывания защиты.

Коэффициент чувствительности защиты превышает минимально допустимый по ПУЭ

Защита от замыканий внутри бака трансформатора.

Принимается газовая защита с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно.

Защита то замыканий на землю смежных элементов со стороны обмотки присоединенной к сети высшего напряжения.

Выбранная МТЗ нулевой последовательности присоединяется к трансформатору тока установленному в цепи заземления нейтрали трансформатора и выполняется одним реле тока реле типа РТ-40.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию согласования с последующими ступенями защит от замыканий на землю смежных линий, отходящих от шин станции к которым подключен блок. Согласование производим с наиболее чувствительными ступенями защит от замыканий на землю, зона действия которых выходит за пределы этих линий.

(8.23)

где - коэффициент надежности согласования;

-коэффициент токораспределения в схеме нулевой последовательности;

- ток срабатывания чувствительной ступени защиты с которой производится согласование.

В качестве исходящих данных для расчета должен использоваться выбор уставок защит отходящих линий электропередач. Поскольку этих данных мы не имеем, то определить величину тока срабатывания не предоставляется возможным.

Выдержка времени первой ступени защиты выбирается по условию согласования с последующими ступенями защит от КЗ на землю линий высокого напряжения.

Выдержка времени второй ступени защиты выбирается на ступень больше выдержки времени первой ступени

(8.24)

Защита от симметричных перегрузок трансформатора.

МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляется одним реле РТ-40, включенным на ток одной фазы. Защита присоединяется к ТТ, установленных на трансформаторе блока со стороны высокого напряжения. Защита действует на сигнал с выдержкой времени.

Ток срабатывания защиты

(8.25)

где - номинальный ток трансформатора на стороне, где установлена защита.

Выдержка времени выбирается больше максимальной выдержки времени резервных защит трансформатора.

Для МТЗ с пуском минимального напряжения ток срабатывания определяем по выражению

(8.26)

Поскольку защита выполняется с двумя ступенями выдержки времени, то выдержка времени первой ступени должна быть согласована с наибольшим из резервных защит от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин станции

(8.27)

Для защиты оборудования станции от атмосферных перенапряжений используются ограничители перенапряжений типа ОПН. ОПН размещаются на сборных шинах ОРУ 110 кВ и 330 кВ и присоединяются к ним совместно с трансформаторами напряжения через общий разъединитель. Кроме того, они устанавливаются на выводах высшего и низшего напряжения блочного трансформаторов и на выводах высшего, среднего и низшего напряжения автотрансформаторов. Из [1] выбирается ОПН типа ОПН-110У1, ОПН-330У1, ОПН-35У1. На отходящих линиях электропередачи 110 кВ и 330 кВ показаны аппараты высокочастотной обработки отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Из [3] выбираются конденсаторы связи типа фильтр связи типа ФПУ-6400, высокочастотный заградитель типа ВЗ-1250-0,5У1 для ОРУ 110 кВ и конденсаторы связи типа фильтр связи типа ФПУ-7000, высокочастотный заградитель типа ВЗ-2000-1,0У1 для ОРУ330 кВ.

теплоэнергетический станция электрический

9. Охрана труда

Охрана труда представляет собой систему обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности. Охрана труда выявляет и изучает возможные причины производственных несчастных случаев, профессиональных заболеваний, аварий, взрывов, пожаров и разрабатывает систему мероприятий и требований с целью устранения этих причин и создания, безопасных и благоприятных для человека условий труда. С вопросами охраны труда неразрывно связанно и решение вопросов охраны природы. Сложность стоящих перед охраной труда задач требует использования достижений и выводов многих научных дисциплин, прямо или косвенно связанных с задачами создания здоровых и безопасных условий труда. Так как главным объектом охраны труда является человек в процессе труда, то при разработке требований производственной санитарии используются результаты исследований ряда медицинских и биологических дисциплин.

В нормативной практике термин “охрана труда”- это комплекс правовых мер, направленных против необоснованных увольнений и переводов работников, отклонений от нормального режима работы и отдыха, то есть, по сути, он характеризует содержание всех норм трудового права, установленных в целях защиты трудовых прав работников. В этих случаях “охрана труда” рассматривается как один из принципов трудового права. В узком смысле под “охраной труда” понимаются системы организационно-правовых мер, обеспечивающих соблюдение правил и норм техники безопасности, производственной санитарии и гигиены труда, охраны труда женщин и подростков.

Под правовой охраной труда следует понимать системы правовых и организационных мер, которые обязательны для исполнения всеми субъектами хозяйствования, руководителями и специалистами и способствуют полной или частичной нейтрализации отрицательного воздействия на работника вредных производственных факторов, профилактике производственного травматизма и профессиональных заболеваний, созданию под контролем органов госнадзора и профсоюзных объединений здоровых и безопасных условий труда для субъектов трудовых и ученических правоотношений.

Мероприятия по охране труда и их проведение всегда экономически выгодны и целесообразны. Основными из них являются: меры безопасности труда; механизация и автоматизация производственных процессов; улучшение санитарных условий рабочего помещения; меры личной гигиены работающих; меры общественного характера.

Право работника на безопасные и здоровые условия труда может рассматриваться в различных аспектах. Это, прежде всего, право работника на охрану труда, установленную и гарантированную государством для всех граждан, то есть элемент правового статуса граждан.

Кроме того, работник имеет право на безопасные и здоровые условия труда, может выступать в качестве полномочного представителя, требовать от соответствующих органов и должностных лиц необходимой организации труда и его охраны. Разумеется, обе эти формы тесно связаны между собой.

Право на охрану труда отражает не только интересы работника, но и интересы нанимателя и всего общества. Ведь последовательное и наиболее полное его осуществление в итоге ведет к сокращению производственного травматизма и профессиональных заболеваний, росту производительности труда, улучшению качества продукции.

9.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасное выполнение работ в действующих электроустановках

Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия: произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры; на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты; проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током; наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там где они отсутствуют, установлены переносные заземления); вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.

При оперативном обслуживании электроустановки двумя и более лицами в смену перечисленные мероприятия должны выполнять двое. При единоличном обслуживании их может выполнять одно лицо, кроме наложения переносных заземлений в электроустановках напряжением выше 1000 В и производства переключений, проводимых на двух и более присоединениях в электроустановках напряжением выше 1000 В, не имеющих действующих устройств блокировки разъединителей от неправильных действий.

Производство отключений. На месте производства работ со снятием напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В должны быть отключены: токоведущие части, на которых будет производиться работа; неогражденные токоведущие части, к которым возможно приближение людей, используемых ими ремонтной оснастки и инструмента, механизмов и грузоподъемных машин.

Если указанные токоведущие части не могут быть отключены, то они должны быть ограждены.

В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом может быть подано напряжение на место работы, должен быть видимым разрыв, образованный отсоединением или снятием шин и проводов, отключением разъединителей, снятием предохранителей, а также отключением отделителей и выключателей нагрузки, за исключением тех, у которых автоматическое включение осуществляется пружинами, установленными на самих аппаратах.

Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы, связанные с выделенным для производства работ участком электроустановки, должны быть отключены также и со стороны напряжения до 1000 В, чтобы исключить обратную трансформацию.

В электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны быть выполнены следующие мероприятия: у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении заперты на механический замок; у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения заперты на механический замок; у приводов перечисленных коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключены цепи силовые и оперативного тока, а у пневматических приводов, кроме того, на подводящем трубопроводе сжатого воздуха закрыт и заперт на механический замок клапан и выпущен сжатый воздух, при этом спускные пробки (клапаны) оставлены в открытом положении; у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины приведены в нерабочее положение.

В электроустановках напряжением 6-10 кВ с однополюсными разъединителями для предотвращения их ошибочного включения разрешается надевать на ножи специальные резиновые колпаки.

В электроустановках напряжением до 1000 В с токоведущих частей, на которых будет производится работа, напряжение со всех сторон должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей - снятием последних.

При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа, укрытие кнопок, установка между контактами изолирующих накладок. Допускается также снимать напряжение коммутационным аппаратом с дистанционным управлением при условии отсоединения концов от включающей катушки.

Если позволяют конструктивное исполнение аппаратов и характер работы, перечисленные выше меры могут быть заменены расшиновкой или отсоединением концов кабеля, проводов от коммутационного аппарата либо от оборудования, на котором должна производиться работа.

Расшиновку или отсоединение концов кабеля, проводов может выполнять лицо с группой по электробезопасности не ниже III из ремонтного персонала под руководством допускающего. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей, доступных для непреднамеренного прикосновения, напряжение должно быть снято либо они должны быть ограждены.

Отключенное положение коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В с недоступными для осмотра контактами (автоматы невыкатного типа, пакетные выключатели, рубильники в закрытом исполнении) определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или на зажимах оборудования, получающего питание от коммутационных аппаратов.

Вывешивание предупреждающих плакатов, ограждение рабочего места. Непосредственно после проведения необходимых отключений на приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки напряжением выше 1000 В, на ключах и кнопках дистанционного управления ими, на коммутационной аппаратуре напряжением до 1000 В (автоматы, выключатели), отключенных при подготовке рабочего места, должны быть вывешены плакаты «Не включать. Работают люди», а отключенных для допуска к работе на ВЛ и КЛ - плакаты «Не включать. Работа на линии». У разъединителей, управляемых оперативной штангой, плакаты вывешиваются на ограждениях, а у разъединителей с полюсным приводом - на приводе каждого полюса.

На присоединениях напряжением до 1000В, не имеющих автоматов, выключателей или рубильников, плакаты вывешиваются у снятых предохранителей, при установке которых может быть подано напряжение к месту работы.

На приводах линейных или других разъединителей, автоматов, рубильников, которыми отключены для производства работ ВЛ или КЛ, должен быть вывешен независимо от числа работающих бригад один плакат: «Не включать. Работа на линии».

Неотключенные токоведущие части, доступные для непреднамеренного прикосновения, должны быть на время работы ограждены. Для временного ограждения могут применяться щиты (ширмы), экраны, изготовленные из дерева или других изоляционных материалов.

Проверка отсутствия напряжения. Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами и между каждой фазой и землей и каждой фазой и нулевым проводом на отключенной для производства работ части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов.

В электроустановках проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления, исправность которого перед применением должна быть установлена посредством предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В указателем напряжения необходимо пользоваться в диэлектрических перчатках.

При отсутствии поблизости токоведущих частей, заведомо находящихся под напряжением, или иной возможности проверить исправность указателя напряжения на месте работы допускается предварительная его проверка в другой электроустановке.

Проверка отсутствия напряжения у отключенного оборудования должна производиться на всех фазах, а у выключателя и разъединителя - на всех шести вводах, зажимах. Если на месте работ имеется разрыв электрической цепи, то отсутствие напряжения проверяется на токоведущих частях с обеих сторон разрыва.

Постоянные ограждения снимаются или открываются непосредственно перед проверкой отсутствия напряжения.

В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно также пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания.

ВОРУ, напряжением до 220 кВ, проверять отсутствие напряжения указателем напряжения или штангой допускается только в сухую погоду. В сырую погоду отсутствие напряжения допускается проверять тщательным прослеживанием схемы в натуре. В этом случае отсутствие напряжения на отходящей линии подтверждается оперативным персоналом или диспетчером.

На деревянных и железобетонных опорах напряжением 6-20 кВ, а также при работе на телескопической вышке при проверке отсутствия напряжения указателем, основанным на принципе протекания емкостного тока, должна быть обеспечена его необходимая чувствительность. Для этого указатель следует заземлять проводом сечением не менее 4 мм².

На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях проверять отсутствие напряжения указателем или штангой и накладывать заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При горизонтальной подвеске проверку нужно начинать с ближайшего провода.

В электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при применении двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой с заземленным корпусом оборудования или заземляющим (зануляющим) проводом. Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Пользоваться контрольными лампами запрещается.

Устройства, сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры являются только вспомогательными средствами, на основании показаний или действия которых не допускается делать заключение об отсутствии напряжения.

Указание сигнализирующих устройств о наличии напряжения является безусловным признаком недопустимости приближения к данному оборудованию.

Проверять отсутствие напряжения в электроустановках подстанций и в РУ разрешается одному лицу из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже IV в электроустановках напряжением выше 1000 В, с группой III- в установках до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два лица: на ВЛ напряжением выше 1000 В - с группами не ниже IV и III, на ВЛ напряжением до 1000 В- с группой не ниже III.

9.2 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

Заземление токоведущих частей производится в целях защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения к месту работы. Накладывать заземления на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения. Переносные заземления сначала нужно присоединить к земле, а затем после проверки отсутствия напряжения наложить на токоведущие части.

Снимать переносные заземления следует в обратной наложению последовательности, сначала снять их с токоведущих частей, а затем отсоединить от земли.

Операции по наложению и снятию переносных заземлений выполняются в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках напряжением выше 1000В изолирующей штанги. Закреплять зажимы наложенных переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

Запрещается пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этой цели, а также присоединять заземление посредством скрутки.

Заземление токоведущих частей в электроустановках подстанций и в распределительных устройствах. В электроустановках напряжением выше 1000 В заземления накладываются на токоведущие части всех фаз, полюсов отключенного для производства работ участка данной электроустановки со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для производства работ сборных шин, на которые достаточно наложить одно заземление.

При работах в РУ накладывать заземления на противоположных концах питающих данное устройство линий не требуется, кроме случаев, когда при производстве работ необходимо снимать заземление с вводов линий.

Наложенные заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно производится работа, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами.

На токоведущие части непосредственно на рабочем месте заземление дополнительно накладывается в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом), могущим вызвать поражение током, или на них может быть подано напряжение выше 42 В переменного и 110 В постоянного тока от постороннего источника (сварочный аппарат, осветительные сети).

Переносные заземления, наложенные на токоведущие части, должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом.

В электроустановках, конструкция которых такова, что наложение заземления опасно или невозможно, при подготовке рабочего места должны быть приняты дополнительные меры безопасности, препятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы: приводы и отключенные аппараты запираются на замок; ножи или верхние контакты разъединителей рубильников, автоматов ограждаются резиновыми колпаками или жесткими накладками из изоляционного материала. Эти технические мероприятия указывают в инструкции по эксплуатации. При невозможности принятия указанных дополнительных мер должны быть отсоединены концы питающей линии в РУ, на щите, сборке или непосредственно на месте работы.

Наложение заземлений не требуется при работе на электрооборудовании, если от него со всех сторон отсоединены шины, провода и кабели, по которым может быть подано напряжение; если на него не может быть подано напряжение путем обратной трансформации или от постороннего источника и при условии, что на этом оборудовании не наводится напряжение. Концы отсоединенных кабелей должны быть замкнуты накоротко и заземлены.

В электроустановках напряжением до 1000 В при работах со снятием напряжения на сборных шинах РУ, щитов, сборок на эти шины (за исключением шин, выполненных изолированным проводом) накладывается заземление.

В электроустановках напряжением выше 1000 В: включать заземляющие ножи разрешается одному лицу с группой не ниже IV из оперативного или оперативно-ремонтного персонала; накладывать переносные заземления должны два лица из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группами по электробезопасности не ниже IV и III. Второе лицо с группой не ниже IIIможет быть из числа ремонтного персонала, прошедшего инструктаж и ознакомленного со схемой электроустановки; отключать заземляющие ножи и снимать переносные заземления может одно лицо с группой не ниже III из оперативного или оперативно-ремонтного персонала.

В электроустановках напряжением до 1000 В все операции по наложению и снятию заземлений разрешается выполнять одному лицу с группой по электробезопасности не ниже III из оперативного или оперативно-ремонтного персонала.

Заземление воздушных линий электропередачи.ВЛ напряжением выше 1000 В заземляются во всех РУ и в секционирующих коммутационных аппаратах, где отключена линия.

Для ВЛ напряжением до 1000 В достаточно наложить заземление только на рабочем месте. При пофазном ремонте ВЛ заземлять в РУ провод отключенной фазы запрещается.

На отключенной и заземленной воздушной линии напряжением 35 кВ и выше при производстве работ на проводе одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы допускается заземлять на рабочем месте провод только той фазы, на которой выполняется работа.

При прочих работах на ВЛ напряжением 35 кВ и выше, а также при всех работах на ВЛ напряжением ниже 35 кВ на рабочем месте заземляются провода всех фаз.

На одноцепныхВЛ заземление на рабочем месте необходимо накладывать на опоре, на которой производится работа, или на соседней. Допускается наложение заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.

При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо накладывать на опоре, где производится работа. Если в этом пролете подвешиваются или заземляются провода либо тросы, то с обеих сторон от места пересечения заземляются как подвешиваемый, так и заменяемый провод, трос.

При работе на изолированном от опоры грозозащитном тросе или на конструкциях опоры, когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1,0 м, трос заземляется. Заземление накладывается с опоры в сторону пролета, где трос изолирован, или на этом пролете.

Перед разрывом электрической цепи на рабочем месте (рассоединение проводов, тросов, отключение секционирующего разъединителя) заземление накладывается по обе стороны разрыва.

Переносные заземления следует присоединять: на металлических опорах - к их элементам, на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах допускается присоединять переносное заземление к арматуре или к металлическим элементам опоры, имеющим металлическую связь с арматурой.

В электросетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при наличии повторного заземления нулевого провода допускается присоединять переносные заземления к нулевому проводу.

На всех ВЛ переносное заземление на рабочем месте можно присоединить и к специальному заземлителю, погруженному в грунт на глубину не менее 0,5 м, или в зависимости от местных условий к заземлителям других типов.

На ВЛ напряжением до 1000 В при работах, выполняемых с опор либо с телескопической вышки без изолирующего звена, заземление накладывается как на провода ремонтируемой линии, так и на все подвешенные на этих опорах провода.

При выполняемых с опор работах на проводах (тросах) ВЛ, проходящей в зоне наведенного напряжения, или на отключенной цепи многоцепной ВЛ, остальные цепи которой находятся под напряжением, заземления накладываются на каждой опоре, где производится работа.

В зоне наведенного напряжения при работе на проводах (тросах), выполняемых с неимеющей изолирующего звена телескопической вышки или другого механизма для подъема людей, их рабочие площадки соединяются посредством переносного заземления с проводом (тросом), а сама вышка или механизм заземляются. Провод (трос) при этом должен быть заземлен на ближайшей опоре.

На ВЛ накладывать переносные заземления и включать установленные на опорах заземляющие ножи должны лица из оперативного и оперативно-ремонтного персонала, одно из которых - производитель работ с группой по электробезопасности не ниже IV на ВЛ напряжением выше 1000 Вис группой не ниже IIIна ВЛ напряжением до 1000 В, а второе лицо - член бригады, имеющий группу не ниже III. Снимать переносные заземления допускается двум лицам, имеющим группу не ниже III.

Отключать заземляющие ножи разрешается одному лицу с группой по электробезопасности не ниже III из оперативного или оперативно-ремонтного персонала.

Хранение и учет заземлений. Комплекты переносных заземлений должны быть пронумерованы и храниться в отведенных для этого местах. Специальные места для развески или укладки переносных заземлений снабжаются номерами в соответствии с номерами, имеющимися на этих комплектах. Наложение и снятие переносных заземлений, включение и отключение заземляющих ножей отражается на оперативной или пневматической схеме, в оперативном журнале и в наряде. Все переносные заземления должны учитываться по номерам с указанием мест их нахождения.

10. Технико-экономические показателе КЭС

Для определения технико-экономических показателей необходимо знать объем и режим годового электропотребления. С целью упрощения расчетов весь год представляется в виде двух периодов - летнего и зимнего. Продолжительность летнего периода принимается равной 210 суток, а зимнего - 155 суток.

Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботнего и воскресного. Однако, поскольку расчет выполняется вручную, то такое детальное представление режима приведет к существенному увеличению трудоемкости расчетов. Поэтому каждый сезон представляется одним суточным графиком. Ниже приведены данные по конфигурации этих графиков (таблица 10.1). Максимальную нагрузку, которая приходится на 18 ч зимних суток, рекомендуется принимать на уровне, равном 95% установленной мощности КЭС:

(10.1)

где - установленная мощность КЭС.

Таблица 10.1 - Суточные графики нагрузки

Часы суток	Лето		Зима
	о. е.	МВт	о. е.	МВт
1	2	3	4	5
1	285	0,6	342
2	0,5	285	0,6	342
3	0,5	285	0,6	342
4	0,5	285	0,6	342
5	0,55	313,5	0,65	370,5
6	0,6	342	0,7	399
7	0,7	399	0,8	456
8	0,75	427,5	0,9	513
9	0,8	456	0,96	547,2
10	0,8	456	0,95	541,5
11	0,78	444,6	0,9	513
12	0,75	427,5	0,85	484,5
13	0,65	370,5	0,85	484,5
14	0,7	399	0,9	513
15	0,7	399	0,94	535,8
16	0,72	410,4	0,95	541,5
17	0,73	416,1	0,97	552,9
18	0,73	416,1	1	570
19	0,7	399	0,95	541,5
20	0,65	370,4	0,9	513
21	0,6	342	0,85	484,5
22	0,6	342	0,8	456
23	0,55	313,5	0,7	399
24	0,55	285	0,65	370,5
сумма		8869,1		11154,8

10.1 Расчёт суточного расхода тепла для каждого агрегата станции

Значения расходов тепла на агрегат за каждый час суток

(10.2)

где определяются, исходя из нагрузки КЭС в течение рассматриваемого часа, делённой на количество работающих по энергетической характеристике турбоагрегата.

Зима:

Лето:

Тогда суточный расход тепла агрегатами КЭС в летний и зимний периоды соответственно:

10.2 Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Число часов использования установленной мощности станции определяется по выражению:

(10.3)

(10.4)

По выражению (12.4) величина выработки электроэнергии станцией:

Тогда

Годовой расход топлива электростанции.

Величина удельного расхода топлива на отпуск тепла:

(10.5)

где - КПД котлоагрегата на КЭС.

Величина годового расхода топлива на КЭС:

(10.6)

Величина суточного расхода топлива:

(10.7)

(10.8)

Расход топлива в летний, зимний периоды и за весь год соответственно:

=2827,8×210+3478,6×155=1133017,5 ту.т.

Удельный расход топлива на 1 кВт×ч, отпущенный в сеть энергосистемы определяется как:

(10.9)

где - годовой отпуск энергии в энергосистему от КЭС.

(10.10)

где - расход энергии на собственные нужды КЭС. Для турбоагрегата К-300-240 из[4].

Подставляя значения в (10.10):

Эксплуатационные расходы.

Условно-переменные затраты:

(10.11)

где - цена топлива, у.е/ту.т.

Амортизационные отчисления:

(10.12)

где - норма амортизационных отчислений в относительных единицах;

по [3, таблица 8];

удельные капвложения в электростанцию. Для КЭС =1000 у.е./кВт.

Заработная плата:

(10.13)

где-штатный коэффициент (=0,37 чел/МВт, по [3, таблица 10]);

- среднегодовой фонд заработной платы, принимается на уровне 6000 у.е./чел.×год.

Суммарные эксплуатационные затраты:

(10.14)

Тогда

Себестоимость 1 кВт×ч, отпущенного в сеть определяется по формуле:

(10.15)

где - стоимость электроэнергии, произведённой на КЭС.

(10.16)

По (10.16) получается:

Подставляя полученные значения в (10.15), определяется себестоимость 1 кВт×ч, отпущенного в сеть:

Эксплуатационные расходы в электрических сетях:

(10.17)

где p - коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый равным

- стоимость электрических сетей, принимаемая равной 30 % от стоимости электростанции.

По выражению (10.17):

Общие затраты в энергосистеме, относимые на электроэнергию:

(10.18)

Себестоимость 1 кВт×ч, полезно отпущенного потребителям:

(10.19)

где - коэффициент потерь в сетях (=0,1).

По выражению (10.19):

Стоимость реализации энергии определяется по формуле:

(10.20)

где =130 у.е./МВт×ч- средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям.

По выражению (10.20):

Прибыль станции определяется по формуле:

(10.21)

Подставив значения в (10.21), получается:

Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы определяется по выражению:

(10.22)

где j - налог на прибыль (j0,3).

По выражению (10.22):

Хозрасчётный доход предприятия определяется по формуле:

(10.23)

где - суммарная заработная плата по энергосистеме.

По выражению (10.23):

Фондоотдача. Стоимость основных фондов:

(10.24)

По выражению (10.24):

Фондоотдача:

(10.25)

По выражению (10.25):

Рентабельность определяется по формуле:

(10.26)

По выражению (10.26) получается:

Коэффициент эффективности использования установленной мощности электрической станции определяется по выражению:

(10.27)

где - средняя рабочая мощность, определяемая для электростанции по выражению:

(10.28)

Мощность вывода в плановый ремонт:

(10.29)

где - установленная мощность блока;

Т_рем - время его ремонта;

Т_к - длительность календарного периода (365 суток).

По выражению (10.29):

По выражению (10.28):

По выражению (10.27):

Заключение

В данном дипломном проекте была спроектирована электрическая часть КЭС мощностью 600 МВт.

Для этого вначале была обоснована необходимость сооружения КЭС, затем по расчетным тепловым нагрузкам выбрано основное тепломеханическое оборудование.

На следующем этапе, в соответствие с мощностями турбин, были выбраны генерирующие мощности и, в соответствии с мощностями, была принята главная схема электрических соединений.

Далее был произведен расчет токов короткого замыкания для дальнейшего выбора коммутационной и измерительной аппаратуры и токоведущих частей.

В соответствии с электрической схемой приняли конструкции РУ.

Чтобы обеспечить бесперебойную работу электроэнергетической системы был произведен выбор устройств релейной защиты шин, трансформаторов, генераторов и двигателей.

Рассмотрен также ряд вопросов охраны труда и окружающей среды, непосредственно затрагивающих проектирование данной станции.

В представленном дипломном проекте также был осуществлен расчет технико-экономических показателей работы КЭС, который показал выгодность постройки такой КЭС.

Список использованных источников

1 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под общ.ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина.-М.: Энергоиздат, 1982.-624с.

Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб.пособие для вузов/Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. - 312 с., ил.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Методические указания по экономической части дипломного проекта для специальности “Электрические станции”/Сост. Н.Н. Никольская, Л.П. Падалко. - Минск:БНТУ, 2005. - 20с.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов.- 3-е изд.- М.:Энергия, 1987. - 648 c.

Электрическая часть станций и подстанций / Под общ.ред. А.А. Васильева. - М.: Энергия, 1980. - 576 с.

Правила техники эксплуатации электроустановок и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок.- М.: Энергия, 1977. - 288 с.

Жихар Г.И., Карницкий Н.Б., Стриха И.И. Тепловые электрические станции: укрупненный расчет котла, выбор тягодутьевых машин, охрана окружающей среды. Учебное пособие по дипломному и курсовому проектированию. - Минск: УП “Технопринт”, 2004. - 380 с.

Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформа- тор. - М.: Энергоиздат, 1982. - 256 с.

Охрана труда в энергетической отрасли: Учебник для студентов вузов / А.М. Лазаренков, Л.П. Филянович. - Минск: БНТУ, 2006. - 582 с.: ил.

Приложение А

Результаты расчета ТКЗ по программе TKZ

Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

1.1 Выбор единичной мощности блока

2.1 Выбор и расчет тепловой схемы блока

2.1.1 Тепловая схема блока 300 МВт

2.1.2 Параметры пара и воды

2.1.3 Предварительное определение расхода пара на турбину

2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем

2.1.5 Баланс пара и воды

2.1.6 Тепловой баланс регенеративной установки

2.1.7 Определение долей отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата

2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды

2.1.9 Определение энергетических показателей

2.2.2 Определение расхода топлива котлоагрегата

3. Выбор основного электрооборудования и разработка схемы выдачи энергии

3.1 Выбор числа и мощности генераторов

3.2 Разработка структурных схем

4.1 Определение числа присоединений в РУ

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.2.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

4.2.2 Выбор пускорезервных трансформаторов собственных нужд

4.4 Разработка схемы питания собственных нужд

5.1 Расчетные условия короткого замыкания

5.2 Расчет токов короткого замыкания

5.3 Определение параметров элементов схемы замещения

5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ

5.6 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени t

5.7 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени t

6.1.1 Выбор выключателей

6.1.2 Выбор разъединителей

6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

6.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

6.4 Выбор токоведущих частей РУ

8.1 Выбор РЗА элементов электрооборудования КЭС

8.2 Выбор автоматики оборудования станции

8.3 Расчёт уставок защит блока

9.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасное выполнение работ в действующих электроустановках

9.2 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

10.1 Расчёт суточного расхода тепла для каждого агрегата станции

10.2 Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Похожие работы на - Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт