/>СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ
1.1 Выбортепловой схемы
1.2Выбор турбины
1.3 Определениетепловых нагрузок
1.3.1 Сезонная нагрузка
1.3.2 Круглогодичнаянагрузка
1.3.3 Распределение тепловой нагрузки
1.3.4 Выбороборудования
2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Разработка структурнойсхемы станции
2.2 Выбор генераторов
2.3 Расчеттоков К.З.
2.4 Проверка установленногооборудования
2.5 Выборнового оборудования
2.5.1 Выбор генераторного выключателя
2.5.2 Выборкабеля в цепи генератора
2.5.3 Трансформаторы тока в токопроводегенератора
2.5.4 Выбортрансформатора напряжения
2.6 Система собственных нужд
2.6.1Выбор источника собственных нужд
2.6.2 Выбор кабеля в цепи КТП
3. РЕЛЕЙНАЯЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
3.1 Защиты, используемые на СШ-10 кВ
3.1.1 Дуговаязащита
3.1.2 Неполная дифференциальная защиташин
3.1.3 Защитаот замыканий на землю
3.1.4 Логическая защита шин
3.2 Защитагенераторов
3.3 Релейная защита КТП 10/0,4 кВ
3.4Релейная защита кабельных линий 10 кВ
3.5Релейная защита СВ
4. СОСТАВЛЕНИЕБЛАНКОВ ДЛЯ ВИРТУАЛЬНОГО ТРЕНАЖЕРА ПО ОПЕРАТИВНЫМПЕРЕКЛЮЧЕНИЯМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ
4.1 Мостик
4.1.1 Основныегруппы операций при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика приналичии ремонтной перемычки на разъединителях
4.1.2 Последовательность операций и действий персонала при выводе в ремонттрансформатора (например, Т1)
4.1.3 Отключениелинии W1(схема мостика рассматривается как схема станции)
4.2 Две рабочие системы шин собходной
4.2.1 Заменавыключателя присоединения обходным
4.2.2 Перевод присоединений с однойсистемы шин на другую
4.2.3 Вывод времонт трансформатора Т1
4.3 Четырехугольник
4.3.1 Вывод времонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника59
4.3.2 Вывод в ремонт линии W1
4.3.3 Основныегруппы операций при выводе в ремонт выключателя всхеме четырехугольника (например, Q1)
4.4 Одна секционированная рабочаяшина с обходной
4.4.1 Заменавыключателя присоединения через обходным
4.4.2 Отключение линии W1
4.4.3 Отключениетрансформатора T1
4.5 Две рабочие системы шин и двавыключателя на цепь
4.5.1 Основныегруппы операций при выводе в ремонт выключателя всхеме с двумя рабочими системами шин и двумя выключателями на цепь(например Q2)
4.5.2 Вывод в ремонт трансформатора Т1в схеме четырехугольника66
4.5.3 Отключениелинии W1
4.6 Сдвоенный четырехугольник
4.6.1 Вывод времонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника68
4.6.2 Вывод в ремонт линии W1
4.6.3 Основныегруппы операций при выводе в ремонт выключателя всхеме сдвоенного четырехугольника (например Q1)
5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
5.1 Общиеположения
5.2 Электробезопасность
5.3 Производственнаясанитария
5.4 Освещение
5.5 Пожаробезопасностьи взрывоопасность
5.6 Охрана окружающей среды
5.7 Требованиябезопасности к эксплуатации электрической части станции
6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯЧАСТЬ
6.1 Описаниеэнергетического баланса предприятия, определение величины энергетическойтоварной продукции
6.2Численность, режим работы и состав персонала
6.3Объем капитальных вложений в электростанцию
6.4Расчет себестоимости производства энергии
6.5Годовой расход и затраты на топливо
6.6Расчет амортизационных отчислений по станции
6.7Расчет годовых затрат на заработную плату
6.8Расчет годовых затрат на текущий ремонт
6.9Расчет общестанционных расходов
6.10Расчет коэффициента готовности станции к выдаче плановой мощности
6.11Основные технико-экономические показатели
6.12Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
НаЧелябинском тракторном заводе в кузнечном цехе до настоящего времени в процессепроизводства использовался пар, получаемый от четырех котлов ГМ-50-14/250.Теперь пар будет заменен сжатым воздухом, получаемым от другой установки. Всвязи с этим котлы ГМ -50-14/250 использоваться не будут. Демонтировать этикотлы невыгодно. Во-первых, для этого потребуются определенные затраты. Во-вторых,котлы работоспособны, и их можно использовать в производстве. К котлам можноподключить турбины с генераторами, что позволит вырабатывать электрическую итепловую энергию.
В данномпроекте рассматривается возможность постройки ТЭЦ для производственных нужд ОАО«ЧТЗ» (мощностью до 30 МВт) с использованием имеющихся на заводе котлов. Ккотлам можно подключить турбины с генераторами, что позволит вырабатыватьэлектрическую и тепловую энергию.
В результатезатраты завода на покупку электрической энергии будут меньше, при этом наличиесобственной ТЭЦ дает возможность покупать электроэнергию на федеральном оптовомрынке электроэнергии и мощности (ФОРЕМ).
1ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ
1.1 Выбор тепловой схемы
/>
Рисунок 1.1 Тепловаясхема ТЭЦ
/>/>1.2 Выбортурбины
Основным критерием выборатурбины являются параметры пара, производимого котлами находящимися на заводеЧТЗ.
Необходимо принять кустановке турбины с абсолютным давлением и температурой пара равным абсолютномудавлению и температуре пара котлов ГМ – 50 – 14/250. Турбины, используемые длявращения генераторов малой мощности, требуют абсолютное давление пара 3,2-3,5МПа, следовательно, они не подходят. Требуемым характеристикам соответствуютприводные турбины.
Поскольку абсолютноедавление пара за турбиной должно быть порядка 0,2 МПа, то необходима турбинаприводная противодавленческая.
Принята к установкетурбина приводная противодавленческая Р – 11 – 1,5/0,3 П.
4 котла ГМ – 50 – 14/250производят 200 т/ч, 3 турбины Р – 11 – 1,5/0,3 П, на каждую расход пара 108т/ч.
Турбины рассчитаны намаксимальные параметры свежего пара Р = 1,47 МПа, t = />С с давлением за турбиной Рк= 0,243 МПа.
Для работы в системе«котлы – турбина» принимаем Р0=1,4∙0,9 = 1,26 МПа, t0= 245/>С, Рк = 0,2 МПа.
/>
Рисунок 1.2 hS-диаграмма
/>кДж/К (1.1)
Д0 = 108 т/ч= 30 кг/с
/>кВт (1.2)
2 бар → tнас = 120оС∙h’= 504,7 кДж/К (1.3)
Так как турбины работаютна пониженных параметрах ( зависит от работы котлов ) и с электрогенераторами,а не с питательными насосами, то и частота вращения снижена до 50 об/сек.
Параметры турбины сведеныв таблицу 1.1.
Таблица 1.1 — Турбинаприводная противодавленческаяПоказатели Р-11-1,5/0,3 П (для блока ЛМЗ) Номинальная мощность, кВт 11180 Номинальная частота вращения ротора, об/мин 3000
Параметры свежего пара:
абсолютное давление, МПа
температура, °С
1,47
426 Номинальное абс. давление пара за турбиной, МПа 0,243 Номинальный расход пара, т/ч 108,11
Централизованная масляная система:
номинальный расход масла, л/с 6,0 Монтажные характеристики: масса турбины, т 12,85 масса ротора турбины, т 1,58 масса в/п корпуса с диафрагмами, т 2.5 масса поставляемого оборудования, т 18,32 высота фундамента турбины, м 3,6 Предприятие-изготовитель “Калужский турбинный завод”
Теплота на подогревсетевой воды от отработавшего в турбине пара:
/> кВт (1.4)
идет на нагрев сетевойводы.
1) tпр с в= 115/>С.
2) tпр с в= 130/>С, tобр = 60/>С.
/> (1.5)
3) tпр =95/>С, tоб = 70/>С.
/> (1.6)
/> (1.7)
Турбина будет установленав здании старой котельной.
/>/>1.3 Определениетепловых нагрузок
Для определения сезоннойи круглогодичной тепловых нагрузок необходима следующая информация:
1. Расчетнаятемпература воздуха проектирования отопления tно, />С -29
2. Расчетнаятемпература воздуха проектирования вентиляции tнв, />С -15
3. Средняятемпература наиболее холодного месяца tнхм, />С-9,3
4. Расчетнаятемпература воздуха внутри жилых помещений t в, />С+18
5. Расчетнаятемпература горячей воды у абонента t г, />С+65
6. Расчетнаятемпература холодной водопроводной воды в летний
период tх, />С+15
7. Расчетнаятемпература холодной водопроводной воды в летний
период t х, />С +5
8. Количествоквадратных метров площади F, м2 18000
9. Количествоработников z, чел.600
10. Укрупненныйпоказатель максимального теплового потока на
отопление зданий на 1 м2 общей площади q0, Вт/м 2 81
11. Укрупненныйпоказатель максимального теплового потока на
вентиляцию зданий на 1 м2 общей площади qв, Вт/м 2 67
12. Норма среднегонедельного расхода горячей воды при tг = 60/>С
для производственныхпомещений, а, л/сут115
13. Норма среднегонедельного расхода горячей воды при tг = 60/>С
для общественных иадминистративных зданий, b, л/сут 20
/>/>1.3.1 Сезоннаянагрузка
Учитывая тообстоятельство, что производственно-отопительная котельная рассчитывается длятрех режимов работы, необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции былиопределены для следующих температур наружного воздуха:
- температураначала отопительного периода tн = />/>С;
- средняятемпература наиболее холодного месяца tнхм = — 9,3/>С;
- расчетнаятемпература воздуха проектирования отопления tно = -29/>С.
Расчетная нагрузкаотопления ( при tно ):
/> кВт (1.8)
Расчетная нагрузкавентиляции ( при tнв )
/> кВт (1.9)
здесь k1 =0,25 – коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания;
k2 = 0,6 –коэффициент, учитывающий тип застройки зданий.
Нагрузка отопления ивентиляции при tн = />/>С:
/> кВт (1.10)
/> кВт (1.11)
Нагрузка отопления ивентиляции при tнхм = — 9,3/>С:
/> кВт
/> кВт
/>/>1.3.2 Круглогодичнаянагрузка
Нагрузка ГВСрассчитывается для двух режимов температур наружного воздуха: зимнего илетнего.
· Зимний режим
Абонент должен получатьгорячую воду с расчетной температурой tг = 65/>С, поэтому необходимопересчитать норму средненедельного расхода горячей воды:
/> л/сут.
Средненедельный расходтепла на ГВС:
/>; (1.12)
/>кВт.
Среднесуточный расходтепла на ГВС:
/> кВт. (1.13)
Балансовый расход теплана ГВС:
/> кВт. (1.14)
Расчетный (максимально-часовой ) расход тепла на ГВС:
/> кВт. (1.15)
· Летний режим
Для летнего режиматемператур наружного воздуха характерно снижение нагрузок ГВС вследствиеповышенных наружных температур и температуры холодной водопроводной воды.
Средненедельный расходтепла на ГВС:
/> кВт. (1.16)
Среднесуточный расходтепла на ГВС:
/> кВт.
Балансовый расход теплана ГВС:
/> кВт.
Максимальная тепловаянагрузка:
/>кВт = 1,2/>. (1.17)
Минимальная тепловаянагрузка:
· Летом на ГВС 20,8кВт
· Осенью: />кВт.
/>/>1.3.3 Распределениетепловой нагрузки
Существующие потребителис получением тепла с ЧТЭЦ-2 по 1 и 3 вводу:
СМП — 10/>.
ЦБС — 12/>.
МЗ — 20/> (см. рисунок 1.3).
/>
Рисунок 1.3 Схематеплоснабжения завода
1.3.4Выбор оборудования
Принимаем к установке 3питательных насоса 8КсД-5х3. Характеристика насоса указана в таблице1.2.
Таблица 1.2-Характеристика питательного насосаХарактеристика Значение Производительность
140 м3/ч Полный напор 140 мвс Число оборотов 1450 об/мин Мощность 74 кВт КПД 63%
Примем к установке 3сетевых подогревателя БО-350-2. Данные на подогреватели сведены в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 –Характеристика сетевого подогревателяХарактеристика Значение Расход сетевой воды 1100 т/ч Давление пара до 0,3 МПа Давление воды 2,3 МПа Температура сетевой воды
116 />С
Примем к установке 2Сетевых насоса СЭ-1250-140. Характеристика насосов представлена в таблице 1.4.
Таблица 1.4 –Характеристика сетевого насосаХарактеристика Значение Давление на входе в насос
16 кгс/см2 и выше
nном 1500 об/мин Мощность 5,8 кВт КПД 82 %
tперек. воды.
180 />С Масса 4,1 т
Так как с установкой трехтурбин появляется 58,719 МВт тепла в виде сетевой воды, т.е. есть реальнаявозможность производить свое тепло за счет отработавшего в турбинах пара иотказаться от покупки тепла у ЧТЭЦ-2. Кроме того выработка электроэнергии вкол-ве 24,444 МВт решит проблему рентабельности теплосилового цеха ОАО «ЧТЗ».
/>/>/>/>/>/>2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
При разработкеэлектрической схемы станции будет использоваться электрическая схема снабжениязавода «ЧТЗ» (рисунок 2.1). Электроэнергию завод получает по двум воздушнымлиниям 110 кВ от ЧТЭЦ-2. На заводе находятся две понижающие подстанции ГПП-1 иГПП-2. ВЛ 110 кВ от ЧТЭЦ-2 подключены к ГПП-1, связанной с ГПП-2 такжевоздушными линиями. ГПП-1 и ГПП-2 состоят из двух распределительных устройств,соединенных трансформаторами связи, открытого и закрытого типа 110 и 10 кВсоответственно. Схема завода включает в себя распределительные пункты 10, 6, 3кВ и трансформаторные подстанции. Для подключения генераторов были выбраны двараспределительных пункта РП-53 и РП-80 10 кВ. Распределительные пунктывыбирались по следующим критериям:
1) Класс напряжения10 кВ;
2) Максимальнаямощность;
3) Расположениевблизи котельной;
4) Наличие свободныхячеек.
Только РП-53 и РП-80 соответствуютэтим критериям.
РП-53 и РП-80 подключеныкабельными линиями к ЗРУ 10 кВ ГПП-2. На каждый распределительный пунктприходиться по две линии. По линии на секцию.
Длинна кабеля необходимаядля подключения генератора к РП-53 составляет 120 м, к РП-80 – 400 м.
/>
Рисунок 2.1 Схемаэлектроснабжения завода «ЧТЗ»
/>/>/>/>/>/>2.1 Разработка структурной схемы станции
Для рассмотрения принято дваварианта структурной схемы изображенных на рисунках 2.2, 2.3. Рассмотрим схемуизображенную на рисунке 2.2. Эта схема предусматривает постройку ГРУ. ГРУоблегчает подключение генераторов и потребителей к схеме завода. Но постройкаГРУ затруднена отсутствием места для его постройки вблизи здания котельной, гдебудут располагаться генераторы.
Следовательно, этотвариант не подходит.
Рассмотрим вариант подключениягенераторов непосредственно к РП-53 и РП-80 (рисунок 2.3). В этом случаеснижаются затраты на строительство и оборудование, а также количествопроводимых работ. Окончательно принимаем структурную схему изображенную нарисунке 2.3.
/>
Рисунок 2.2 Схема станциис подключением генераторов к шинам ГРУ
/>
Рисунок 2.3 Схема станциис подключением генераторов непосредственно к существующим распределительнымпунктам
/>/>/>/>/>
2.2Выбор генераторов
С учетом того чтовыбранная турбина работает с пониженными парамет-рами (электрическая энергиявыдаваемая одним генератором не превысит 8,148 МВТ), принимаем к установке тригенератора ТФ-10-2. Параметры генератора сведены в таблицу 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1- Номинальныепараметры генератора.Тип Ном. част. вращ. об/мин Ном. мощность
Uном,
кВ
сos jном
Iном,
кА
Х``d,
% Полная, МВА Актив., МВт ТФ-10-2 3000 12,5 10 10,5 0,8 0,68 0,131
Таблица 2.2- Реальныепараметры генератора.Тип
Ном. част. вращ.
об/мин Ном. мощность
Uном,
кВ
сos jном
Iном,
кА
Х``d,
% Полная, МВА Актив., МВт ТФ-10-2 3000 10,2 8,148 10,5 0,8 0,47 0,131
Генераторы в месте стурбинами устанавливаются в здании котельной (ТСК).
/>/>/>/>/>/>2.3 Расчет токов К.З.
Проведем проверкуустановленного в распределительных пунктах РП-53 и РП-80 оборудования по токамК.З.
Используя ток короткогозамыкания указанный в задании, находим мощ-ность К.З. системы. Расчет токовК.З. проведен в программе «Energo», схема расчета представлена на рисунке 2.4.С целью уменьшения токов К.З. на шинах РП-53 и РП-80 секции этих РП и секцииЗРУ 10 кВ работают раздельно.
/>
Рисунок 2.4 Расчетнаясхема токов К.З.
Полученный ток во всехточках К.З. одинаков.
/>/>/>/>/>/>/>Токи К.З.:
- Ток К.З. отсистемы — 9,511 кА;
- Ток К.З. отгенератора — 5,686 кА;
- Ток в точке К.З.- 15,2 кА.
Произведем проверкуустановленных в РП выключателей.
2.4Проверка установленногооборудования
В РП-53 установленывыключатели ВМГ-133, а в РП-80 ВМП-10.
Выключатели в зависимостиот применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются намасляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашениемдуги.
В сетях 6…20 кВприменяются малообъемные масляные выключатели, выключатели с магнитным гашениемдуги, вакуумные и элегазовые. В качестве генераторных выключателей мощныхблоков и синхронных компенсаторов применяются так же воздушные выключатели.
Выключатели выбирают:
a) по номинальномунапряжению
Uуст £ Uном, (2.1)
Uуст = 10,5 кВ
b) по номинальномутоку
Imax £ Iном, (2.2)
Imax = 600 кА(РП-53), Imax = 800 кА (РП-80) (из задания)
c) по отключающейспособности.
По ГОСТ 687-78Еотключающая способность выключателя характеризуется следующими параметрами:номинальным током отключения Iотк.ном в виде действующего значенияпериодической составляющей отключаемого тока;
допустимым относительнымсодержанием апериодической составляющей в токе отключения bн, %;
Номинальный токотключения Iотк.ном и bнотнесены к моменту прекращения соприкосновения дугогасительных контактоввыключателя t. Время t от начала короткого замыкания допрекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяют по выражению:
t = tз.min + tс.в, (2.3)
где tз.min =0,01 c – минимальное время действия релейной защиты; tс.в – собственноевремя отключения выключателя (по каталогу).
Номинальный токотключения Iотк.ном задан в каталоге на выключатели.
Допустимое относительноесодержание апериодической составляющей (нормированная асимметрия номинальноготока отключения) в отключаемом токе
/> (2.4)
где iа.ном – номинальноедопускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе в моментразмыкания дугогасительных контактов, для времени τ. bн задано ГОСТом в виде кривой bн = f(t), приведенной на рисунок 2.5, или определяетсяпо каталогу.
/>
Рисунок 2.5 Нормированноесодержание апериодической составляющей.
Если τ > 0,09с,то принимают bн = 0.
В первую очередьпроизводится проверка на симметричный ток отключения по условию
Iп.t £ Iотк.ном, (2.5)
где Iп.t – действующее значение периодическойсоставляющей тока короткого замыкания для времени t, определяется расчетом.
Затем проверяетсявозможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания iа.t в момент расхождения контактов t по условию
/> (2.6)
Если условие Iп.t £ Iотк.ном – соблюдается, а iа.t > iа.ном, то допускается проверку по отключающейспособности производить по полному току короткого замыкания:
/>; (2.7)
/>;
/>= 8,6 кА.
Отключающая способностьвыключателя определяется током отключения />, который записывается вчисло его паспортных показателей. Т/д = 0,07с –постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.
На электродинамическуюстойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.
iу ≤ iдин;In(0) ≤ Iдин (2.8)
где iдин –наибольший ток электродинамической устойчивости
Iдин –действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.
На термическую стойкостьвыключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:
/> (2.9)
/>= 33,2 кА2.
где Вк –тепловой импульс по расчету; Iтер – предельный ток термической стойкостипо каталогу; tтер – длительность протекания тока термическойстойкости по каталогу; Тад = 0,04 с – постоянная времени затуханияапериодической составляющей тока к.з.
Ударный ток короткогозамыкания во всех случаях определяется по формуле:
/>; (2.10)
/>= 26,3 кА.
Сравнение расчетных икаталожных данных выключателей отходящих линий сведены в таблицу 2.3 и 2.4.
Таблица 2.3 — Сравнениерасчетных и каталожных данных на выключатель ВМГ-133, установленный в РП-53Расчетные данные Каталожные данные на выключатель ВМГ-133
Uуст = 10 кВ
Imax = 600 А
In,τ = 15,2 кА
ia,τ = 8,6 кА
In(0) = 15,2 кА
iу = 26,3 кА
Вк = 33,2 кА2∙с
Uном = 10 кВ
Iном = 630 А
Iном.отк = 20 кА
ia, ном = 8,9 кА
Iдин = 20 кА
iдин = 52 кА
/>= 1200 кА2∙с
Таблица 2.4 — Сравнениерасчетных и каталожных данных на выключатель ВМП-10, установленный в РП-80Расчетные данные Каталожные данные на выключатель ВМП-10
Uуст = 10 кВ
Imax = 800 А
In,τ = 15,2 кА
ia,τ = 8,6 кА
In(0) = 15,2 кА
iу = 26,3 кА
Вк = 33,2 кА2∙с
Uном = 10 кВ
Iном = 1000 А
Iном.отк = 20 кА
ia, ном = 8,9 кА
Iдин = 20 кА
iдин = 52 кА
/> = 1200 кА2∙с
Изтаблиц 2.3 и 2.4 видно, что выключатели по своим характеристикам подходят к новымусловиям работы.
Посколькувыключатели установлены в КРУ, то проверка остального оборудования не требуется.
Секционныевыключателя не проверяются, поскольку не изменилась нагрузка на секциях, но таккак они рассчитаны на ток 20 кА, то их работа допускается только в том случае,когда работают два присоединения с ГПП-2, два генератора или одно присоединениес ГПП-2 и один генератор.
/>/>/>/>
2.5Выбор нового оборудования
/>/>/>/>/>2.5.1 Выборгенераторного выключателя
В качестве генераторноговыключателя примем к установке выключатель элегазовый VF12,08,20.
Разъединители неустанавливаются, т.к. ячейки КРУ КУ-10 идут в комплекте с втычнымиразъединителями и выполнены с возможностью выкатывания тележки выключателя.Т.е. необходимости в установке разъединителей нет.
Сравнение расчетных икаталожных данных сведены в таблицу 2.5.
Таблица 2.5 — Сравнениерасчетных и каталожных данных на выключатель элегазовый VF12,08,20Расчетные данные Каталожные данные на выключатель VF12,08,20
Uуст = 10,5 кВ
Imax = 470 А
In,τ = 15,2 кА
ia,τ = 8,6 кА
In(0) = 15,2 кА
iу = 26,3 кА
Вк = 33,2 кА2∙с
Uном = 12 кВ
Iном = 800 А
Iном.отк = 20 кА
ia, ном = 8,9 кА
Iдин = 20 кА
iдин = 50 кА
/> = 1200 кА2∙с
2.5.2Выбор кабеля в цепи генератора
Проверку производим:
– по напряжению Uуст£Uн.каб.;
– по экономическойплотности тока Sэк=Iраб/jэк ( jэк=2,5при Тм£5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией);
– по длительнодопустимому току Iраб. макс.= 470 А £I`дл.доп,
где I`дл.доп –длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в землекабелей k1 и на температуру окружающей среды k2 /ПУЭ/,
I`дл.доп= k1× k2× Iдл.доп. (2.11)
Выбираем два кабеля смедными жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке, Uн.каб=10 кВ, трехжильный.
Определяем экономическоесечение
Sэк=470/2,5=188 мм2.
Принимаем два трехжильныхкабеля 3´95 мм2.
По ПУЭ находим Iдл.доп=530А для двух кабелей данного типа, k2=1, k1=0,9 прирасстоянии между кабелями 300 мм, тогда по формуле (2.11):
I`дл.доп= 0,9× 1×530 = 477 А >470 А.
Определим минимальноесечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ ( С=141, ВК=33,2кА2×с израсчета выключателя )
Sмин=/>мм2.
Принятое выше сечениебольше минимального, следовательно, кабель проходит по термическойустойчивости.
/>/>/>/>/>2.5.3 Трансформаторытока в токопроводе генератора
Намечен к установкетрансформатор ТПЛК-10 УЗ. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.6.
Таблица 2.6-Сравнениерасчетных и каталожных данных на трансформатор ТПЛК-10 УЗРасчетные данные Каталожные данные на трансформатор ТПЛК-10 УЗ
Uуст = 10,5 кВ
Imax = 470 А
iу = 26,3 кА
Вк = 33,2 кА2∙с
Uном = 10,5 кВ
Iном = 600 А
iдин = 74,5 кА
/> = 2400 кА2∙с
Проверка по вторичнойнагрузке трансформатора ТПЛК-10 УЗ.
/>
Рисунок 2.6 – Размещениеприборов в цепи генератора
Определяем нагрузку пофазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 2.7). Из таблицы 2.7 видно, чтонаиболее загружен ТТ фазы А и С.
Таблица 2.7 – Переченьприборов в цепи генератораПрибор Тип Нагрузка фазы, В×А А В С Амперметр Э-377 0,1 0,1 0,1 Ваттметр Д-335 0,5 - 0,5 Варметр Д-335 0,5 - 0,5 Датчик активной мощности Е-829 0,5 0,5 Датчик реактивной мощности Е-830 0,5 0,5 Счётчик активной энергии И675 2,5 - 2,5 Ваттметр (машинный зал) Д-305 0,5 - 0,5 Итого 5,6 0,1 5,6 /> /> /> /> /> />
rпр =/>=0,224 Ом;
rпр = 1,2 — 0,224 – 0,1=0,876 Ом;
l = 40×/> м;
/>мм2.
По условию механическойпрочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
/>2.5.4 Выбор трансформатора напряжения
Для подключения приборовсинхронизации использован установленный трансформатор напряжения НТМИ-10. Длякласса напряжения 1номинальная мощность трансформатора Sном = 200ВА.
Проверка по вторичнойнагрузке:
Вторичная нагрузка трансформаторанапряжения приведена в таблице 2.8.
Таблица 2.8 – Перечень приборов на ТНна СШ 10,5 кВТип S, ВА Число приборов Класс точности Вольтметр Э-377 2 2 1,5 Частотомер Э-372 1 2 2,5 Синхроноскоп Э-327 10 1
± 3/>
Så =16 ВА;
Så £ Sном.
Для соединения ТН сприборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
/>/>/>/>/>/>2.6 Система собственных нужд
/>
2.6.1 Выбор источникасобственных нужд
В качестве источникапитания системы собственных нужд будет использо-ваться комплектнаятрансформаторная подстанция находящаяся в здании подключенная к РП-53.Поскольку в КТП установлен трансформатор с масленым охлаждением, то КТПустанавливается снаружи здания котельной.
Нагрузка С.Н.:
1. Три двигателя дляпитательных насосов по 74 кВт.
2. Два двигателя длясетевых насосов по 5,8 кВт.
3. На подогревшкафов КРУ – 65 кВт.
Итого: 300 кВт.
Примем к установке КТП-400/10/0,4-84У1 (таблица2.9).
Таблица 2.9-Данные наКТП-400/10/0,4-84 У1Расчетные данные Каталожные данные на КТП-400
UномВН = 10 кВ
UномНН = 0,4 кВ
iу = 26,3 кА
Вк = 33,2 кА2∙с
UномВН = 10 кВ
UномНН = 0,4 кВ
iдин = 52 кА
/>= 1200 кА2∙с
/>/>/>/>/>
2.6.2Выбор кабеля в цепи КТП.
Проверку производим:
– по напряжению Uуст£Uн.каб.;
– по экономическойплотности тока Sэк=Iраб/jэк (jэк=2,5при Тм£5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией);
– по длительнодопустимому току Iраб. макс.=/>= 17,3 А £I`дл.доп,
где I`дл.доп –длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в землекабелей k1 и на температуру окружающей среды k2 /ПУЭ/,
Выбираем кабель с меднымижилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке, Uн.каб =10кВ, трехжильный.
Определяем экономическоесечение
Sэк=17,3/2,5= 6,9мм2.
Принимаем трехжильныйкабель 3´16 мм2.
По ПУЭ находим Iдл.доп=60А для кабеля данного типа, k2=1, k1=0,9 при расстояниимежду кабелями 300 мм, тогда по формуле (2.11):
I`дл.доп= 0,9× 1×60=54 А>17,3 А.
Определим минимальноесечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ ( С=141, ВК=33,2кА2×с израсчета выключателя )
Sмин=/>мм2.
Принятое выше сечениебольше минимального, следовательно, кабель проходит по термическойустойчивости.
/>3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
Релейнаязащита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможнанадежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывныйконтроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы иреагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. Привозникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденныйучасток. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и, взависимости от характера нарушения, производит операции, необходимые длявосстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.
Всовременных электрических системах релейная защита тесно связана сэлектрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановлениянормального режима и питания потребителей.
Основныетребования, предъявляемые к релейной защите:
- Селективность.
- Быстрота действия.
- Чувствительность.
- Надежность.
Релейнаязащита и автоматика распредустройства выполняется в объеме, предусмотренном ПУЭраздел 3 и действующими директивными указаниями, и должна обеспечиватьтребуемый уровень защиты всех присоединений.
/>3.1 Защиты, используемые на СШ-10 кВ
В данном проекте непроизводиться выбор защит шин 10 кВ поскольку оборудование устанавливается всуществующем распредпункте, где есть все необходимые защиты.
3.1.1Дуговая защита
В КРУ 10 кВ установлена дуговая защита, реагирующая напоявление электрической дуги в ячейках КРУ. Защита действует без выдержкивремени на отключение питающих элементов секции шин 10 кВ. В КРУ 10 кВустановлена быстродействующая селективная световая дуговая защита БССДЗ-01/02производства саратовского ЗАО Промэлектроника. Защита выполнена с применениеммикроконтроллеров и реагирует на увеличение освещенности в ячейке 10 кВ при появленииэлектрической дуги.
/>3.1.2 Неполная дифференциальнаязащита шин
Неполная дифференциальнаязащита шин применяется для защиты шин ГРУ 10 кВ от междуфазных КЗ, при условиивыполнения всех фидеров, питающихся от ГРУ, реактированными. Но поскольку вданном проекте фидеры не реактивированы, то данная защита не используется.
/>3.1.3 Защита от замыканий на землю
В распределительных сетях10 кВ в качестве защиты от замыканий на землю на каждой секции 10 кВ (в ячейкеТН) установлена неселективная сигнализация, реагирующая на напряжение 3Uо. Защитасрабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрическисвязанной сети -10 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд.
Для защиты от замыканий на землю в ячейке ТН установлен микропроцессорныйтерминал SPAC-804, действующий на сигнал.
/>3.1.4 Логическая защита шин
Возможность выполнения логической защиты шин (ЛЗШ) 10 кВ появиласьтолько с началом применения микропроцессорных защит присоединений 10 кВ, таккак для выполнения ЛЗШ используется обмен информацией между защитами питающихэлементов и защитами фидеров. Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе:если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле нина одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действуетбез выдержки времени на отключение питающего элемента./>3.2 Защита генераторов
Вячейках генераторов предусматривается:
•защита от многофазных замыканий в обмотке статора генератора (дифференциальнаятоковая защита, в зону действия которой входит генератор и токопровод отгенератора до КРУ);
•защита от перегрузки;
•максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних короткихзамыканий;
•защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора (земляная защита);
•защита от двойных замыканий на землю.
Защитывыполняем на комплекте защит SPAC 803. Устройство SPAC 803 предназначено длявыполнения необходимых функций по защите, автоматике, управлению и сигнализациикомплектного распределительного устройства синхронного генератора напряжением10 кВ.
Устройствопредназначено для установки в комплектных распределительных устройствахэлектрических станций, а также на панелях управления.
Конструктивноустройство SPAC 803 выполнено в виде кассеты блочно-унифицированной конструкцииевропейского стандарта с передней прозрачной крышкой. Для защиты от внешнихвоздействий кассета закрыта с верхней, нижней и задней сторон металлическимистенками.
Кассетапредставляет собой двухъярусную конструкцию, внутри которой располагается рядблоков, на лицевой плите которых указывается тип блока. Блоки выполненысъемными и устанавливаются в кассету на направляющих. В верхней части кассетынаходятся: блок входных трансформаторов, блок питания, измерительные блоки.Блок питания и блок входных трансформаторов располагаются за лицевой плитой, накоторой находится также индикатор блока питания. На лицевой плите нанесен типустройства с указанием номинальных технических данных, а также расшифровкаиндикации измерительных блоков. На лицевой плите измерительных блоков располагаютсяэлементы индикации и кнопки управления.
Внижней части кассеты располагаются блоки входных цепей, блоки выходов и блокуправления. На лицевой плите блока управления располагаются элементы индикациии кнопки управления, с помощью которых производится выставление установок исчитывание информации из регистров памяти блока.
Блокивходов и выходов располагаются за лицевой плитой, на которой нанесена расшифровкаиндикации блока управления. Всего установлено два блока входов и два блокавыходов с максимальным количеством входных цепей и выходных реле 16. Входныецепи имеют оптоэлектронную развязку от цепей оперативного питания,обеспечивающую требуемый уровень изоляции устройства (2 кВ).
Выходныецепи выполнены на реле с различными количеством и типами контактов. Выходноереле фиксации команд (РФК) выполнено с использованием двухпозиционного реле. Сцелью увеличения количества контактов некоторые цепи выполнены с одновременнымсрабатыванием двух реле.
Электрическаясвязь между блоками, устанавливаемыми в кассете, осуществляется с помощьюразъемов. Межблочный монтаж кассеты выполняется с помощью объединительной печатнойплаты. Блок трансформаторов, блоки входов и выходов соединяются собъединительной печатной платой с помощью съемных гибких жгутов.
Дляподключения устройства к внешним цепям на обратной стороне устройства наметаллической стенке предусмотрены клеммные колодки для подключения проводников.Клеммные колодки токовых цепей предназначены для присоединения под винт одногоили двух одинаковых проводников общим сечением до 6 мм2 включительно и сечением не менее 1 мм2 каждый, а клеммные колодки цепейпитания, входных и выходных цепей предназначены для подсоединения под винтодного или двух одинаковых проводников общим сечением до 2,5 мм2 включительно и сечением не менее0.5 мм2 каждый. Колодкитоковых цепей выполнены неразъемными, а остальные колодки позволяют производитьотключение цепей с помощью разъемов.
Предусмотренразъем для связи устройства с высшим уровнем АСУ ТП (порт последовательнойпередачи данных). Для связи должен использоваться асинхронный последовательныйкоммуникационный протокол SPA-bus. Входные и выходные уровни сигналов должныбыть совместимы с TTL- логикой.
Питаниеустройства производится от преобразовательного блока питания, которыйобеспечивает необходимые уровни напряжения для функционирования блоковустройства. Подача оперативного питания производится через отдельный разъемХ14, расположенный на задней стенке.
Переменныйток от измерительных трансформаторов тока (ТТ) подается через клеммные колодкина блок входных трансформаторов. В блоке трансформаторов производитсягальваническое разделение цепей устройства от цепей измерительныхтрансформаторов и преобразование уровней входных сигналов до необходимых дляработы аналого-цифровых преобразователей (АЦП) уровней. Устройство может бытьподключено к измерительным ТТ по трехфазной или двухфазной схеме.
Преобразованныесигналы от блока трансформаторов с помощью гибкого экранированного жгутапоступают через разъемы, расположенные на объединительной плате, на вход измерительныхблоков, где производится их обработка.
Измерительныеблоки выполняется в виде самостоятельных устройств на цифровой элементной базе.Они имеют независимую систему самоконтроля, которая обеспечивает высокуюнадежность блоков благодаря постоянному контролю аппаратной и программнойчасти.
Блокиобеспечивают преобразование сигналов от промежуточных трансформаторов тока впоследовательность двоичных кодов и сравнение их с уровнем уставок. В случаепревышения уставки в регистры памяти записываются параметры аварийного режима иформируется логический сигнал, который поступает на вход блока управления. Навход блока управления поступают также логические сигналы от блоков входов,которые обеспечивают прием внешних входных сигналов и гальваническую развязку.Назначение входов строго фиксировано и определяется функциями управления изащиты. Устройство SPAC 803 обеспечивает прием до 16 логических сигналов двумяблоками.
Блокуправления производит обработку поступающих на его входа сигналов по заранееопределенному алгоритму. Алгоритм обработки может быть изменен пользователем спомощью программных переключателей, которые определяют различное действиевходных воздействующих сигналов на выходные цепи (действие на сигнализацию илиотключение и т. п.). Блок управления формирует сигналы срабатывания выходныхреле сигнализации и отключения.
Сброссветодиодной сигнализации и выходных сигнальных реле производится кнопкой“сброс/шаг”, расположенной на блоке управления L2210 и на измерительном блоке.
Блоквыходных реле обеспечивает прием команд от блока управления и срабатывание релеуправления и сигнализации. Микропроцессорная часть устройства производитпостоянный контроль состояния выходных реле, обеспечивая высокую готовность кдействию. Предусмотрены меры, исключающие самопроизвольное срабатываниевыходных реле.
Связьустройства SPAC 803 с другими устройствами релейной защиты и автоматики черезприемные и выходные цепи рекомендуется производить на уровне напряжения 110,220 В.
Видызащит, реализованных на данном комплекте защит.
- Дифференциальная защита.
Начальныйток срабатывания первой ступени дифференциальной защиты (с торможением) 3DI > (0,05...0,5)х IN.
Времясрабатывания ступени защиты при кратности токов к уставке равной 4, мс не более45.
Чувствительностьвторой ступени дифференциальной защиты (дифференциальной отсечки) 3DI >> (5...30) хIN
Времясрабатывания ступени защиты при кратности токов (1,1...2,6) 3DI>>, мс не более 40.
Диапазонкоррекции коэффициента трансформации трансформаторов тока 0,4...1,5.
Погрешностьтока срабатывания от уставки ±4% или ±2% х IN.
- Защита от перегрузки (тепловаязащита).
Диапазонуставок по току полной нагрузки генератора Iq 0,50...1,50хIN
Уставкапо безопасному времени заклинивания ротора t6x, (время отключения холодногогенератора при токе 6х IN) 2,0...120 с
Постояннаявремени нагрева генератора, th 32 хt6х
Постояннаявремени охлаждения генератора в состоянии покоя kc, диапазон уставок 1...64 хth
Уровеньпредварительной тепловой сигнализации qа 50...100% отуровня отключения
Уровеньзапрета повторного пуска 20...80% от уровня отключения генератора qi.
- Максимальная токовая защита
Втораяступень МТЗ
Защитаимеет два принципа работы:
Принциптока/времени I &t
Уставкапо току срабатывания, Is 1,0...10,0 х IN
Диапазонуставок по времени срабатывания, ts 0,3...80 с
Принципквадрата тока х время I2хt
Уставкапо току срабатывания, Is 1,0...10,0 х IN
Диапазонуставок по времени срабатывания, ts 0,3...80 с
Минимальноевремя отключения около 400 мс
Перваяступень МТЗ
Уставкапо току срабатывания I>> 0,5...20,0 х IN или выведена
Времясрабатывания t>> 0,04...30 с.
- Защита от замыканий на землю
Уставкапо току срабатывания Iо> 1,0...100% х IN
Времясрабатывания to > 0,05...30 с
- Защита от потери нагрузки
Уставкапо току срабатывания I
Времясрабатывания t
- Защита от несимметричной работы иобратного чередования фаз
Уставкапо току срабатывания DI 10...40% от Iф или выведена
Времясрабатывания при DI=10% и обратнозависимой характеристике, tD 20...120 с
Времявозврата
Времясрабатывания при обрыве фаз 1 с
Времясрабатывания при нарушении чередования фаз 600 мс
Цепипеременного тока фазных проводов защиты выдерживают без повреждений приноминальном токе 1 и 5 А ток:
4 и20 Адлительно;
100 и500 Ав течение 1 с.
Цепипеременного тока защиты от замыканий на землю выдерживают без повреждений приноминальном токе 0,2 и 1 А ток:
1,5 и4 Адлительно;
40 и100 Ав течение 1 с.
Диапазонизмерения фазного тока 0...63 хIN
Диапазонизмерения тока нулевой последовательности 0...2.1 х IN
Входнымисигналами для блока управления являются сигналы от измерительных блоков защиты,а также от блоков приемных цепей.
Блокдифференциальной защиты действует на отключение выключателя через сигнал,обозначенный на схеме как TS3, на который выводится действие ступени сторможением 3DI> с помощью программного переключателя в блокеSPCD 3D53 SGR1/6=1 и действие дифференциальной отсечки при установке ключаSGR2/6=1.
Блокрезервных защит SPCJ 4D34 выдает логические сигналы о срабатывании ступенейзащит, которые на схеме обозначаются как TS1, TS2, SS1, SS2, SS3.
Программныепереключатели в блоке защиты SPCJ 4D34 устанавливаются таким образом, чтобыбыло обеспечено следующее назначение сигналов:
TS1-сигнал запрета включения генератора при работе защит (введено постоянно);
TS2-отключение выключателя от резервных защит (введено при использовании защитпусковых режимов, несимметричных режимов, защиты от перегрузки, снижениинагрузки);
SS1-действие предупредительной ступени тепловой защиты (SGR2/1=1);
SS2-действие защиты от замыканий на землю (SGR1/6=1);
SS3-действие отсечки.
Наличиевходных сигналов можно проконтролировать с помощью светоиндикаторов блока L2210в режиме индикации входов. В этом случае свечение светодиода свидетельствует оподанном напряжении на вход устройства (срабатывании приемного реле), впротивном случае — об отсутствии входного сигнала. Исключение составляет входдля блокирования защит, где сделана инверсия входа для реализациикомбинированного пуска защит при снижении напряжения (замыкание контакта реленапряжения при снижении контролируемого напряжения).
Защитаот многофазных замыканий в обмотке статора.
Данныйвид защиты выполняется в виде продольной дифференциальной защиты.
Расчетноминального тока генератора:
Iном=/>А (3.1)
Расчетуставок производится в относительных единицах. За базу принимается номинальныйток генератора.
Расчетныйток небаланса находим из выражения
Iнб.расч*= Kперe*+ Dfвыр*, (3.2)
где Kпер — коэффициент, учитывающий переходный процесс;
e*- полная погрешность ТТ в установившемся режиме;
Dfвыр* — относительная погрешность выравнивания токов плеч.
ДляТТ класса точности 10Р полная погрешность e принимается равной0,1.
Поданным фирмы — изготовителя расчетное значение Dfвыр* можно принимать 0,04.
Дифференциальныйток срабатывания модуля SPCD 3D53 должен удовлетворять условию
Iд.ср*³ КотсIнб.расч*, (3.3)
где Котс — коэффициент отстройки.
Длядифференциальных защит принимается Котс=1,5. Коэффициент отстройки,по сути, представляет собой коэффициент запаса. Его значение определяетсяточностью расчетов и точностью задания уставок реле. Рекомендуется находитькоэффициент торможения по условию отстройки от режима максимального токавнешнего КЗ (или максимального сквозного тока). В этом случае точность расчетатока небаланса невелика. Кроме того, не учитывается снижение тормозного тока впереходном режиме. В этих условиях рекомендуется принимать Котс=1,5.
МодульSPCD 3D53 при Iв*> I2tp/In имеет коэффициентторможения s*, равный 1. Дополнительным фактором отстройки являетсяблокировка по отношению амплитуд второй и первой гармоник дифференциальноготока (уставка Id2f/Id1f >).
Привыборе значения Кпер необходимо учитывать, что модуль SPCD 3D53имеет отстройку от переходных токов небаланса за счет блокировки Id2f/Id1f>.Как показали результаты математического моделирования переходных токов небалансапри Iкз*=2, отношение Id2f/Id1f,обусловленное насыщением ТТ, может быть равным 0,3. Поскольку переходный токнебаланса обычно содержит вторую гармонику, которая примерно равна первойгармонике, обусловленной насыщением ТТ, то уставку Id2f/Id1f следуетпринимать равной 15 %. При этом Кпер равен 2,5.
Сучетом точности результатов математического моделирования, а также того, чтопараметры модуля SPCD 3D53 задаются с довольно высокой точностью, принимаем Котс=1,3.
ПринимаемКпер=2,5; Dfвыр*=0,04; I2tp/In=2,0.
Находимp*:
p*=1,3×0,5(0,1+0,04)=0,091.
Принимаемp*=0,1.
Находимрасчетный ток небаланса:
Iнб.расч*=2,5×0,1+0,04=0,29;
sрасч*= /> =0,6
Принимаемуставку I2tp/In=1,5.
s*³ 1,5×0,6-0,5=0,4.
Принимаемуставку s=0,4.
Проверяемотстройку от тока небаланса установившегося режима при Iв*=1 по условию
p*+0,5s*³ 1,3(0,1+ DUрег* + Dfвыр*). (3.4)
Подставивполученные уставки, имеем
0,1+0,5×0,4 ³ 1,3(0,1+0,04).
Длясоздания запаса принимаем p*=0,25.
Окончательноимеем уставки:
p/In=25%; s=40 %; I2tp/In=1,5.
Проверкачувствительности дифференциальной защиты.
Коэффициентчувствительности защиты обычно определяется как отношение
Кч=/>, (3.5)
где Iр.мин — минимальное значение тока в реле при КЗ расчетного вида в расчетной точке.
Коэффициентчувствительности должен быть не менее 2. Под Iср.р*понимаемотносительный ток срабатывания в той точке тормозной характеристики, котораясоответствует расчетному режиму КЗ. Расчетный режим КЗ следует рассматривать вточке, соответствующей уставке дифференциальной отсечки Id/In>>.В этих условиях Кч всегда получается не менее 2, поэтому условиечувствительности дифзащиты выполняется.
Расчетдифференциальной отсечки.
Дифференциальнаяотсечка реагирует на амплитуду первой гармоники дифференциального тока. Онасрабатывает также, если мгновенное значение дифференциального тока превышаетуставку Id>> по первой гармонике в 2,5 раза.
Расчетнымдля выбора уставки дифференциальной отсечки является режим максимальногосквозного тока при внешнем КЗ.
Какуказывалось выше, предельная кратность ТТ при Iном=5 А может находитьсяв пределах 10¸30. В этих условиях амплитуда тока небаланса может достигатьамплитуды максимального тока внешнего КЗ. Отношение указанной амплитуды камплитуде периодической составляющей тока КЗ не превышает 2, поэтому при выбореуставки отсечки следует учитывать только первую гармонику дифференциальноготока.
Сучетом изложенного получаем
Idотс* ³ Котс Кнб Iкз.макс*, (3.6)
где Кнб — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитудепериодической составляющей тока внешнего КЗ.
Iкз.макс* = 5,6 кА. – ток КЗ от генератора (рассчитанный во 2 пункте).
ЗначениеКотс при выборе тока срабатывания отсечки можно принимать равным1,2. Значение Кнб зависит, в основном, от минимального значения предельнойкратности ТТ, от разброса предельных кратностей и от остаточных индукций ТТ.Поскольку в схеме дифзащиты генераторов наблюдается значительное различиенагрузок ТТ со стороны выводов и со стороны нейтрали, то принимаем Кнб(1)=1,0.
Idотс*³ 1,2·1,0·5,6=6,7
Защитагенератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой.
Выполняетсяв виде максимальной токовой защиты с действием на отключение. Для генераторовданного типа допускается 20% перегрузка в течении 10с.
Iсз=котс·Iном/кв=1,1·687/0,96=787 А, (3.7)
Iср=Iсз/nт=787/200=3,9 А. (3.8)
где /> - коэффициенттрансформации трансформатора тока ТЛК-10-8-0,5/10Р
Защитаот замыканий на землю.
Вкачестве защиты от замыканий на землю используется токовая защита нулевойпоследовательности реагирующая на токи установившегося режима. Ток срабатываниявыбирают с учетом того, что одновременно с однофазным замыканием на одном изприсоединений к шинам может возникнуть двухфазное КЗ между другими фазамидругого присоединения, отключаемое с выдержкой времени, большей временикомплекта от замыканий на землю.
Icз=(котс1·Icг+ котс2·Iнб)/кв, (3.9)
где:котс1=2 – коэффициент, учитывающий броски емкостного тока в неустановившемсярежиме;
Icг=4,052А– установившийся емкостный ток защищаемого генератора (указан в паспортныхданных);
Котс2=1,3– коэффициент, учитывающий погрешности при расчете тока небаланса;
Iнб.расч.=0,29А–ток небаланса защиты, соответствующий току срабатывания защиты от внешнихкоротких замыканий.
Icз=(2·4,052+1,3·0,29)/0,96=8,83А
Iср=Iсз/nт=8,83/25=0,353А (3.10)
где /> - коэффициенттрансформации трансформатора тока ТЗЛМ-10-6-ХЛ1
Выдержкувремени выбираем исходя из отстройки от переходных значений емкостного тока привнешних коротких замыканиях:
tсз=1,5с.
Защитаот внешних коротких замыканий.
Вкачестве защиты от внешних коротких замыканий принимается максимальная токоваязащита
/> (3.11)
КЗ — коэффициент запуска.
Iср=Icз/nт=1574/200=7,87А (3.12)
Где /> - коэффициенттрансформации трансформатора тока ТЛК-10-8-0,5/10Р.
Выдержкавремени отстраивается от времени срабатывания МТЗ секционного выключателя:
tсз=3,5+0,5=4с
Защитаот обратной мощности.
Защитаот обратной мощности предназначена для отключения генераторов перешедших вдвигательный режим. Как правило, для генераторов, мощностью до 30 МВт даннаязащита не применяется, но в соответствии с рекомендациями завода-изготовителяпримем к установке данный вид защиты. Защита выполняется на комплектномустройстве защит SPAG 310 производства «АВВ» г. Чебоксары. Комплекты устанавливаются в ячейках ТН генераторов.В соответствии с рекомендациями завода-изготовителя уставки модуля перенапряженияи обратной мощности SPCP 3C2 примем:
Ступеньперенапряжения U>=1,2
Ступеньобратной мощности P
3.3Релейная защита КТП 10/0,4 кВ
Для защиты КТП 10/0,4проектом предусмотрен комплект БМРЗ-04 предназначенный для защиты и выполненияфункции автоматического включения резерва на КТП — 10 /0,4, оснащенногоавтоматическими выключателями с электромагнитными приводами.
Для защиты трансформаторовКТП мощностью 400 кВА на стороне ВН устанавливается микропроцессорный терминалБМРЗ-ТР производства НТЦ Механотроника, выполняет функции токовой отсечки, МТЗс пуском по напряжению, защиты от перегрузки, управления выключателем и АПВ.
БМРЗ, как цифровоеустройство, не уступающее мировым стандартам, построенное на самой современнойэлементной базе, осуществляет весь комплекс защит присоединения и, обеспечиваяпростоту и надежность в эксплуатации, не требует специального техническогообслуживания.
3.4 Релейная защита кабельныхлиний 10 кВ
Для защиты линий 10 кВустановлен блок микропроцессорный релейной защиты кабельной линии (БМРЗ — КЛ),ДИВГ.648228.001-01, предназначен для выполнения функций релейной защиты,автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 10 кВ.
Согласно ПУЭ на одиночныхлиниях с двусторонним питанием рекомендуется применять те же защиты, что и наодиночных линиях с односторонним питанием, выполняя их при необходимостинаправленными.
Функциизащит БМРЗ:
— Направленная или ненаправленная трехступенчатая максимальная токовая защита скомбинированным пуском по напряжению. Ускорение МТЗ.
— Направленная или ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю.
— Защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера.
— Индивидуальная защита минимального напряжения.
— Логическая защита шин.
— Дальнее резервирование отказов защит и выключателей.
— Двукратное автоматическое повторное включение.
— Резервирование отказов выключателя.
— Автоматическое включение резерва с восстановлением схемы нормального режима.
— Определение места повреждения.
— Выполнение команд от внешних защит.
— Выполнение команд АЧР/ЧАПВ.
— Память аварийных событий.
— Автоматическое осциллографирование аварий.
3.5Релейная защита СВ
Для защиты секционноговыключателя используется блок микропроцессорный релейной защиты секционноговыключателя (в дальнейшем — БМРЗ — СВ), ДИВГ.648228.001-10, предназначен длявыполнения функций релейной защиты ( на секционном выключателе (СВ), какправило, устанавливаются простые токовые ненаправленные двухступенчатые защиты:междуфазная защита токовая отсечка, МТЗ ), автоматики, управления исигнализации присоединений напряжением 10 кВ.
/>
4.СОСТАВЛЕНИЕ БЛАНКОВ ДЛЯ ВИРТУАЛЬНОГО ТРЕНАЖЕРА ПО ОПЕРАТИВНЫМ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯМ ВЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ
Ошибки оперативногоперсонала в энергетики в основном обусловлены отсутствием должных навыков, атакже невнимательностью. С целью снижения числа ошибок персонала приэксплуатации электроустановок можно использовать виртуальные тренажёры. Которыепозволяют:
1) произвестикомпьютерный эксперимент для исследования различных режимов энергосистем, атакже для анализа аварийных ситуаций;
2) сформировать ипостоянно поддерживать квалификацию и готовность персонала, навыки действий всложных ситуациях, в том числе путем регулярных противоаварийных тренировок.
Такие тренажеры есть, ониуспешно применяются, но они ориентированы на квалифицированных специалистов.Следовательно, применять такие тренажеры в процессе обучения студентовнецелесообразно.
Требования к тренажеру,который может использоваться в процессе обучения студента:
- функционированиена ПЭВМ;
- быть наглядным;
- иметь простой ифункциональный интерфейс;
- содержать типовыесхемы, с которыми студент сталкивается в процессе обучения;
- содержать общиепринципы проведения оперативных переключений;
- в тренажередолжны быть предусмотрены технологические блокировки;
Кроме того, в тренажередолжны быть обеспечены вспомогательные функции:
- выполнениестудентом поставленной учебной задачи с подсказками системы;
- выполнениестудентом поставленной учебной задачи без подсказок;
Целью данной работы,является разработка бланков по оперативным переключениям для такого тренажера,функционирующего в среде Windows.
В пунктах 4.2-4.7приведены бланки оперативных переключений, на основе которых создавалисьбланки, используемые в программе [5].
4.1Мостик
/>/>
4.1.1 Основные группыопераций при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика приналичии ремонтной перемычки на разъединителях
a) включаетсяускорение резервных защит линий W1 и W2 (с обеих сторон) и трансформаторов Т1 иТ2; отключаются защиты линий и трансформаторов, действующие без выдержкивремени;
b) переключаютсятоковые цепи защит линий и автотрансформаторов с трансформаторов тока,установленных в цепи секционного выключателя, на трансформаторы тока ремонтнойперемычки;
c) отключаютсяавтоматические выключатели (снимаются предохранители) оперативного токасекционного выключателя;
d) проверяется наместе включенное положение секционного выключателя; включаются разъединителиремонтной перемычки, проверяется их включенное положение;
e) включаютсяавтоматические выключатели (устанавливаются предохранители) оперативного токасекционного выключателя; отключается секционный выключатель; убеждаются вотсутствии тока нагрузки;
f) проверяются токомнагрузки защиты линий W1 и W2 и автотрансформаторов Т1 и Т2, действующие безвыдержки времени, и вводятся в работу. Выводятся из действия ускорениярезервных защит линий и автотрансформаторов;
g) проверяется наместе отключенное положение секционного выключателя; отключаются разъединителис обеих сторон;
h) убеждаются вотсутствии напряжения; включаются заземляющие ножи в сторону секционноговыключателя.
/>/>/>4.1.2 Последовательность операций и действий персонала привыводе в ремонт трансформатора (например, Т1)
a) уточняетсядопустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, еслитрансформатор Т1 будет отключен.
b) переключаютсяАРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление.
c) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2.
d) отключаютсявыключатели Q3 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключеннымвыключателем Q3 в контрольное или ремонтное положение в зависимости отхарактера намечаемых работ). Отключаются последовательно выключатель Q1.
e) проверяетсязначение нагрузки на трансформаторе Т2.
f) переключаетсяАРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление.
g) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения.
h) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1.
i) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1.
j) убеждаются передналожением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствиинапряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работнакладываются заземления со стороны высшего, среднего и низшего напряженийтрансформатора Т1.
k) отключитьразъединитель трансформатора.
l) включитьвыключатели (восстановить схему).
/>/>/>4.1.3 Отключение линии W1(схема мостика рассматривается каксхема станции)
Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУлинии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции сустройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствамиАПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от ихсхемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкцийэнергопредприятий.
При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, какправило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым — выключатель со стороны энергосистемы.
a) Отключитьвыключатель Q1.
b) Отключитьразъединители с обоих сторон отключаемого выключателя.
c) Включитьзаземляющие ножи.
/>
Рисунок 4.1 Схема мостика
/>/>
4.2Две рабочие системы шин с обходной
/>/>/>
4.2.1 Замена выключателяприсоединения обходным
a) готовится схемаобходного выключателя для опробования напряжением обходной системы шин отрабочей системы шин, на которую включено присоединение с выводимым в ремонтвыключателем (см. рисунок);
b) включаетсяобходной выключатель с уставками «опробования» на его защитах, с введеннойзащитой шин, включенной по оперативным цепям на отключение обходноговыключателя, и включенным пуском УРОВ от защит; проверяется наличие напряженияна обходной системе шин;
c) отключаетсяобходной выключатель. Проверяется отключенное положение обходного выключателя ивключается на обходную систему шин разъединитель присоединения, выключателькоторого выводится в ремонт;
d) вводятся спомощью испытательных блоков в схему защиты шин цепи трансформаторов токаобходного выключателя как выключателя присоединения; на защитах обходноговыключателя выставляются уставки, соответствующие уставкам защит данногоприсоединения; отключаются быстродействующие защиты (ДФЗ, ДЗЛ и др.) со всехсторон защищаемого присоединения;
e) включаетсяобходной выключатель; проверяется ток нагрузки, отключается выводимый в ремонтвыключатель присоединения; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;
f) отключаетсязащита шин, выполняются необходимые переключения в ее цепях, защита проверяетсятоком нагрузки и включается в работу;
g) переключаютсятоковые цепи быстродействующих защит присоединения на трансформаторы токаобходного выключателя и оперативные цепи с действием на обходной выключатель;проверяются защиты током нагрузки, включаются защиты в работу и опробуются наотключение обходного выключателя с включением его от АПВ;
h) отключаютсяразъединители с обеих сторон выводимого в ремонт выключателя, проверяетсяотсутствие на нем напряжения и включаются заземляющие ножи в сторонувыключателя.
/>/>/>4.2.2 Перевод присоединений с одной системы шин на другую
1. Припереводе присоединений с одной системы шин на другую необходимость ипоследовательность операций с защитой шин и устройствами резервирования приотказе выключателей определяется указаниями инструкций энергопредприятий.
2. Припереводе присоединений с одной системы шин на другую и необходимости проверкисинхронности напряжений в электроустановках, где нет приборов контролясинхронизма, синхронность напряжений систем шин и переводимых присоединенийподтверждается диспетчером, отдающим распоряжение о переводе.
3.Последовательность операций и действий персонала при переводе всехприсоединений, находящихся в работе, с рабочей системы шин на резервную спомощью ШСВ следующая:
a) убеждаются вотсутствии напряжения на резервной системе шин, а также в отсутствии включенныхзаземляющих ножей и наложенных переносных заземлений;
b) проверяютсяуставки на защитах ШСВ (они должны соответствовать уставкам, указанным винструкции энергопредприятия для режима «Опробование») и включаются защиты сдействием на отключение ШСВ;
c) включается ШСВ ипроверяется наличие напряжения на резервной системе шин;
d) снимаетсяоперативный ток с привода и защит ШСВ;
e) отключается АПВшин (если оно предусмотрено);
f) проверяется наместе установки, включен ли ШСВ;
g) включаются шинныеразъединители всех переводимых присоединений на резервную систему шин;проверяется включенное положение разъединителей;
h) отключаютсяшинные разъединители всех переводимых присоединений от освобождаемой системышин; проверяется отключенное положение разъединителей;
i) переключаетсяпитание цепей напряжения защит, автоматики и измерительных приборов насоответствующий трансформатор напряжения, если питание цепей не переключаетсяавтоматически;
j) подаетсяоперативный ток на привод и защиты ШСВ;
k) убеждаются поамперметру в отсутствии нагрузки на ШСВ и отключают ШСВ;
l) убеждаются вотсутствии напряжения на освобожденной системе шин;
m) включается АПВшин.
/>4.2.3 Вывод в ремонт трансформатораТ1
a) уточняетсядопустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, еслитрансформатор Т1 будет отключен;
b) переключаютсяАРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
c) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2;
d) отключаетсявыключатель с низкой стороны трансформатора Т1( перемещается тележка сотключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости отхарактера намечаемых работ).
e) проверяетсязначение нагрузки на трансформаторе Т2
f) переключаетсяАРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление
g) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения
h) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1
i) отключаетсявыключатель с высокой стороны трансформатора Т1, отключаются разъединители,вкл. заземляющие ножи
j) проверяется,отключен ли выключатель с низкой стороны трансформатора Т1, перемещаетсятележка выключателя в ремонтное положение
k) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1
l) убеждаются передналожением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствиинапряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работнакладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатораТ1
/>
Рисунок 4.2 Схема дверабочие системы шин с обходной
/>
/>4.3 Четырехугольник
/>/>/>4.3.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схемечетырехугольника
m) уточняется допустимое значениенагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будетотключен;
n) переключаютсяАРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
o) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2;
p) отключаетсявыключатель Q5 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключеннымвыключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характеранамечаемых работ).
q) проверяетсязначение нагрузки на трансформаторе Т2
r) переключаетсяАРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление
s) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения
t) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1
u) отключаютсявыключатели Q1, Q3 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл.заземляющие ножи
v) проверяется,отключен ли выключатель Q5 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателяв ремонтное положение
w) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1
x) убеждаются передналожением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствиинапряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работнакладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатораТ1
y) включитьразъединитель линии
z) включитьотключенные выключатели
/>
/>4.3.2 Вывод в ремонт линии W1
Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУлинии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции сустройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствамиАПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от ихсхемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкцийэнергопредприятий.
При отключении линий, отходящих от электростанций, первым,как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым — выключатель со стороны энергосистемы.
a) Отключитьвыключатели Q2, Q1.
b) Отключитьразъединители с обеих сторон отключаемых выключателей.
c) Включитьзаземляющие ножи.
/>/>
/>4.3.3 Основные группы операций привыводе в ремонт выключателя в схеме четырехугольника (например, Q1)
a) отключаетсявыводимый в ремонт выключатель Q1; убеждаются в отсутствии нагрузки;
b) проверяется наместе отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются собеих сторон разъединители;
c) поочередноотключаются устройства релейной, защиты и автоматики, токовые цепи которыхподключены к трансформаторам тока выводимого в ремонт выключателя, отключаютсяиспытательными блоками токовые цепи защит и автоматики от этих трансформаторовтока; проверяются защиты током нагрузки и включаются в работу с действием наоставшиеся в работе смежные выключатели; включаются в работу устройства автоматики;При этом исключаются ложные воздействия на устройства РЗА, оставшиеся в работе;
d) убеждаются посхеме в отсутствии напряжения на выводимом в ремонт выключателе; включаютсязаземляющие ножи в сторону выключателя.
/>
Рисунок 4.3 Схемачетырехугольник
/>/>
4.4Одна секционированная рабочая шина с обходной
/>/>/>4.4.1 Замена выключателя присоединения через обходным
a) готовится схемаобходного выключателя для опробования напряжением обходной системы шин отрабочей системы шин, на которую включено присоединение с выводимым в ремонтвыключателем (см. рисунок);
b) включаетсяобходной выключатель с уставками «опробования» на его защитах, с введеннойзащитой шин, включенной по оперативным цепям на отключение обходноговыключателя, и включенным пуском УРОВ от защит; проверяется наличие напряженияна обходной системе шин;
c) отключаетсяобходной выключатель. Проверяется отключенное положение обходного выключателя ивключается на обходную систему шин разъединитель присоединения, выключателькоторого выводится в ремонт;
d) вводятся спомощью испытательных блоков в схему защиты шин цепи трансформаторов токаобходного выключателя как выключателя присоединения; на защитах обходноговыключателя выставляются уставки, соответствующие уставкам защит данного присоединения;отключаются быстродействующие защиты (ДФЗ, ДЗЛ и др.) со всех сторон защищаемогоприсоединения;
e) включаетсяобходной выключатель; проверяется ток нагрузки, отключается выводимый в ремонтвыключатель присоединения; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;
f) отключаетсязащита шин, выполняются необходимые переключения в ее цепях, защита проверяетсятоком нагрузки и включается в работу;
g) переключаютсятоковые цепи быстродействующих защит присоединения на трансформаторы токаобходного выключателя и оперативные цепи с действием на обходной выключатель;проверяются защиты током нагрузки, включаются защиты в работу и опробуются наотключение обходного выключателя с включением его от АПВ;
h) отключаютсяразъединители с обеих сторон выводимого в ремонт выключателя, проверяетсяотсутствие на нем напряжения и включаются заземляющие ножи в сторонувыключателя.
/>/>/>4.4.2 Отключение линии W1
Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУлинии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции сустройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствамиАПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от ихсхемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкцийэнергопредприятий.
При отключении линий, отходящих от электростанций, первым,как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым — выключательсо стороны энергосистемы.
a) Отключитьвыключатель линии.
b) Отключитьразъединители с обоих сторон отключаемого выключателя.
c) Включитьзаземляющие ножи.
/>/>/>4.4.3 Отключение трансформатора T1
a) уточняетсядопустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, еслитрансформатор Т1 будет отключен.
b) переключаютсяАРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление.
c) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2.
d) отключаетсявыключатель с низкой стороны трансформатора Т1( перемещается тележка сотключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости отхарактера намечаемых работ). Отключаются последовательно выключатель с высокойстороны трансформатора.
e) проверяетсязначение нагрузки на трансформаторе Т2.
f) переключаетсяАРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление.
g) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения.
h) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1.
i) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1.
j) убеждаются передналожением заземлений на присоединении трансформатора
Т1 в отсутствиинапряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываютсязаземления со стороны высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора Т1.
/>
Рисунок 4.4 Схема однасекционированная рабочая шина с обходной
/>/>/>4.5 Две рабочие системы шин и два выключателя на цепь
/>/>/>4.5.1 Основные группы операций при выводе в ремонтвыключателя в схеме с двумя рабочими системами шин и двумя выключателями нацепь ( например Q2 )
a) отключаетсявыводимый в ремонт выключатель присоединения; убеждаются в отсутствии токанагрузки;
b) проверяется наместе отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются собеих сторон его разъединители, проверяется отключенное положениеразъединителей;
c) отключаетсязащита шин, выводятся из ее схемы цепи трансформаторов тока выводимого в ремонтвыключателя, защита шин проверяется током нагрузки и включается в работу;
d) поочередноотключаются защиты присоединения, отключаются их токовые цепи оттрансформаторов тока выводимого в ремонт выключателя, отключаются оперативныецепи защит и автоматики от привода выводимого в ремонт выключателя присохранении их действия на парный выключатель, остающийся в работе; защитыпроверяются током нагрузки и включаются в работу, включаются в работуустройства автоматики. Переключения в цепях РЗА производятся с помощьюиспытательных блоков и накладок;
e) убеждаются посхеме в отсутствии напряжения; включаются заземляющие ножи в сторонувыведенного в ремонт выключателя.
/>4.5.2 Вывод в ремонт трансформатораТ1 в схеме четырехугольника
a) уточняетсядопустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, еслитрансформатор Т1 будет отключен;
b) переключаютсяАРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
c) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2;
d) отключаетсявыключатель Q7 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключеннымвыключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характеранамечаемых работ).
e) проверяетсязначение нагрузки на трансформаторе Т2
f) переключаетсяАРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление
g) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения
h) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1
i) отключаютсявыключатели Q1, Q3, Q5 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл.заземляющие ножи
j) проверяется,отключен ли выключатель Q7 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателяв ремонтное положение
k) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1
убеждаются перед наложением заземлений на присоединениитрансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимостиот характера работ накладываются заземления со стороны высшего и низшегонапряжений трансформатора Т1
l) отключитьразъединитель трансформатора
m) включитьвыключатели
/>4.5.3 Отключение линии W1
Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУлинии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции сустройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствамиАПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от ихсхемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкцийэнергопредприятий.
При отключении линий, отходящих от электростанций, первым,как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым — выключатель со стороны энергосистемы.
d) Отключитьвыключатели Q1, Q2 линии W1.
e) Отключитьразъединители с обеих сторон отключаемого выключателя.
f) Включитьзаземляющие ножи.
/>
Рисунок 4.5 Схема дверабочие системы шин и два выключателя на цепь
/>/>/>4.6 Сдвоенный четырехугольник
/>/>/>4.6.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схемечетырехугольника
a) уточняетсядопустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, еслитрансформатор Т1 будет отключен;
b) переключаютсяАРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора)трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;
c) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПНтрансформатора Т2;
d) отключаетсявыключатель Q11 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключеннымвыключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характеранамечаемых работ) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2
e) переключаетсяАРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление
f) дистанционнопереводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму егономинального возбуждения
g) включаетсязаземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1
h) отключаютсявыключатели Q1, Q3, Q5 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл.заземляющие ножи
i) проверяется,отключен ли выключатель Q5 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателяв ремонтное положение
j) отключаютсягазовые и технологические защиты трансформатора Т1
k) убеждаются передналожением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствиинапряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываютсязаземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатора Т1
l) отключитьразъединитель трансформатора Т1
m) включитьвыключатели Q1, Q3, Q5.
/>
/>4.6.2 Вывод в ремонт линии W1
Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУлинии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции сустройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствамиАПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от ихсхемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкцийэнергопредприятий. При отключении линий, отходящих от электростанций, первым,как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым — выключатель со стороны энергосистемы.
a) Отключитьвыключатели Q2, Q1.
b) Отключитьразъединители с обоих сторон отключаемых выключателей.
c) Включитьзаземляющие ножи.
d) Включитьразъединитель линии
e) Восстановить схему(Включить выключатели Q2 и Q3 ).
/>4.6.3 Основные группы операций привыводе в ремонт выключателя в схеме сдвоенного четырехугольника (например Q1)
e) отключаетсявыводимый в ремонт выключатель Q1; убеждаются в отсутствии нагрузки;
f) проверяется наместе отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются собеих сторон разъединители;
g) поочередноотключаются устройства релейной, защиты и автоматики, токовые цепи которых подключенык трансформаторам тока выводимого в ремонт выключателя, отключаютсяиспытательными блоками токовые цепи защит и автоматики от этих трансформаторовтока; проверяются защиты током нагрузки и включаются в работу с действием наоставшиеся в работе смежные выключатели; включаются в работу устройства автоматики;При этом исключаются ложные воздействия на устройства РЗА, оставшиеся в работе;
h) убеждаются посхеме в отсутствии напряжения на выводимом в ремонт выключателе; включаютсязаземляющие ножи в сторону выключателя.
/>
Рисунок 4.6 Схема сдвоенный четырехугольник
/>/>/>/>/>5. БЕЗОПАСНОСТЬЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
/>/>5.1 Общиеположения
Станция состоит из ТСК(тепло-силовой комплекс), в котором расположены тепловая часть станции (котлы,турбины) и генераторы. Генераторы подключены к распределительным пунктам черезКРУ на выкатных тележках.
Станция отвечаетнормативным документам по проектированию, монтажу и устройству электроустановоксогласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), Правилам техническойэксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) и Межотраслевым правилам поохране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТРМ-016-2001).
В цепях генератора,системе собственных нужд используем элегазовые выключатели типа VF 12.
Достоинство элегазовыхвыключателей: взрыво и пожаробезопастность, быстрота действия, высокаяотключающая способность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность длянаружной и внутренней установки.
/>/>5.2 Электробезопасность
Для РУ 10 кВ в схемахэлектрических соединений применяется механическая оперативная блокировка.
Шины обозначены:
при переменном трёхфазномтоке: шины фазы А – жёлтым цветом, фазы В – зелёным, фазы С – красным;
при переменном однофазномтоке: шина А, присоединённая к началу обмотки источника питания – жёлтымцветом, а шина В, присоединённая к концу обмотки – красным.
Безопасностьобслуживающего персонала и посторонних лиц обеспечивается путём:
1) применениянадлежащей изоляции, а в отдельных случаях – повышенной (электроинструмент и т.п.);
2) применениедвойной изоляции;
3) примененияблокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочныхопераций и доступа к токоведущим частям (в ячейках – невозможностьодновременного включения разъединителя и заземляющих ножей)
4) надежного ибыстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования,случайно оказавшихся под напряжением и поврежденных участков сети, в том числезащитного отключения;
5) заземление илизануление корпусов электрооборудования и элементов электроустановок, которыемогут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции;
6) выравниваниепотенциалов (организация контуров заземления);
7) применениеразделительных трансформаторов;
8) применениенапряжения 50 В и ниже переменного тока частотой 50 Гц и 120 В и ниже постоянноготока;
9) применениепредупреждающей сигнализации, надписей и плакатов
10) применениеустройств, снижающих напряженность электрических полей;
11) использованиесредств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействияэлектрического поля в электроустановках, в которых его напряженность превышаетдопустимые нормы.
12) применениеустройства контроля изоляций, сигнализации однофазных замыканий на землю,защитное зануление в сетях до 0,4 кВ.
Втаблице 5.1 приведен перечень средств электрозащиты.
Таблица5.1-Электрозащитные средства находящихся в РУ 10.5 кВНаименование средств защиты Ед. Изм. Количество Изолирующие штанги шт. 2 Указатели напряжения шт. 2 Изолирующие клещи шт. 1 Диэлектрические перчатки пары. 2 Диэлектрические галоши пары. 2 Диэлектрические ковры шт. 2 Защитные очки пары. 1 Переносные заземления шт. 2 Временные ограждения шт. 2 Переносные плакаты шт. 10 Знаки безопасности шт. 10 Изолирующие накладки шт. 2
Заземлениеэлектроустановок выполняется при напряжении 380 В и выше переменного тока.
К частям подлежащимзаземлению относятся:
1) корпусаэлектрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.;
2) приводы электрическихаппаратов;
3) вторичные обмоткиизмерительных трансформаторов;
4) каркасыраспределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съёмные илиоткрывающиеся части, если на последних установлено электрооборудование напряжениемвыше 50 В переменного тока;
5) металлическиеконструкции распределительных устройств, металлические кабельные конструкции,металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броняконтрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, металлическиерукава и трубы электропроводки, кожухи и опорные конструкции шинопроводов,лотки, короба, струны, тросы и стальные полосы, на которых укреплены кабели ипровода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с заземлённойметаллической оболочкой или бронёй), а также другие металлические конструкции,на которых устанавливается электрооборудование;
6) металлическиекорпуса передвижных и переносных электроприёмников;
электрооборудование,размещённое на движущихся частях станков, машин и механизмов.
Для защиты зданий отпрямых ударов молнии и вторичных ее проявлений проектом в соответствии с ПУЭпредусмотрено выполнение молниезащиты зданий. Для защиты людей от пораженияэлектрическим током при повреждении изоляции все нетоковедущие металлическиечасти электрооборудования подлежат защитному заземлению или занулению. С цельюуравнивания потенциалов в помещениях и наружных установках, в которыхприменяется заземление или зануление, все строительные и производственныеконструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений,металлические корпуса технологического оборудования, воздуховоды вентиляционныхсистем присоединены к сети заземления и зануления.
Для заземленияэлектроустановок в первую очередь применяются естественные заземлители. Еслипри этом сопротивления заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеютдопустимые значения, а также обеспечиваются нормированные значения назаземляющем устройстве, то искусственные заземлители применяются лишь принеобходимости снижения плотности токов, протекающих по естественнымзаземлителям или стекающих с них.
Выполним расчетзаземляющего устройства РП-53 10 кВ [3]. Естественных заземлителей нет.Удельное сопротивление земли при нормальной влажности />Ом∙м. Подстанциязанимает площадь 18 х 8 м2. Из расчета по программе «Energo» ( схемурасчета см. п.п. 2.3) IЗ = 13,2 кА.
RЗ = />= />= 19 Ом
Сопротивлениезаземляющего устройства в РУ 10 кВ согласно ПУЭ должно быть не более 4 Ом. Такимобразом, последнее условие является определяющим для расчета: RЗ ≤4 Ом. Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40х4 мм,проложенной на глубине 0,7 м вокруг оборудования РП-53. Общая длина полосы 60 м (рисунок 5.1).
/>
Рисунок 5.1 Планзаземляющего устройства
На рисунке обозначены: 1– площадь занятая РП; 2 – заземляющий контур.
Сопротивление заземляющейполосы:
/>Ом,
где />= 3∙86; kCопределен по таблице 8.2 [3].
Предварительно принимая вконтуре 10 вертикальных заземлителей, по таблице 7.4 [3] для а/l = 1 находимкоэффициент использования полосы />,тогда сопротивление полосы в контуре из 10 вертикальных заземлителей:
/>Ом.
Необходимое сопротивлениевертикальных заземлителей:
/>Ом,
где Rиск = RЗ,так как естественные заземлители отсутствуют.
Количество вертикальныхзаземлителей:
/>,
где сопротивление одноговертикального заземлителя ( стержня длинной 5 м, диаметром 12 мм при />= 1,25∙86=108 Ом∙м).
/>Ом.
Принимаем в контуре 10вертикальных заземлителей.
Все виды работ в РУдолжны проводиться в полном соответствии с требованиями ПОТ.
Все РУ должны бытьукомплектованы согласно нормам установленным Инструкцией по применению ииспытанию средств защиты используемых в электроустановках.
/>5.3 Производственная санитария
Оборудование отвечаеттребованиям стандартов системы безопасности труда, оснащено в соответствии сдействующими нормами и правилами необходимыми технологическими защитами.
Шум на производственаносит большой ущерб, вредно действует на организм человека. Утомление рабочихи операторов из-за сильного шума увеличивает число ошибок при работе,способствует возникновению травм. Шумом является всякий нежелательный длячеловека звук. Источниками шума являются различные вращающиеся механизмы(генераторы, электродвигатели и т.д.)
Для снижения шумаприменены следующие методы:
– уменьшение шума висточнике;
– изменение направлениеизлучения;
– рациональная планировкапредприятий цехов, акустическая обработка помещения;
– уменьшения шума на путиего распространения.
/>/>5.4 Освещение
Оборудование станцииустанавливается в готовых зданиях завода.
Распределительныеустройства оборудованы электрическим освещением. Осветительная аппаратураустановлена таким образом, чтобы было обеспечено её безопасное обслуживание.Групповые линии сетей внутреннего освещения защищены автоматическимивыключателями на рабочий ток не более 25 А. Каждая групповая линия содержит нафазу не более десяти ламп накаливания типа ДРЛ. В зданиях на однофазные группыосвещения лестниц, этажных коридоров, холлов технических подполий и чердаковдопускается по 60 Вт. В групповых линиях, питающих лампы мощностью 10 кВт ибольше, на каждую фазу присоединяется не более одной лампы. Трансформаторы,питающие светильники 50 В и ниже, защищены со стороны высшего напряженияаппаратами защиты с номинальным током, близким к номинальному токутрансформатора. Защита также предусмотрена на отходящих линиях. Электропроводкак светильникам местного освещения выше 50 В выполнена в пределах рабочего местав гибких рукавах.
/>/>5.5 Пожаробезопасность и взрывоопасность
Поскольку котлы работаютна газу, то электростанция является взрывоопасным объектом. Территория станцииобеспечена соответствующими системами отопления, вентиляции и освещения всоответствии с нормативными требованиями по охране труда.
Для безопасногообслуживания оборудования изоляция тепловыделяющего оборудования итрубопроводов выполнена несгораемыми материалами, обеспечивающими температуруповерхности теплоизоляционной конструкции не более 55°С.
Приборы и средстваавтоматизации, устанавливаемые в помещениях и на наружных площадках, имеющихвзрывоопасные зоны, отвечают требованиям “Правил устройства электроустановок”(ПУЭ) и выбраны в соответствии с классом “взрывоопасное”, категорией и группойвзрывоопасных смесей.
Воздуховоды системвентиляции выполняются из несгораемых материалов.
Действующие электрическиеустановки снабжены огнетушителями ОУ-8, ОП-3. В машинном зале ОВПУ-250.
На территорииустанавливаем согласно проекта в отдельных местах пожарных щитов.
Основные техническиерешения, обеспечивающие пожаробезопасность:
1) Запроектированпротивопожарный водопровод с гидрантами на сети.
2) Производственныеи дождевые стоки сбрасываются в дренажно-канализационную емкость иперекачиваются в существующие сети.
3) Бытовые стокипоступают в канализационную малогабаритную установку и перекачиваются всуществующие сети.
4) В целяхпредотвращения распространения огня во время пожара на всех выпускахпроизводственной и дождевой канализации устанавливаются гидрозатворы.
5) для безопаснойработы котла предусмотрены автоматика безопасности и установка взрывныхклапанов;
6) газопроводы котлапродуваются через краны и продувочные линии в атмосферу;
7) в котельнойустанавливаются сигнализаторы загазованности.
/>
5.6Охрана окружающей среды
Топливомэлектростанции является газ. К системе топливоподачи подводится газ от блокаподготовки газа. На этой установке параметры газа доводятся до необходимыхдавлений (топливного и пускового), газ очищается от твердых частиц и жидкихфракций. К блоку подготовки газ подается после первой ступени сепарации ДНС-1.Газопровод подключен к газопроводу диаметром 325мм. Давление газа в точкеподключения – 0,65...0,7 МПа.
Топливныйгаз, согласно требованиям поставщика электростанции, отвечает ГОСТ 5542-87 иГОСТ 29328-92.
Газ,подаваемый на котельную после блока подготовки газа, имеет следующие параметры:расход — 88нм3/ч, давление 4-5 кг/см.
Герметичностьзатворов оборудования блока подготовки газа выполнена по классу А, что недопускает протечек газа при нормальных условиях работы.
Выбросыгаза с предохранительных клапанов и продувочных свечей оборудованияпроизводятся в коллектор сброса газа на свечу в течение одного часа один раз вгоду.
Выбросвредных веществ в атмосферу осуществляется через выхлопные трубы, продувочныесвечи сброса пускового и топливного газа, воздуховоды и дефлекторы зданиямаслохозяйства, вентиляционные трубы дренажно-канализационных ёмкостей, дымовуютрубу котельной.
При эксплуатации проектируемогооборудования в атмосферу выделяются загрязняющие вещества: метан, оксидуглерода, диоксид азота, оксид азота, масло минеральное нефтяное.
Станция оборудована системой,исключающей возможность загазованности газового отсека и отсека двигателя,которая включает в себя вентиляторы, датчики загазованности и исполнительныеустройства. Газопроводы котла продуваются через краны и продувочные линии ватмосферу. В котельной устанавливаются сигнализаторы загазованности.
/>5.7 Требования безопасности кэксплуатации электрической части станции
При эксплуатацииэлектрической части станции должны соблюдать с требования охраны трудапредусмотренные межотраслевыми правилами по охране труда.
При производстве работникдолжен применять средства защиты.
К эксплуатацииэлектроустановок должен допускаться персонал отвечающий требованиям правилтехнической эксплуатации электроустановок потребителей.
Для обеспечениябезопасности эксплуатации электроустановок предусмотрено:
1) выбор надежных схем электроснабженияпотребителей электроэнергии;
2) выбор электрооборудования, проводов икабелей, а также способов их установки и прокладки с учетом условий среды, вкоторой они эксплуатируются;
3) расчетные токовые нагрузки непревышают максимально допустимых токовых нагрузок на выбранные сечения проводови кабелей;
4) аппараты, приборы, провода, шины иконструкции соответствуют нормальным условиям работы и проверены на работу врежиме коротких замыканий.
Проектируемая системауправления обеспечивает автоматическую защиту и блокировку технологическогооборудования при возникновении на объекте аварийных ситуаций и выполнена всоответствии с требованиями действующих норм и правил по охране труда и техникебезопасности.
Системы аварийнойсигнализации предусматривают сохранение сигнала аварии до его снятияоператором, даже если причина аварии за это время исчезла.
На станции должныпроводиться работы по техническому обслуживанию, планово-предупредительныеремонты, модернизации и реконструкции оборудования электроустановок.
/>/>/>электрический тепловойкотел
6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Данная тепловаяэлектростанция предназначена для электроснабжения потребителей завода ЧТЗ.
На станции будутиспользоваться старые котлы, установленные в теплосиловом комплексе завода. Тамже будут установлены турбины и генераторы. В двух распределительных пунктахзавода устанавливаются в свободные ячейки КРУ, к которым посредствомтокопровода подключаются генераторы.
Цельютехнико-экономического расчета является определение объема капиталовложений,расчет себестоимости электроэнергии и срока окупаемости.
Станция состоит из 3генераторов ТФ-10, которые в связи с низкими параметрами пара котлов выдают8,14 МВт мощности каждый./> 6.1 Описаниеэнергетического баланса предприятия, определение величины энергетическойтоварной продукции
Энергетическийбаланс разрабатывается на основе показателей прихода энергетических ресурсов,их расхода на производство товарной продукции на незавершенное производство, навспомогательные нужды, потерь энергии от отпуска ее предприятием стороннимпотребителям.
Нормарасхода электрической и тепловой энергии на незавершенное производство принята15% ниже нормы расхода этих ресурсов в производство товарной продукции.
Результатырасчета сведены в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 –Энергетический баланс предприятияСтатьи баланса Выработка электроэнергии Отпуск электроэнергии Тыс. кВт∙ч Тыс. кВт∙ч 1.Общая выработка электроэнергии 24,4 __ 2. Расход энергетических ресурсов на собственные нужды __ 0,24 3. Отпущено энергии потребителям __ 24,16
Балансэлектроэнергии:
/>
Товарнаяэнергетическая продукция определяется по той части энергии, которая отпускаетсясторонним потребителям, по результатам расчета энергетического балансапредприятия (таблица 6.1).
Примемстоимость электроэнергии – 0,83 руб./кВт·ч. Для исчисления платы за 1 кВтмаксимальной нагрузки принимается условие 100% участия в максимуме потребителяи время максимальной нагрузки, равное 8000 часов в год.
Расчеттоварной продукции:
/>тыс. руб./ч (6.1)/>/>6.2 Численность, режим работы исостав персонала
Согласногеографическому положению и специфике режима работы предприятия принятвахтово-экспедиционный метод работы оперативного и оперативно-ремонтногоперсонала. Административно-технический персонал работает по 8-ми часовомуграфику с продолжительностью рабочей недели 5 дней.
Кадминистративно-техническому персоналу относятся:
1. Начальник станции
2. Зам. Начальника станции
3. Мастер КИПа
4. Инженер РзиА (2-ая категория)
5. Начальник смены (инженер 2-ойкатегории)
Коперативному и оперативно-ремонтному персоналу относятся:
1.Дежурныйслесарь ТХУ (5-й разряд)
2.Дежурныйэлектромонтер (5-й разряд)
3.МашинистТК (5-й разряд)
4.СлесарьТХУ (5-й разряд)
5.СлесарьКИПа (5-й разряд)
6.Эл.монтер по оперативным переключениям (5-й разряд)
Годовойфонд заработной платы составляет 7,68 млн. руб. Отчисления на социальное страхование– 3,761 млн. руб. Среднемесячная з/п одного рабочего составляет 16000 руб./>/>6.3 Объем капитальных вложений вэлектростанцию
Объем капитальныхвложений определяются из стоимости:
— оборудования
— монтажных работ
— прочие расходы(транспортировка и т.п.)
Структуракапиталовложений приведена в таблице 6.2.
Таблица 6.2- СтруктуракапиталовложенийНаименование объектов Строит. работы Монт. работы Оборудован. Прочие Всего Энергомодуль 456 1568 12488 874 15387 Блок подготовки газа 288 267 2938 208 3703 Опоры под инженерные сети 292 0,00 0,00 13 305 Объекты энергетического хозяйства 178 681 771 197 1839 КТП 23,4 1,03 149 10,3 184,1 КРУ-10кВ 1,5 21,2 1076 1,3 2174 Трансформаторы 60,5 10,2 110 7,31 188 Объекты транспортного хозяйства и связи 586 14,9 69,8 32,3 703 Объекты инженерного обеспечения 251 48,5 39,9 57,3 397 Объекты подсобного и обслуживающего назначения 925 36,5 86,5 50,3 1099 Всего капитальных вложений в ценах 1991 г. 3055 2926 17650 1448 26079 Всего капитальных вложений в ценах 2005 г. 42770 40964 247100 20272 365106
Капиталовложения всооружение станции составляют 365106 тыс. руб./>/>6.4 Расчет себестоимостипроизводства энергии
Себестоимостьэлектрической энергии является важнейшим экономическим показателем работыэнергопредприятий и представляет собой совокупность затрат в денежном выраженииобщественного и живого труда в процессе производства на электростанциях,передачи и распределения энергии в сетях.
Производственнаясебестоимость выработки электрической энергии складывается из составляющих:
/> (6.2)
где /> - топливные составляющиеэлектрической энергии, руб.;
/> - составляющиеамортизационных отчислений на выработку электрической энергии, руб.;
/> - составляющие затраттекущего ремонта на выработку энергии, руб.;
/> — составляющие затрат позаработной плате на выработку энергии, руб.;
/> — составляющие прочих(общестанционных) расходов на выработку электрической энергии, руб.;
/> — общая сумма затрат напроизводство электрической энергии, руб./>/>/> 6.5 Годовой расход и затраты на топливо
На электростанцияхзатраты на топливо по своему удельному весу являются основными. Затраты натопливо /> зависят отколичества израсходованного топлива и его цены:
/>, (6.3)
где /> - годовой расход топлива(натурального) на производство энергии, тыс.м3/год;
/> - цена топлива, руб/ тыс.м3.
Годовой расход топлива наэлектростанции рассчитывается исходя из номинального расхода топлива энергоблокамии длительностью эксплуатации:
/>;/> (6.4)
/>= 73000 м3/год.
где /> - номинальный расходтоплива энергоблоками;
/> - длительностьэксплуатации. Принимаем />=5000 ч/год.
/> м3/год.
В цену топлива уже входятпрейскурантная цена и затраты на транспортировку:
/>
Затраты на топливо:
/>
Кроме того данная статьявключает в себя еще затраты на вспомогательные материалы:
— вода: расход воды />,/>
/>
— масло: расход масла />,/>
/>
Общие затраты на топливои вспомогательные материалы за год составляют
/>/>/>6.6 Расчет амортизационныхотчислений по станции
Амортизационныеотчисления определены исходя из стоимости строительства электростанции.Результаты расчета сведены в таблицу 6.3.
Таблица6.3- Амортизационные отчисленияОбъекты строительства Сметная ст-ть в тыс. руб. % амортизации Сумма амортизации Энергомодуль 15387 6,1 937 Блок подготовки газа 3703 10,0 370 Опоры под инженерные сети 305 1,7 5,17 Объекты энергетического хозяйства 1839 6,9 126 КТП 184 10,0 18,4 КРУ-10кВ 2174 4,4 6,23 Трансформаторы 188 4,4 8,29 Объекты транспортного хозяйства и связи 703 6,0 41,96 Объекты инженерного обеспечения 397 3,6 14,1 Объекты подсобного и обслуживающего назначения 1099 2,6 28,09 Итого в ценах 2005 г. 365106 6,5 22848 />/>6.7 Расчет годовых затрат назаработную плату
Составляющаясебестоимости производства энергии по заработной плате определяется как:
/>, (6.5)
где12 – количество месяцев в году;
/> - среднемесячная зарплатана электростанции />;
/> - численность персонала наэлектростанции, чел.
/>/>/>6.8 Расчет годовых затрат натекущий ремонт
Затратына текущий ремонт приняты в размере 25% суммы от амортиза-ционных отчислений.
/>
/>
/>/>6.9 Расчет общестанционных расходов
Общестанционныерасходы принимаются в размере 14% суммы принятых затрат:
- топливо
- заработная плата
- амортизационные отчисления
- текущий ремонт.
/>
/>
Суммарныезатраты на производство энергии:
/>
Себестоимостьединицы электроэнергии составляет:
/>,
где ЭО– количество отпущенной электроэнергии с шин электростанции,
/>;
/>;
/>.
/>.
Прибыльот производства электроэнергии составит:
/>,
/>.
Срок окупаемостиэлектростанции:
/>,
/>
Эффективностькапиталовложений в электростанцию:
/>,
/>/>/>6.10 Расчет коэффициента готовностистанции к выдаче плановой мощности
Длярасчета коэффициента готовности необходимо определить полный цикл обслуживания.«ТО» носит планово-предупредительный характер для поддержания станции вработоспособном состоянии, предупреждения отказов и неисправностей.
ТО-1, ТО-2, ТО-3выполняются с базовой периодичностью:
-ТО-1после каждых 1500 ч. наработки;
-ТО-2после каждых 3000 ч. наработки;
-ТО-3после каждых 6000 ч. наработки.
КРпроизводится после каждых 35000ч. наработки и является окончанием циклаобслуживания.
Текущийремонт оборудования привязывается к одному из видов ТО с составлением соответствующихпротоколов.
Полныйцикл обслуживания составляет (при непрерывной эксплуатации) 4,5 года.
ДлительностьТО одного блока 15 суток/год; КР одного блока 30 суток/год
Соответственно,
Кг1блока=Траб/(Траб+Трем.пл), (6.6)
Траб– полное время работы ЭБ без учета времени ТО и КР за цикл;
Трем.пл.полное время ТО и КР за цикл.
Траб= (8760-360)·4,5-720= 37080ч.
Трем.пл=360·4,5+720=2340ч.
Кг1блока=37080/(37080+2340)=0,94
Сучетом плановой мощности станции (24,4 МВт) для расчета коэффи-циента готовностистанции рассматриваем режим, когда в работе 3 энергоблока.
Кгстанции=Кг1блока3/ Кг1блока (6.7)
Кгстанции= 0,943/0,94 = 0,884/>/>
6.11 Основные технико-экономическиепоказатели
Таблица 6.3 — Основныетехнико-экономические показатели.№ Показатели Ед. измерения Величина 1 Капиталовложения в сооружение станции Тыс. руб. 365106 2 Годовая выработка электроэнергии Тыс. кВт∙ч/год 192000 3 Общая численность промышленно-производственного персонала чел. 40 4 Общий годовой фонд заработной платы с учетом единого социального налога: Тыс. руб. 4176 5 Средняя заработная плата одного рабочего руб 7500 6 Годовые эксплуатационные расходы тыс. руб. 120640 7 Себестоимость выработки электроэнергии руб./кВт·ч 0,63 8 Расход топливного газа
тыс. м3/год 73 9 Расход воды
тыс. м3/год 1,5 10 Расход масла т/год 36,6 11 Коэффициент готовности станции к выдаче плановой мощности 0,83 12 Удельный расход газа
М3/ тыс. кВт·ч 0,34 13 Собственные нужды станции кВт 240 14 Время окупаемости проекта лет 6,8 15 Эффективность капиталовложений % 14 />/>/>6.12Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции
Эксплуатационнаяэкономическая характеристика электростанции – это зависимость себестоимостиединицы энергии от числа часов использования установленной мощности.Себестоимость энергии складывается из ряда затрат, и для построения и анализаэксплуатационной характеристики электростанций следует выявить эту зависимостьдля отдельных составляющих себестоимости. Характер этой зависимостиопределяется делением расходов на две части – условно-постоянные и условно-переменныеУсловно-постоянные расходы не зависят от количества выработанной энергии и с увеличениемвыработки их удельный вес в себестоимости снижается. Топливная составляющая всебестоимости электрической энергии относиться к условно-переменным расходам идолжна изменятся прямо пропорционально количеству вырабатываемой энергии.
/>
Рисунок 6.1 – График эксплуатационнойэкономической характеристики электростанции.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенныхрасчетов было установлено, что постройка станции с использованием существующихкотлов возможна.
При этом с установкойтрех турбин появляется 58,719 МВт тепла в виде сетевой воды, т.е. есть реальнаявозможность производить свое тепло за счет отработавшего в турбинах пара. Крометого выработка электроэнергии составит 24,444 МВт. При этом нет необходимостименять оборудование установленное на заводе, достаточно установить только то,что необходимо для работы генераторов.
Расходы на строительствосоставят 365 106 000 руб. Но эти затраты окупятся через 6,85 лет.
СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ
1. Смирнов А.Д.,Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Леонков А.М.,Яковлев Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. Издательство:«Беларусь», 1974.
3. Рожкова Л.Д.,Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.– 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.
4. Электронныйсправочник.
5. Инструкция попереключениям в электроустановках. — М.: «Издательство НЦ ЭНАС», 2004 г.