ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Теплоэлектроцентраль мощностью 3 по 110 МВт
Содержание
Введение.........................................................................................................................8
1 Паспорт станции.........................................................................................................9
2 Тепловая часть..........................................................................................................11
3 Электрическая часть................................................................................................26
3.1 Общий баланс активной и реактивной мощности.............................................26
3.2 Выбор структурной схемы электростанции………..…………………............28
3.3 Выбор трансформаторов......................................................................................30
3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы электри-ческой станции ...........................................................................................................33
3.4.1 Расчет капиталовложений.................................................................................32
3.4.2 Расчет ежегодных расходов..............................................................................32
3.4.3 Расчет ущерба из-за отказа основного оборудования....................................33
3.4.4 Определение оптимального варианта структурной схемы............................33
3.5 Выбор схем распределительных устройств.......................................................34
3.6 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ТЭЦ. Выбор трансфор-маторов собственных нужд........................................................................................35
3.6.1 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 110/10 кВ.............36
3.6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 10/0,4 кВ.................................38
3.6.3 Выбор аккумуляторных батарей......................................................................41
3.7 Расчет токов короткого замыкания.....................................................................44
3.7.1 Составление схемы замещения и выбор базисных условий.........................44
3.7.2 Пример расчета для точки К1...........................................................................46
3.7.3 Выбор токоограничивающих реакторов..........................................................50
3.7.4 Расчет токов подпитки короткого замыкания от электродвигателей собственных нужд.................................................... ..................................................55
3.8 Выбор выключателей и разъединителей в цепях распределительных устройств.................................................... .................................................................56
3.8.1 Выбор выключателей и разъединителей на110 кВ в присоединениях блоков G1, G2 и G3……………………………………. ........................................................56
3.8.2 Выбор выключателя и разъединителя на110 кВ в присоединении пуско-
резервного трансформатора РТСН…......... ..............................................................57
3.8.3 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на110 кВ в присоедине-ниях 18 МВт…………………………………............................................................57
3.8.4 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на110 кВ в присоедине-ниях 12 МВт…….........................................................................................................58
3.8.5 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на110 кВ в присоедине-ниях линий связи с системой.....................................................................................60
3.8.6 Выбор шиносоединительного и обходного выключателей...........................61
3.8.7 Выбор генераторных выключателей и разъединителей в блоках ………....61
3.8.8 Выбор выключателей присоединений РУ-10 кВ............................................62
3.8.9 Выбор выключателей присоединений распределительного устройства собственных нужд РУСН-10 кВ................................................................................65
3.9 Выбор ограничителей перенапряжений.............................................................68
3.10 Выбор и проверка заземляющих ножей ..........................................................70
3.11 Выбор высокочастотного заградителя..............................................................71
3.12 Выбор и проверка токоведущих частей............................................................71
3.12.1 Выбор и проверка комплектных токопроводов............................................71
3.12.2 Выбор и проверка сборных шин 110кВ и токоведущих частей от сборных
шин до выводов блочного трансформатора.............................................................72
3.12.3 Выбор и проверка гибкого провода, соединяющего резервный ТСН с ОРУ
110 кВ.................................................... ......................................................................74
3.12.4 Выбор и проверка закрытых токопроводов, к реактору РУСН-10кВ и для присоединения РТСН к РУСН-10кВ.........................................................................75
3.12.5 Выбор и проверка закрытого токопровода к реактору РУ-10кВ………....76
3.12.6 Выбор токоведущих частей РУ-10кВ............................................................76
3.12.7 Выбор и проверка сборных шин собственных нужд...................................80
3.12.8 Выбор воздушных линий ...............................................................................83
3.12.8 Выбор кабельных линий .................................................................................84
3.13 Выбор высоковольтных изоляторов..................................................................87
3.14 Выбор трансформаторов тока и напряжения...................................................67
3.14.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения в цепи генератора ТЗФП-110-2-У3.................................................... ..........................................................................89
3.14.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения в ячейках КРУ РУ-10кВ…..92
3.14.3 Выбор трансформаторов тока в цепях блочных трансформаторов и шино-
соединительного выключателя и трансформаторов напряжения в ОРУ-110кВ..98
3.15 Выбор ячеек КРУ.................................................... .........................................102
3.15.1 Выбор ячеек КРУ для РУ-10кВ.......................... .........................................102
3.15.2 Выбор ячеек КРУ для РУСН-10кВ.................... ..........................................105
4 Экономическая часть.............................................................................................107
4.1 Определение капиталовложений.......................................................................107
4.1.1 Первоначальные капиталовложения..............................................................107
4.1.2 Определение капиталовложений в основные производственные фонды..109
4.2 Расчёт годовых текущих эксплуатационных издержек..................................109
4.2.1 Определение амортизационных отчислений................................................109
4.2.2 Определение численности персонала и заработной платы.........................110
4.2.3 Расчёт выработки электрической и тепловой энергии................................117
4.2.4 Топливная составляющая издержек..............................................................120
4.3 Калькуляция себестоимости отпущенной энергии по проектируемой
станции.......................................................................................................................121
4.3.1 Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих с отчислением на соцстрах.........................................................................................121
4.3.2 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.............................123
4.3.3 Отчисления на социальные нужды................................................................124
4.3.4 Прочие расходы...............................................................................................124
4.3.5 Издержки на платежи по кредитам...............................................................125
4.4 Определение эффективности инвестиционного проекта...............................127
5 Релейная защита синхронных генераторов........................................................132
5.1 Продольная дифференциальная защита..........................................................132
5.2 Защита от витковых замыканий в обмотке статора.......................................134
5.3 Защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора..................136
5.4 Защита от замыканий на землю в обмотке возбуждения...............................139
5.5 Защита генераторов от внешних КЗ и перегрузок..........................................140
5.5.1 Защита от внешних КЗ....................................................................................140
5.5.2 Защита от симметричной перегрузки обмотки статора..............................143
5.5.3 Защита ротора от перегрузки током возбуждения......................................143
5.6 Защита от повышения напряжения..................................................................144
6 Автоматическое частотное регулирование частоты вращения асинхронных двигателей системы собственных нужд тепловых электрических станций на примере проектируемой………………………......................................................148
6.1 Тягодутьевые механизмы.. ...............................................................................151
6.2 Узел управления положением направляющего аппарата..............................153
6.3 Насосы.................................................................................................................153
6.4 Другое технологическое оборудование и вспомогательные механизмы.....154
6.5 Определение экономического эффекта внедрения автоматического частот-ного регулирования на примере питательного насоса проектируемой ТЭЦ….155
6.5.1 Расчет графика выработки тепловой энергии ТЭЦ.....................................155
6.5.2 Срок окупаемости внедрения АЧРП.............................................................160
7 Безопасность жизнедеятельности........................................................................165
7.1 Вопросы безопасности жизнедеятельности при проектировании электростанции............................................ ............................................................165
7.1.1 Производственное освещение........................................................................165
7.1.2 Производственный шум и вибрация.............................................................165
7.1.3 Защита от вибрации........................................................................................166
7.1.4 Основные виды средств защиты...................................................................167
7.1.5 Электробезопасность......................................................................................167
7.1.6 Пожаробезопасность.......................................................................................169
7.2 Расчет контура заземления ОРУ-110 кВ..........................................................170
7.3 Грозозащита оборудования ОРУ 110 кВ.........................................................176
Заключение...............................................................................................................178
Список использованных источников.....................................................................179
Введение
Станция проектируется для строительства в Республике Башкортостан.
Проектируемая станция является электрической станцией теплофикационного типа. На ТЭЦ планируется установка трёх турбин Т-110/120-12,8-5 мощностью по 110 МВт. Суммарная установленная мощность ТЭЦ составит 330 МВт. В качестве основного и резервного топлива используется природный газ. Агрегаты работают по блочной схеме: котел – турбина – генератор.
Станция предназначена для горячего водоснабжения и отопления близ лежащего района. Выдача мощности в энергосистему и электроснабжение промышленных предприятий и коммунальных сетей осуществляется на напряжении 110 и 10 кВ. Связь с системой осуществляется по двум линиям 110 кВ длинной 50 км. Электроснабжение местного промышленного района осуществляется кабельными линиями.
1 Паспорт станции
Общие данные.
1. Проектируемая станция является электрической станцией теплофикационного типа. Станция предназначена для горячего водоснабжения и отопления близ лежащего района. Выдача мощности в энергосистему и электроснабжение промышленных предприятий и коммунальных сетей осуществляется на напряжении 110 и 10 кВ.
2. Станция расположена в Республике Башкортостан.
3. Тип станции – теплофикационная.
4. Установленная мощность 330 МВт.
5. Основное и резервное топливо – природный газ.
6. Техническое водоснабжение производится от реки.
Котло-турбинный цех.
1. На проектируемой ТЭЦ будет установлено три котла типа ТГМЕ-436 производительностью 500 т/ч.
2. Технический минимум производительности котлов на основном топливе составляет 30%.
3. На ТЭЦ будет установлено три турбины типа Т-110/120-12,8-5 производства ОАО “Турбомоторный завод” (ТМЗ) номинальной мощностью .
4. Расход пара на турбину 470 т/ч. Параметры пара: р=12,8 МПа, t=555ºС. Параметры перегретого пара р=13,8 МПа, t=560ºС.
5. Расчетное разряжение в конденсаторе р=0,0056 МПа.
6. На ТЭЦ будет установлено три питательных насоса типа ПЭ-580-185 без резерва.
Основное электротехническое оборудование.
1. Три турбогенератора типа Т3ФП-110-2У3 с .
2. Три трансформатора типа ТДЦ-125000/110-У1 с МВА.
3. Число, тип, мощность и напряжение трансформаторов собственных нужд:
2хТРДНС-25000/110 с , 110/10,5-10,5.
Распределительные устройства.
1. Выдача мощности в энергосистему и электроснабжение промышленных предприятий и коммунальных сетей осуществляется на напряжении 110 и 10 кВ.
2. Распределительное устройство 110 кВ – открытое распределительное устройство (ОРУ).
Распределительное устройство 10 кВ – комплектное распределительное устройство (КРУ).
3. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме две рабочие шины с обходной, от него отходят тринадцать воздушных линий (ВЛ) 110 кВ, связывающие ТЭЦ с энергосистемой и потребителями.
4. Распределительные устройства собственных нужд 10 и 0,4 кВ выполнены по схеме с одной системой сборных шин.
Технико-экономические показатели проектируемой ТЭЦ.
1. Годовая выработка электроэнергии:
2. Расход электроэнергии на собственные нужды:
3. Удельный расход условного топлива:
- на производство 1 кВт·ч электроэнергии:
- на производство 1 Гкал теплоэнергии:
.
4. Капитальные вложения в ТЭЦ:
5. Себестоимость производства:
- электроэнергии:
- теплоэнергии:
6. Продолжительность использования максимума нагрузки:
Число часов использования максимума тепловой нагрузки:
2 Тепловая часть
В состав энергоблока входит следующее основное оборудование:
Паровой котел Е – 500 – 13,8 – 560ГН производства ТКЗ “Красный котельщик” (модель ТГМЕ – 436) с естественной циркуляцией предназначен для получения перегретого пара высокого давления при сжигании природного газа составе ПСУ. Основным топливом для котла является природный газ. Окислителем служат воздух от воздухонагревательной установки и вентилятора.
Заложенная в конструкции котла двухступенчатая схема сжигания позволяет обеспечить уровень выбросов NОx не более 125 мг/м3 при сжигании газа. При этом выбросы СО не превысят 100 мг/м3.
Паровой котел с естественной циркуляцией состоит из одного корпуса с симметричным расположением поверхностей нагрева, выполненных по П - образной сомкнутой компоновке, имеет газоплотное исполнение и работает под наддувом (360 – 380 кгс/м² при нормальной нагрузке котла).
Котел имеет два самостоятельных потока по водяному и паровому трактам. Топочная камера призматическая, на боковых стенах топки встречно расположены в три яруса 12 вихревых горелок, рассчитанных на раздельное и совместное сжигание газа и позволяющих организовать ступенчатое сжигание топлива с целью максимального подавления выбросов окислов азота.
Стены топочной камеры экранированы газоплотными испарительными панелями. Вверху топки размещен ширмовый пароперегреватель, состоящий из 18 ширм, имеющий два хода по пару. Задний экран топочной камеры служит разделительной стеной между топкой и опускным газоходом и имеет в верхней части фестонированный участок для перепуска газов в опускной газоход. Радиационный пароперегреватель размещен на фронтовой и боковых стенах топки в два яруса, включенных по пару параллельно.
В опускном газоходе расположены последовательно по ходу газов три ступени конвективного пароперегревателя (КПП 1, КПП 2, КПП 3), водяной экономайзер, совмещенный с газоводоподогревателем высокого давления (ГВП ВД), а так же газоподогреватель низкого давления (ГВП НД). Потолок поворотной камеры и стены опускного газохода экранированы цельносварными панелями, включенных в перегревательный тракт.
Процессы питания котла, горения и регулирования температуры перегрева пара полностью автоматизированы.
Газоводоподогреватели высокого и низкого давления состоят из горизонтальных пакетов змеевиков. Змеевики поверхностей нагрева изготавливаются из труб со спирально-ленточным оребрением.
Газоводоподогреватель низкого давления предназначен для подогрева конденсата паровой турбины перед деаэратором 0,7 МПА. Крепление пакетов конвективного пароперегревателя осуществляется с помощью подвесных труб, охлаждаемых средой после водяного экономайзера.
Все элементы и поверхности котла подвешиваются к каркасу котла, служащего для восприятия несущих нагрузок.
Таблица 2.1 – Технические характеристики котла.
Тип котла Е-500-13,8-560 ГН (модельТГМЕ-436)
Производительность, т/ч 500
Производительность, кг/с 138,9
Давление на выходе, МПа 13,8
Температура пара, ºС 560
Температура воды на входе, ºС 168
Ширина, м 14,6
Глубина (Длина), м 16,85
Высота, м 32,9
Основной вид топлива Природный газ
КПД котла, % 93,3
Описание: Температура конденсата на входе в газоводяной подогреватель низкого давления – 70 – 122 °С.
Температура конденсата на выходе из газо-водяного подогревателя низкого давления – 156 °С.
Давление конденсата – 0,98 МПа.
Регулировочный диапазон нагрузок – 30 - 100 %.
Полный назначенный срок службы ПК – 40 лет.
Ресурс работы отдельных элементов котла:
назначенный ресурс поверхностей нагрева и выходных коллекторов пароперегревателя в соответствии с ГОСТ 28269-89 – 100 000 час.
назначенный ресурс трубопроводов в пределах котла и других элементов котла в соответствии с ГОСТ 28269-89 – 200 000 час.
Паровая турбина типа Т – 110/120 – 12,8 – 5 производства ОАО “Уральский турбомоторный завод” (ТМЗ) предназначена для привода турбогенератора типа Т3ФП – 110 – 2У3 и представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из однопоточного цилиндра высокого давления и двухпоточного цилиндра низкого давления
Тур¬бины этого семейства предназначены для вновь строя¬щихся и расширяемых ТЭЦ больших и средних городов. Поскольку первоначально для этих ТЭЦ не всегда точно из¬вестна тепловая нагрузка, или она не обеспечивается в первые годы эксплуатации турбины, то турбина Т-100 проек¬тировалась с некоторой долей универсальности, т.е. она достаточно экономична как при работе с различными теп¬ловыми нагрузками, так и на чисто конденсационных ре¬жимах.
Рисунок 2.1 – Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбинами Т – 110/120 – 12,8 – 5.
Турбина может работать на режимах теплового гра¬фика (с противодавлением) с охлаждением встроенных пуч¬ков конденсаторов как подпиточной, так и сетевой водой. Турбина имеет достаточно развитую низкопотенциальную часть, конденсаторную группу с оптимальным расходом ох¬лаждающей воды, развитую систему регенерации. В тур¬бине реализованы многие прогрессивные решения, разра¬ботанные для теплофикационных турбин, она постоянно совершенствуется и прошла пять модернизаций (имеет индекс “5”). Перечисленные достоинства уже обеспечили турбине Т-110/120-130 выпуск наиболее крупной из известных серий – в настоящее время выпускается третья сотня этих турбин.
Предусмотрен двухступенчатый подогрев сетевой воды. Давление пара в регулируемом отборе поддерживается регули¬рующими диафрагмами, установленными в каждом пото¬ке ЦНД.
Она рассчитана для работы при следующих параметрах:
– номинальное абсолютное давление свежего пара перед стопорным клапаном цилиндра высокого давления – 12,8 МПа (130 кгс/см²);
– номинальная температура свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД – 555ºС;
– номинальный (максимальный) расход свежего пара – 470 (485) т/ч;
–номинальный расход охлаждающей воды, проходящей через конденсатор – 16000 м³/ч;
– среднее расчётное абсолютное давление в конденсаторе на конденсационном режиме при расчётной температуре охлаждающей воды 20ºС – 0,0056 МПа.
Номинальная мощность турбины при номинальной тепловой нагрузке отопительных отборов 770 ГДж/ч (184 Гкал/ч) составляет 110 МВт. Максимальная мощность турбины 120 МВт достигается в конденсационном режиме.Турбина имеет два теплофикационных отбора пара со следующими пределами регулирования абсолютного давления: верхний – от 0,059 до 0,245 МПа; нижний – от 0,049 до 0,196 МПа.
Таблица 2.2 – Основные характеристики турбоагрегата Т – 110/120 – 12,8 – 5.
Показатель Режим работы
теплофикационный конденсационный
Мощность на клеммах генератора, МВт 110 120
Тепло, отдаваемое из отопительных отборов, ГДж/ч 770 –
Абсолютное давление в регулируемом отопительном отборе, МПа 0,089 –
Температура питательной воды, ºС 234 234
Температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, ºС 49,3 –
КПД генератора. % 98,45 98,45
Удельный расход:
пара, кг/(кВт·ч)
теплоты, кДж/(кВт·ч)
4,3
–
3,53
9080
Расход сетевой воды, м³/ч 5015 –
Регенеративный подогрев основного конденсата производится последовательно: в охладителе пара основных эжекторов, охладителе пара концевых уплотнений, ПСНГ и ГВП НД.
Цех химводоочистки (ХВО).
Вода реки Белой через насосную станцию двумя трубопроводами Ø 500 мм поступает на всас насосов сырой воды, затем на ПСВ, где подогревается до t- 30ºС±1ºС, для подогрева сырой воды используется пар отопительного
отбора турбины. Подогретая вода поступает в химический цех производительностью 850-1200 т/час на осветлители 420х4; 100х2; для коагуляции и известкования.
Таблица 2.3 – Теплообменное оборудование, комплектующее паро- турбинные установки /1/.
Оборудование Т – 110/120 – 12,8 – 5 ТМЗ
Типоразмер Завод-изготовитель
Конденсатор КГ2 – 6200 – III ТМЗ
Основной эжектор конденсационного устройства ЭП – 3 – 2А (2 шт.) ТМЗ
Охладитель пара из концевых камер уплотнений (с эжектором) ХЭ – 90 – 550 ТМЗ
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений٭
ПН – 100 – 16 – 4 – III
(ПНД 1) «Энергомаш»
Подогреватели низкого давления:
ПНД 1
ПНД 2
ПНД 3
ПНД 4
ПН – 250 – 16 – 7 – IIIсв
ПН – 250 – 16 – 7 – IVсв
ПН – 250 – 16 – 7 – IVсв
ПН – 250 – 16 – 7 – IVсв
«Энергомаш»
«Энергомаш»
«Энергомаш»
«Энергомаш»
Охладитель конденсата – –
Подогреватель с закачкой конденсата сливными насосами ПНД2, ПНД3,
ПСГ1, ПСГ2 –
Деаэратор ДП – 500/120 «Сибэнергомаш»
Подогреватели высокого давления:
ПВД 1
ПВД 2
ПВД 3
ПВ – 450 – 230 –25
ПВ – 450 – 230 –35
ПВ – 450 – 230 –45
ТКЗ
ТКЗ
ТКЗ
Подогреватели сетевой воды:
основной (нижний)
пиковый (верхний)
ПСГ – 2300 – 2 – 8 – I
ПСГ – 2300 – 2 – 8 – II
ТМЗ
ТМЗ
Маслоохладитель Встроен в маслобак ТМЗ
٭ В скобках указан подогреватель, перед которым по ходу питательной воды установлен данный теплообменник.
Затем на механические фильтры, где вода освобождается от механических
примесей и поступает на обессоливающую установку и установку Nа-катионирования, там вода освобождается от катионов жесткости Са, Mg, анионов слабых и сильных кислот. Отработавшийся загрузочный материал фильтров (анионит, катионит) обрабатывают (регенерируют) растворами серной кислоты и щелочи (NаОН). Вода проходит двухступенчатое обессоливание. Бидистилированная вода на всасе насоса обессоленной воды обрабатывается NН³- аммиаком, для предупреждения углекислотной коррозии пароводяного тракта и связанного с протеканием чрезмерного обогащения питательной воды продуктами коррозии:
СО² + NH³ + H² O = NН⁴ НСО³
СО² + 2 NН³+ Н²О = (NН⁴ )²СО³
Качественным показателем воды является величина рН, норма 9,0±0,1. Затем вода подается на ПХОВ, где подогревается до t-75°С, далее поступает на деаэраторы 1,2 ата, где освобождается от О², подогревается до t-105°С, О²-30 мкг/кг. (По закону Генри концентрация газа в жидкости прямо пропорциональна его порциальному давлению). Затем перекачивающими насосами ПЕНами вода через ПНД от КН поступает в деаэраторы 6 ата. 9 штук. Тип-ДСП-400, объем бака 120м³, t-159°С, производительность колонки –400т/час. Назначение то же. При нагревании воды в деаэраторе и кипении, газы выделяются из нее и удаляются из деаэратора. В деаэратор конденсат поступает в верхнюю часть колонки разбрызгивается на ситах (дырчатых тарелках и сливается вниз). Навстречу газу движется пар, который нагревает воду до кипения, и отдавая ему тепло сам конденсируется и стекает вниз. Оставшаяся небольшая часть пара и выделившиеся газы удаляются из верхней части колонки через выпар. Затем вода идет на всас ПЭНов и поступает на ПВД, где вода подогревается до t-230°С, Р-160 ата. И поступает через сниженный узел питания в водяной экономайзер, где подогревается до t-230°С и поступает в барабан котла. В барабане котла проводится фосфатирование, обработка воды гидразином, периодическая и непрерывная продувка. При обработке воды фосфатом ионы Са² после взаимодействия с ионами РО⁴ образуют рыхлый шлам, который удаляется из барабана продувками. Ввод гидразина замедляет коррозию вследствие связывания О², растворенного в воде. С продувочной водой теряется часть тепла и увеличивается количество воды, проходящей обработку, 50% питательной воды идет в водяной объем барабана, 50% на барбатерно-промывочное устройство. Из барабана по опускным трубам вода подается в нижние коллекторы, откуда раздается дается по подъемным трубам топочных экранов, собирается в верхних коллекторах и поступает снова по отводящим трубам в барабан, где осуществляется отделение пара от воды.
Регенеративные подогреватели. Комплектуются заводом-изготовителем вместе с турбиной и устанавливаются без резерва. В тепловых схе¬мах ТЭС и АЭС применяются поверхностные и смешивающие
регенеративные подогреватели. Последние используются в качестве подогревате¬лей низкого давления.
Выход из строя одного из ПВД приводит к отключению всей их группы, при выходе из строя одного из ПНД другие остаются в работе.
Таблица 2.4 – Характеристики конденсатора паровой турбины /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Марка конденсатора КГ2 – 6200
2 Тип турбины Т – 110/120 – 12,8
3 Число конденсаторов 2
4 Площадь поверхности охлаждения одного конденсатора, м² 3100
5 Размеры конденсаторных трубок, мм:
диаметр
длина в конденсаторе
24×1
7500
6 Число ходов по воде 2
7 Удельная паровая нагрузка, кг/(м²·ч) 45,3
8 Кратность охлаждения всей конденсаторной группы 57,1
9 Температура охлаждающей воды, ºС 20
10 Давление пара в конденсаторе, кПа 5,6
11 Гидравлическое сопротивление по водяной стороне, кПа 59,96
Для крупных энергоблоков рекомендуется применение комбинированной схемы регенерации низкого давления с использованием смешиваю¬щих ПНД в качестве первых ступеней подогрева конденсата. При уста¬новке двух смешивающих ПНД используют гравитационную схему их включения или схему с дополнительными перекачивающими насосами. Выбор той или иной схемы определяется технико-экономическими расче¬тами с учетом компоновки оборудования турбинного отделения и надеж¬ности его работы /2/.
Таблица 2.5 – Основные характеристики поверхностных подогревателей низкого давления /1/.
Типоразмер ПН – 100 – 16 – 4 – III ПН – 250 – 16 – 7 – IIIсв (IVсв)
1 2 3
Завод-изготовитель «Энергомаш» «Энергомаш»
Площадь поверхности теплообмена, м² 100 250
Расчётный тепловой поток, МВт 1,6 11,6
Максимальная температура пара, ºС 240 400
Номинальный расход воды, кг/с 75 111,1
Гидравлическое сопротивление, МПа (число ходов воды) 0,029 (4) 0,098 (6)
Примечание: Числа в типоразмере означают: первое – площадь теплообменной поверхности, м², второе и третье – рабочее давление, кгс/см², соответственно воды в трубной системе и пара в корпусе, четвёртое – номер модификации.
Таблица 2.6 – Основные характеристики подогревателей высокого давления.
Типоразмер ПВ – 450 – 230 –25 ПВ – 450 – 230 –25 ПВ – 450 – 230 –25
Площадь поверхности теплообмена, м²
полная
зоны ОП
зоны ОК
450
48,0
72,0
450
48,0
72,0
450
48,0
48,0
Расчётный тепловой поток, МВт 12,8 20,7 19,3
Максимальная температура пара, ºС 450 450 340
Номинальный расход воды, кг/с 152,8 152,8 152,8
Гидравлическое сопротивление, МПа 0,2 0,2 0,2
Примечание: Числа в типоразмере означают: первое – суммарная площадь поверхности, м², второе и третье – рабочее давление, кгс/см², соответственно воды в трубной системе и пара в корпусе.
Деаэраторы питательной воды. На электростанциях термические деаэраторы применяются для деаэра¬ции питательной воды паровых котлов, испарителей и паропреобразователей, а также для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей. Выбираются по расходу питательной воды блока. В зависимости от рабочего давления деаэраторы изготовляются следующих типов: повышенного давления (ДП), где дегазация происходит при давлениях 0,6; 0,7 и 0,8 МПа; атмо¬сферного давления (ДА) – для давления 0,12 МПа; вакуумные (ДВ) – для давлений 0,0075 – 0,05 МПа.
Работа деаэратора должна обеспечивать минимальное оста¬точное содержание кислорода в питательной воде (не более 10 мкг/кг) и отсутствие углекислоты. На блок устанавливают одну или две деаэрационные колонки питательной воды. Резервирование деаэра¬торов не предусматривается.
На ТЭС для деаэрации питательной воды паровых котлов применяются ДП; для деаэрации пи¬тательной воды испарителей – ДА, а для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей и водогрейных котлов – ДВ.
Деаэраторы питательной воды паровых котлов включаются в систему регенеративного подогрева. При этом применяются две схемы их подсоединения к отборам турбины: деаэратор может быть подключен в качестве отдельного регенеративного подогревателя или установлен пе¬ред основным поверхностным подогревателем на паре того же отбора. По схеме, приведенной на рис. 2.1, деаэратор и следующий за ним ГВП ВД составляют вместе одну ступень подогревателя питательной воды. Дросслелирование пара на входе в деаэратор никак не отражается на тепловой экономичности, и давление в деаэраторе легко поддерживается постоянным. Поэтому данная схема находит наиболее широкое применение /2/.
Таблица 2.7 – Основные характеристики деаэрационной колонки /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Типоразмер ДП – 500
2 Номинальная производительность, кг/с 138,9
3 Рабочее давление, МПа 0,59; 0,69
4 Максимальное давление, МПа 0,85
5 Рабочая температура, ºС 158,08; 164,17
6 Объём, м³ 8,5
Примечания: Числа в типоразмере показывают номинальную производительность колонки, т/ч.
Сетевые подогреватели. По конструкции сетевые подогреватели подразделяют на горизонталь¬ные и вертикальные.
На ТЭС применяются оба типа, хотя в последние годы на крупных ТЭЦ устанавливаются горизонтальные подогреватели. Это связано с тем, что такие подогреватели на ТЭЦ с турбинами Т-50-130, Т-100-130, Т-175-130, Т-180-130, Т-185-130 и Т-250-240 хорошо размещаются под ка¬мерой теплофикационного отбора между фундаментами турбин.
Режим работы сетевого подогревателя определяется в зависимости от принятой схемы сетевой установки и количества теплоты, отдаваемой те-пловому потребителю.
Для крупных теплофикационных турбин устанавливаются без разрыва. Число их выбирается минимальным. Тепловой расчет сетевой установки проводится при различных тепло¬вых режимах, и прежде всего при максимальной отопительной нагрузке, расчетной температуре отбора турбины, минимальной отопительной и летней нагрузках. Площади поверхностей подогревателей рассчитывают¬ся по данным, полученным в режимах, когда передается наибольшее ко¬личество теплоты; для других условий устанавливаются температуры се¬тевой воды в характерных точках (при принятом ее расходе), параметры и расход греющего пара /2/.
Таблица 2.8 – Технические данные горизонтальных подогревателей сетевой воды /1/.
Типоразмер ПСНГ – 2300 – 2 – 8 – I ПСНГ – 2300 – 2 – 8 – II
Расчётные параметры Пара Давление, МПа 0,03 – 0,20 0,06 – 0,25
Номинальный расход, кг/с 47,2 47,2
Воды Давление, МПа 0,88 0,88
Максимальная температура на выходе, ºС 115 120
Номинальный расход, кг/с 972 972
Скорость в трубах, м/с 2,05 2,05
Гидравлическое сопротивление, МПа 0,067 0,067
Расчётный номинальный тепловой поток, МВт 101,8 101,8
Примечания: 1. Числа в типоразмере означают: первое – площадь поверхности теплообмена, м²; второе и третье – рабочее давление соответственно в паровом и водяном пространстве, кгс/м².
2. Число ходов по нагреваемой воде равно четырём.
3. Максимальная температура греющего пара составляет 250 ºС.
4. Максимальный подогрев воды равен 50 ºС.
5. Максимальный расход пара и тепловой поток в 2 раза выше указанных значений; максимальный расход воды в 1,3 раза.
Насосы. На ТЭС используются насосы более 20 наименований. Наибо¬лее мощными из них являются питательные, циркуляционные, конденса¬ционные, сетевые.
Таблица 2.9 – Насосы конденсатно-питательного тракта паротурбинных установок /1/.
Насос Т – 110/120 – 12,8 – 4 ТМЗ
Типоразмер Число
Конденсатный первого подъёма КСВ – 320 – 160 2
Конденсатный второго подъёма (третьего подъёма) – –
Питательный ПЭ – 580 – 185 – 5 1
Сливной (дренажный)٭
КС – 32 – 150 (ПНД 2)
КС – 80 – 155 (ПНД 3) 1
1
Конденсатный сетевых подогревателей٭
КСВ – 320 – 160 3
٭ В скобках обозначен подогреватель, дренаж которого закачивается насосом.
٭ Указано суммарное число насосов у обоих подогревателей. У нижнего сетевого подогревателя устанавливается столько же насосов или на один больше, чем у верхнего.
Питательные насосы. Обычно это центробежные многоступенчатые насосы, мощность которых оказывает существенное влияние на экономи-ческие показатели работы электростанции.
Так, на блоках с давлением пара 13 МПа и мощностью до 220 МВт применяют один питательный электронасос, который обеспечивает 100 % полного расхода воды, или два с подачей по 50 %. Резервные насосы при этом не устанавливаются.
На ТЭС применяются две схемы включения питательных насосов - одноподъемная и двухподъемная. При одноподъемной схеме, которая в настоящее время является наиболее распространенной, питательные на-сосы устанавливаются непосредственно после деаэраторов и развивают полный напор, необходимый для подачи воды в паровой котел, при двухподъемной
схеме наряду с насосами, установленными после деаэратора, имеются насосы за подогревателями высокого давления.
Обычно максимальный напор насоса превышает расчетный на 15 - 20 %. При работе по схеме, приведенной на рис. 1, давление, разви¬ваемое насосом при расчетном режиме, выше давления пара перед турби¬ной на 30 - 35 %. Таким образом, регенеративные подогреватели и трубопроводы высокого давления следует рассчитывать на давление, которое примерно в 1,5 раза выше давления пара перед турбиной.
В отношении тепловой экономичности эти схемы также различаются. При низких начальных давлениях пара (примерно до 15 МПа) более эко-номична одноподъемная схема, при высоких — двухподъемная.
Паротурбинные установки мощностью до 200 МВт при давлениях пе¬ред турбиной до 17 МПа имеют обычно питательные насосы с приводом асинхронного двигателя с частотой вращения 3000 .
Электропривод прост в эксплуатации, обладает высокой надежностью, дешевле привода от паровой турбины и имеет высокий КПД /2/.
Таблица 2.10 – Основные характеристики питательного электронасоса /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Типоразмер насоса ПЭ – 580 – 185
2 Подача V, м³/ч 580
3 Напор Н, м 2030
4 Допустимый кавитационный запас, м 15
5 Частота вращения n, об/мин 2904
6 Мощность N, кВт 3650
7 КПД насоса , %
80
Конденсатные насосы. Устанавливаются два или три таких насоса на турбину. При установке трех насосов подача каждого выбирается равной 50 % полной, т.е. при выходе из строя одного насоса два оставшихся обес¬печивают полную подачу. При установке двух насосов каждый из них должен обеспечивать 100 % подачи.
Наличие конденсатоочистки (БОУ) вызывает необходимость устанавливать две группы конденсатных насосов. Напор, создаваемый конденсатным насосом, определяется по давлению в деаэраторе и сумме потерь давления в тракте конденсата с учетом разницы геометрических отметок мест установки насосов и деаэраторов /2/.
Таблица 2.11 – Основные характеристики конденсатного насоса /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Типоразмер насоса КСВ – 320 – 160
2 Подача V, м³/ч 320
3 Напор Н, м 160
4 Допустимый кавитационный запас, м 2,0
5 Частота вращения n, об/мин 1500
6 Мощность N, кВт 186
7 КПД насоса , %
75
Циркуляционные насосы охлаждающей воды. Эти насосы имеют большую подачу со сравнительно малым напором. Подача насосов опре-деляется при работе в летнем режиме. Используются осевые и центробеж-ные насосы с рабочим колесом одно- и двустороннего входа.
Как правило, при устройстве береговых насосных станций устанавливаются осевые или центробежные насосы вертикального типа.
При централизованной схеме подачи охлажденной воды устанавливается несколько насосов (не менее четырех), работающих на общую маги¬страль. При этом резерв предусматривается только при использовании морской воды.
При блочной схеме для каждой турбины устанавливают по два насоса без резерва /2/.
Сетевые и прочие насосы ТЭС. Установка сетевых насосов возможна в виде насосной группы без привязки к конкретным турбинам. В этом случае при не более трех насосов в группе предусматривают допол-нительно один резервный насос; при большем числе работающих насосов резервные не требуются. При блочном принципе установки сетевых насо-сов их размещают по два у каждой турбины с подачей по 50 % полной.
При установке подпиточных насосов теплосети предусматривают ре-зерв не менее двух при закрытой и не менее трех насосов при открытой системе теплоснабжения.
Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают без
резерва; насосы питательной воды испарителей, паропреобразователей и конденсатные насосы сетевой установки имеют резерв.
Выбор других насосов производится в зависимости от конкретных условий их работы. Так, два насоса и более устанавливают в аварийных системах, в элементах тепловой схемы, где требуется высокая надежность работы или имеется большая вероятность периодического выхода из строя насоса /2/.
Таблица 2.12 – Основные характеристики насоса оборотного водоснабжения с градирнями /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Типоразмер* Оп2 – 87
2 Подача V, м³/с (м³/ч) 7560 – 13332
3 Напор Н, м 13,3 – 10
4 Допустимый кавитационный запас, м 12 – 10,7
5 Частота вращения n, об/мин 585
6 Мощность N, кВт 262 – 510
7 КПД насоса , %
80
Таблица 2.13 – Основные характеристики сетевого насоса /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Типоразмер насоса СЭ2500 – 60
2 Подача V, м³/ч 2500
3 Напор Н, м 60
4 Допустимый кавитационный запас, м 12
5 Частота вращения n, об/мин 1500
6 Мощность N, кВт 475
7 КПД насоса , %
86
Примечания: 1. Температура перекачиваемой воды 120 ºС.
2. Давление на входе 0,98 МПа.
Газодувные машины ТЭС. К основным газодувным машинам ТЭС относятся дымососы и вентиляторы. Количество продуктов сгорания и воз-духа, перемещаемое этими машинами, определяется из теплового и аэродинамического расчета первого котла. Сами машины выбираются по
каталогу с запасом по напору (15 % для вентиляторов и 25 % для дымососов) и количеству перемещаемых газов или воздуха (10 %). На каждый котел устанавливается, как правило, по два дымососа и вентилятора, без резервных. При выходе из строя одного такого механизма другой обеспечивает работу парового котла на 50 %-ной нагрузке. Для крупных блоков применяют осевые дымососы и дутьевые вентиляторы двустороннего всасывания, имеющие высокий (более 80 %) КПД и двухскоростные электродвигатели, позволяющие регулировать подачу и напор. Подачу дымососов и вентиляторов регулируют в основном направляющим аппаратом, устанавливаемым на входе потока газа или воздуха.
В качестве вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов используются, как правило, центробежные машины, выбор которых про-изводится также по каталогу для конкретного котла. Резервных вентиля-торов также не устанавливают /2/.
Таблица 2.14 – Основные характеристики дутьевого вентилятора /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Тин машины ВДН – 26 – 11у
2 Подача V, тыс. м³/с 350/280
3 Полное давление р, Па 4600/2900
4 Температура газа t, ºС 30
5 КПД , %
83
6 Частота вращения n, об/мин 740/590
7 Потребляемая мощность N, кВт 630/320
Таблица 2.15 – Основные характеристики дымососа /1/.
№ п/п Показатель Параметры
1 Тип машины ДОД – 31,5
2 Подача V, тыс. м³/с 725/850
3 Полное давление р, Па 3200/4350
4 Температура газа t, ºС 100
5 КПД , %
82,5
6 Частота вращения n, об/мин 496
7 Потребляемая мощность N, кВт 790/1360
3 Электрическая часть
3.1 Общий баланс активной и реактивной мощности
На проектируемой ТЭЦ планируется установить три генератора ТЗФП – 110 – 2У3 по 110 МВт номинальные параметры которых представлены в таблице 3.1. Система возбуждения – статическая тиристорная, система охлаждения – воздушная по трёхконтурной схеме, отличается от ТВФ повышенным КПД, маневренностью, перегрузочной способностью. П – сопряжение генератора с паровой турбиной.
Таблица 3.1 – Номинальные параметры генераторов
Тип турбогенератора Мощность, МВА Напряжение статора, В Ток статора, А КПД,
% сosφ, о.е.
о.е.
Т3ФП – 110 – 2У3 137,5 10,5 7561 98,4 0,8 0,189
Установленная мощность электростанции равна суммарной мощности генераторов предназначенных к установке
(3.1)
где – номер i – ого генератора;
– мощность i – ого генератора, МВт.
(3.2)
МВар,
(3.3)
Нагрузка потребителей на напряжении 110кВ составляет:
(3.4)
где – коэффициент системы для потребителей.
МВт;
(3.5)
МВар;
(3.6)
МВА.
Нагрузка потребителей на напряжении 10 кВ :
(3.7)
МВт;
(3.8)
МВар;
(3.9)
МВА.
Суммарная мощность отдаваемая внешним потребителям:
(3.10)
МВт.
(3.11)
МВар.
(3.12)
МВА.
Резерв мощности электростанции:
(3.13)
где - расход мощности на собственные нужды электростанции.
МВт
Баланс активной мощности в аварийном режиме определяется при
выходе из работы одного генератора :
(3.14)
где - это расход мощности на собственные нужды отключившегося генератора.
МВт
Значение величины может быть « + » или « - ». В данном случае знак «+» свидетельствует о том, что в аварийном режиме, при отключении одного генератора, на станции имеет место избыток мощности, которая в этом случае будет генерироваться в энергосистему.
3.2 Выбор структурной схемы электростанции
Структурная схема зависит от состава оборудования, распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.
Вследствие того, что местная нагрузка составляет менее 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ, то структурную схему ТЭЦ рекомендуется строить на блочном принципе, а питание местной нагрузки и собственных нужд осуществлять путем ответвлений от генераторов с установкой реакторов или понижающих трансформаторов.
В качестве вариантов структурных схем принимаем:
Вариант 2 – схема, в которой генераторы подключены к РУ ВН через трансформаторы по блочной схеме, а питание местной нагрузки и собственных нужд осуществляется путем ответвлений от трех генераторов с установкой реакторов (рисунок 3.1).
Вариант 1 – схема, в которой генераторы подключены к РУ ВН через трансформаторы по блочной схеме, а питание местной нагрузки осуществляется путем ответвлений от двух генераторов с установкой реакторов (рисунок 3.2).
Рисунок 3.1 – Структурная схема проектируемой станции (вариант 1).
Рисунок 3.2 – Структурная схема проектируемой станции (вариант 2).
3.3 Выбор трансформаторов
Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.
Выбор номинальной мощности трансформатора связи производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:
Sрасч=Sном kп,
где Sрасч – расчетная мощность, МВА;
Sном – номинальная мощность, МВА;
kп=1,4 − коэффициент допустимой перегрузки.
По ГОСТ 14209−85 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предшествующего режима работы трансформатора, температуры окружающей среды.
Вариант 1.
Выбор мощности трансформаторов блоков ведем из условия максимального перетока мощности по обмотке. Сначала определяем полную мощность:
Мощность генератора:
Sг=Рг/cos=110/0,8=137,5 МВА; (3.15)
Мощность собственных нужд (принимаем 7% от Руст):
Sсн=Рсн/cosсн=7,7/0,87=8,85 МВА; (3.16)
Мощность местной нагрузки по (3.9):
МВА.
Расчётная мощность трансформаторов :
SрасчSбл.т.
Sрасч = Sном г – Sсн – Sмн
Sрасч = 137,5 – 8,85 – 18,59 = 110,06 МВА;
Принимаем трансформатор ТДЦ-125000/110.
Вариант 2.
Трансформаторы блоков G1 и G2:
Sрасч = Sном г – Sсн – Sмн
Sрасч = 137,5 – 8,85 – 27,885 = 100,765 МВА;
Трансформатор блока G3:
Sрасч = 137,5 – 12,64 = 124,86 МВА;
Принимаем трансформатор ТДЦ – 125000/110.
Паспортные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Параметры трансформатора
Тип , МВА , кВ , кВ , кВт , кВт , %
, %
ТДЦ –125000/110 125 121 10,5 85 400 10,5 0,55
3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы электрической станции
Технико-экономическое сравнение вариантов – является завершающим этапом приближенного расчета вариантов схем. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.
При технико-экономическом сравнении вариантов структурной схемы, отдельно по каждому варианту, оценивается совокупность стоимостных показателей – капиталовложений, годовых потерь энергии, годовых издержек на ремонт и обслуживание, а так же ущерб от ненадежности данного варианта структурной схемы.
Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы производится по минимуму приведенных затрат:
З=рнК+И+У, (3.17)
где: рн=0,12–нормативный коэффициент эффективности капитало-вложений, ;
К – капиталовложения, руб;
И – годовые издержки, руб/год;
У – возникающий ущерб, руб.
3.4.1 Расчет капиталовложений.
Расчёт капиталовложений приведен в виде таблицы:
Таблица 3.3 Расчёт капиталовложений
Наименование Цена 1шт. тыс. руб. Вариант 1 Вариант 2
Кол-во Цена, тыс. руб. Кол-во Цена, тыс. руб.
ТДЦ – 125000/110 18280 3 54840 3 54840
Выключатель110 кВ 184 23 4232 23 4232
Выключатель 10 кВ 55,95 34 1902,3 30 1678,5
Реактор 87,2 6 523,2 5 436
Ячейки КРУ 23 34 782 30 690
Квл 62279,5 Квл 2 61876,65
3.4.2 Расчет ежегодных расходов
Годовые эксплуатационные расходы определяются как:
И = Иа + Ио + Ипот; (3.18)
где: Иа = аК/100 – амортизационные отчисления, а=6,4 % – норма амортизации;
Ио= b∙К − (для станции b=8,4%) – издержки на обслуживание электроустановки (руб/год);
Ипот = Wпот – издержки обусловленные потерей электроэнергии;
– удельные затраты на возмещение потерь, руб/кВтч;
Wпот - годовые потери электроэнергии, кВтч/год.
По рис 4.1 и 4.2 /7/, определяю, что для времени максимальных нагрузок Тmax=6700 ч время максимальных потерь ч, удельные затраты на возмещение потерь равны = 0,006 руб/кВтч.
С учётом того, что турбины выводятся в ремонт, а время ремонта турбины составляет 48 дней, время работы турбин составляет:
Траб=8760 –2448=7608 часа.
Годовые потери электроэнергии в группе двухобмоточных трансформаторов определяю через время максимальных потерь:
Wт = Pх (7608 – Тр) +Pk
где: Тр – длительность простоя трансформатора из-за планового ремонта, ч/год;
Pх - потери мощности холостого хода, кВт;
Pk - потери мощности короткого замыкания, кВт;
Smax - максимальная мощность нагрузки трансформатора, кВА;
Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА.
Вариант 1.
Годовые потери в блочных трансформаторах:
W=3 = 5830,7103 кВтч/год;
Следовательно:
Ипот = Wпот = 0,0065830700=34984,2 тыс.руб/год.
Иа = 6,462279,5/100 = 3985,888 тыс. руб.
Ио=2/10062279,5=1245,59 тыс. руб.
И = 34984,2+3985,888+1245,59= 40215,68 тыс. руб.
Вариант 2.
Годовые потери энергии в блочном трансформаторе:
W=2 = 3451,9103 кВтч/год;
W= = 2438,57103 кВтч/год;
Wт пот=3451,9103 +2438,57103 =5890,47103 кВтч/год
Следовательно:
Ипот = 0,0065890,47103 = 35342,82 тыс.руб/год.
Иа = 6,461876,65/100 = 3960,105 тыс. руб.
Ио= 2/10061876,65=1237,533 тыс. руб.
И = 35342,82 +3960,105 +1237,533 = 40540,458 тыс. руб.
3.4.3 Расчет ущерба из-за отказа основного оборудования
Расчёт составляющей ущерба не производим т.к. ущерб от недоотпуска в обоих вариантах одинаков.
3.4.4 Определение оптимального варианта структурной схемы
Результаты расчетов технико-экономических показателей вариантов структурной схемы, для наглядности, сведены в таблицу 3.4.
Как видно из таблицы 3.4, приведенные затраты второго варианта на 1,5% больше чем для первого варианта, но не превышают 5%, делаем вывод,
что варианты равноэкономичны. Но так как вариант 1 является более надежным, и более перспективным с точки зрения нагрузки на генераторном напряжении, то для дальнейшего проектирования, принимается вариант 1.
Таблица 3.4-Технико-экономические показатели вариантов структурной схемы ТЭЦ
Показатели вариантов Единица измерения Вариант 1 Вариант 2
К тысяч рублей 62279,5 61876,65
0,12К тысяч рублей/год 7473,54 7425,198
И тысяч рублей /год 40215,68 40540,458
З тысяч рублей /год 47689,22 47965,656
З % 100 101,54
3.5 Выбор схем распределительных устройств
К РУ 110 кВ подключены три генератора, одинадцать линий, питающих нагрузку, и две линии связи с системой, а также один резервный трансформатор собственных нужд. Таким образом, общее число присоединений равно двенадцати.
Возможные варианты схемы РУ – 110 кВ /4/:
1) Многоугольник. Данная схема неприменима, так как число присоединений больше семи. Это ведет к увеличению времени нахождения в ремонте одного из выключателей и соответственно к снижению надежности всей схемы.
2) Две системы сборных шин с обходной системой шин. Данная схема применима.
3) Одна система сборных шин с обходной системой шин. Данная схема применима.
Из двух последних вариантов для РУ 110 кВ принимается схема с двумя рабочими и обходной системами сборных шин с одним выключателем на цепь. Нормально обе системы сборных шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. С целью увеличения надёжности электроснабжения одна из рабочих систем шин секционирована. При повреждениях на секционированной шине теряется только четверть присоединений (на время переключений).
Местная нагрузка 10 кВ получает питание от реактированных отпаек генераторов. Для уменьшения токов КЗ и повышения надёжности секционные выключатели РУ НН нормально выключены.
Рисунок 3.3 – Схема распределительных устройств.
3.6 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ТЭЦ. Выбор трансформаторов собственных нужд
Нормальная работа ТЭЦ возможна при работе всех механизмов собственных нужд, что возможно лишь при их надёжном электроснабжении.
Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе собственных нужд, являются 6,3 - 10,5 кВ (для двигателей мощностью более 200 кВт) и 0,4/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения /4/.
Для выбранного варианта распределительное устройство собственных нужд 10,5 и 0,4 кВ (РУСН) получает питание непосредственно с отпайки генератора через сдвоенный реактор и далее через трансформаторы собственного расхода (TCP) 10/0,4 кВ.
Рабочие схемы электроснабжения собственных нужд не могут обеспечить надёжного питания механизмов собственных нужд, поэтому кроме рабочих источников питания собственных нужд предусматриваются резервные. Согласно /4/ число резервных трансформаторов собственных нужд на блочных ТЭС с генераторными выключателями принимается: один - при двух энергоблоках, один присоединенный и один, готовый к замене (пускорезервный трансформатор), - при трех и более энергоблоках.
В связи с тем, что питание собственных нужд станции осуществляется реактированными отпайками от генераторов, то производится выбор только резервного трансформатора 110/10 кВ.
3.6.1 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 110/10 кВ
Расчетная нагрузка определяется по установленной мощности электроприемника и коэффициенту спроса:
РР = РНОМ . КС, (3.21)
где РНОМ – номинальная мощность электроприемника;
КС – коэффициент спроса.
Расчетная реактивная нагрузка определяется по выражению:
QР = РР . tg, (3.22)
где tg - коэффициент реактивной мощности.
Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения определяется суммированием расчетных нагрузок различных групп электроприемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимума нагрузок.
SР = , (3.23)
Расчет высоковольтной нагрузки приведен в таблице 3.5.
Таблица 3.5- Расчет высоковольтной нагрузки
№
П/П Электроприемники
6 кВ РНОМ
кВт КС,А РР
кВт cos
tg QР
квар N
шт РР.В
кВт QР.В
квар SР.В
кВА
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1. Питательный электронасос (ПЭН) 4000 0,82 3280 0,89
0,51 1673 1 3280 1673 3682
2. Дымосос (ДС) 1600 0,82 1312 0,83
0,67 879 2 2624 1758 3158
3. Дутьевой вентилятор (ДВ) 630 0,82 517 0,85
0,62 321 2 1034 642 1217
4. Конденсатный насос турбины (КН) 200 0,75 150 0,82
0,7 105 2 300 210 366
5. Конденсатный насос ПСГ (КН ПСГ) 200 0,53 106 0,82
0,7 74 3 318 222 387
6. Пусковой маслонасос (ПМН) 200 0,82 164 0,81
0,72 118 1 164 118 202
7. Сетевой насос (СН) 500 0,53 265 0,83
0,67 176 2 530 355 638
8. Циркуляционный насос (ЦН) 1250 0,82 1025 0,83
0,67 687 2 2050 1374 2468
ИТОГО: 10300 6352 12101
Расчет низковольтной нагрузки приведен в таблице 3.6.
Таблица 3.6- Расчет низковольтной нагрузки
№ П/П Электроприемники
0,4 кВ РНОМ
кВт КС.А РР
кВт cos
tg QP
квар N
шт РР.Н
кВт QР.Н
квар SР.Н
кВА
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1. Маслонасос уплотнения генератора (МНУ) 17 0,82 14 0,91
0,46 6,44 1 17 6,44 18,2
2. Насос газоохладителей генератора (НГО) 132 0,82 108 0,89
0,52 56,2 1 108 56,2 121,7
3. Насос охлаждения статора генератора (НОС) 18,5 0,82 15 0,92
0,43 6,45 1 15 6,45 16,3
4. Резервный маслонасос турбины (РМН) 37 0,2 7,5 0,89 0,52 3,9 1 7,5 3,9 8,45
5. Маслонасос ПЭН
(МН ПЭН) 2,2 0,82 1,8 0,84 0,64 1,2 2 3,6 2,4 4,3
6. Маслонасос дымососа
(МН ДС) 3 0,82 2,5 0,88 0,54 1,35 1 2,5 1,35 2,84
7. Вентилятор охлаждения дымососа (ВО ДС) 1,5 0,82 1,2 0,85 0,5 0,6 2 2,4 1,2 2,7
8. Конденсатный насос БИУ
(КНИ) 55 0,79 43,5 0,9
0,48 21 1 43,5 21 48,3
9. Дистиллятный насос БИ
(ДНИ) 22 0,79 17,4 0,92
0,42 7,3 2 34,8 14,6 37,8
10. Валоповоротное устройство турбоагрегата (ВПУ) 30 0,2 6 0,91 0,45 2,7 1 6 2,7 6,6
11. Насос дренажного бака
(НДБ) 15 0,35 5,3 0,9
0,48 2,55 1 5,3 2,55 5,88
12. Насос бака низких точек
(НБНТ) 5,5 0,35 2 0,86 0,6 1,2 1 2 1,2 2,33
13. Насос солевых отсеков
(НСО) 75 0,3 22,5 0,89
0,51 11,5 1 22,5 11,5 24,5
14. Сливной насос ПНД – 2
(СлнПНД – 2) 22 0,33 7,3 0,91
0,45 3,3 1 7,3 3,3 8
15. Эксгаустер маслосистемы турбоагрегата (ЭКСГ) 1,5 0,84 1,3 0,87 0,56 0,73 2 2,6 1,46 3
16. Насос дозатор фосфата
(НДФ) 1,5 0,3 0,45 0,86 0,6 0,27 1 0,45 0,27 0,525
17. Насос дозатор гидразина и аммиака (НДА, НДГ) 0,27 0,3 0,08 0,85
0,5 0,04 2 0,16 0,08 0,18
18. Охлаждение трансформаторов 100 0,63 63 0,88 0,54 34 1 63 34 71,6
19. Задвижки машинного и деаэраторного отделения 310 0,35 108,5 0,86
0,6 65,1 1 108,5 65,1 126,5
20. Задвижки котла 120 0,35 42 0,86
0,6 25,2 1 42 25,2 9
21. Отопление РУСН – 0,4 кВ 100 0,45 45 1
0 - 1 45 - 45
22. Вентиляция (общеблочная) 400 0,6 240 0,88
0,54 129,6 1 240 129,6 272,8
ИТОГО: 779 390 871
Суммарная активная расчетная нагрузка собственных нужд энергоблока:
РР=РР.В+ РР.Н, (3.24)
где РР.В – расчетная активная высоковольтная нагрузка;
РР.Н – расчетная активная низковольтная нагрузка;
РР =10300 + 779 = 11079 кВт.
Суммарная реактивная расчетная нагрузка собственных нужд:
QР = QР.В + QР.Н , (3.25)
где QР.В – расчетная реактивная высоковольтная нагрузка;
QР.Н – расчетная реактивная низковольтная нагрузка.
QР = 6352 + 390 = 6742 квар.
Полная расчетная нагрузка собственных нужд энергоблока по выражению (3.23):
SР =
где КР.М – коэффициент разновременности максимума нагрузок потребителей;
РР. - суммарная расчетная активная нагрузка, кВт;
QР. - суммарная реактивная нагрузка, квар.
SР. = = 12969 кВА.
Число секций 10,5 кВ принимается равной двум на каждый блок.
При блочной тепловой схеме должно быть не менее двух секций 0,4 кВ на блок в главном корпусе. Общестанционная нагрузка по возможности равномерно распределяется между секциями РУ 0,4 кВ. Допускается иметь в
главном корпусе отдельные общестанционные секции 0,4 кВ, при этом число секций должно быть не менее двух.
Резервный трансформатор должен обеспечить одновременное питание собственных нужд одного блока и пуск второго, в связи с этим выбираем ТРДНС – 25000/110 каталожные данные которого приведены в таблице 3.7 /5/.
3.6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 10/0,4 кВ
Рабочие ТСН должны обеспечивать питание всех потребителей соответствующих секций. Точки подключения рабочего и резервного источников С/Н должны быть разделены не менее чем двумя выключателями /8/.
Для электроснабжения собственных нужд 0,4кВ принимаются трансформаторы с естественным воздушным охлаждением (сухие) со специфической областью применения (собственных нужд электростанций) при защищённом исполнении.
Резервные источники питания РУ 0,4 кВ должны обеспечивать самазапуск ответственных механизмов, от работы которых зависит сохранность в работе основного оборудования, а так же обеспечивать надёжным питанием системы пожаротушения, сигнализации и освещения в случае потери питания С/Н 10 кВ. Секции 0,4 кВ энергоблоков секционируются автоматическими выключателями на две полусекции, к одной из которых подключаются ответственные потребители. При длительном исчезновении напряжения 0,4 кВ защита минимального напряжения отключает секцию с неответственными потребителями, а секция с ответственными автоматически подключается к резервному источнику. На каждые четыре рабочих трансформатора 10/0,4 кВ принимается один резервный трансформатор с мощностью на ступень выше.
(3.26)
Где – номинальная нагрузка 0,4 кВ по таблице 3.6, ;
– номинальная мощность трансформатора, .
Для питания нагрузки С/Н 0,4 кВ принимается по два рабочих трансформатора ТСЗС – 1000/10 на блок и два резервных ТСЗС – 1000/10, параметры которых представлены в таблице 3.7.
На проектируемой ТЭЦ в случае полной длительной (более 30 мин.) потере напряжения промышленной частоты, при авариях на станции и системных авариях должно быть предусмотрено надёжное питание особо ответственных потребителей от ближайших электростанций или от аварийных дизель-генераторных установок. К особо ответственным потребителям относят электродвигателей валоповаротных устройств, маслонасосов турбоагрегатов, подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, аппаратуры КИП и А, аварийного освещения и пожаротушения и др.
В данном проекте для случая полной длительной потери напряжения
промышленной частоты осуществляется питание каждой секций особо ответственных потребителей 0,4 кВ от аварийных дизель-генераторных установок мощностью 500 кВт.
Электрическая схема собственных нужд представлена на рисунке 3.4.
Таблица 3.7 – Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд
Тип ТСЗС –1000/10 ТРДНС – 25000/110
Номинальная мощность, кВА 1000 25000
Номинальное напряжение обмоток, кВ 10,5 115
0,4 10,5
Напряжение КЗ, % 8 10,5
Потери КЗ, Вт 12000 120000
Ток холостого хода, % 2 0,75
Потери холостого хода, Вт 3000 30000
Рисунок 3.4 – Схема электроснабжения собственных нужд.
3.6.3 Выбор аккумуляторных батарей
Аккумуляторные батареи выбираются по величине необходимой емкости, по уровням напряжения в аварийном режиме и по схеме присоединения к шинам. Для ТЭС с агрегатами 100 – 200 МВт устанавливается одна батарея на два турбоагрегата. Батареи будут работать в режиме постоянного подзаряда в схеме с элементным коммутатором. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25 /3/.
Подсчет нагрузок приведен в таблице 3.26.
Таблица 3.8 – Подсчет нагрузок на аккумуляторную батарею
Электропри-
ёмники Кол- во , кВт
, А , А , А Расчетные аварийные нагрузки, А
Длительные
(0,5 ч) Кратковрем.
(толчковые)
Постоянная нагрузка –
– – 35 – 35 35
Аварийное освещение – – – 200 – 200 –
Приводы выключателей – – – – – – 250
Двигатели аварийных маслонасосов уплотнений генератора
2
32
168
150
420
150
–
Двигатели аварийных маслонасосов системы смазки
4
42
216
200
540
200
540
Итого 585 825
Количество основных элементов (присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда), шт.:
(3.27)
где Uш – напряжение на шинах;
Uпз – напряжение на элементе в режиме подзаряда.
Общее количество элементов батареи, шт.:
(3.28)
где - напряжение на элементе в конце аварийного разряда.
Количество добавочных элементов, шт.:
(3.29)
Типовой номер батареи:
(3.30)
где Iав – нагрузка установившегося получасового аварийного разряда, А;
– допустимая нагрузка аварийного разряда, А.
Принимаем ближайший больший типовой номер N = 28 (CК – 28).
Проверяем СК – 28 по максимальному толчковому току:
(3.31)
В режиме кратковременной (толчковой) нагрузки значение определяем по условию надежной работы приводов выключателей, то есть 85 % от . С учетом потерь в питающем кабеле (5%) принимаем . Для этого значения определяем = 35 А /3/.
Проверяем отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе:
(3.32)
Таким образом, окончательно принимаем СК – 28.
Подзарядное устройство (ПЗУ) основных элементов в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Ток подзаряда принимают равным 0,15∙N /3/; тогда расчетный ток ПЗУ основных элементов батареи, А, находят по выражению:
(3.33)
Расчетное напряжение ПЗУ, В:
(3.34)
Выбираем подзарядное устройство типа ВАЗП – 380/260 – 40/80.
Добавочные элементы в нормальном режиме нагрузку не несут, поэтому расчетный ток их ПЗУ равен только току подзаряда, А:
(3.35)
Расчетное напряжение, В:
(3.36)
Выбираем автоматическое ПЗУ типа АРН – 3, которое поставляется комплектно с панелью автоматического регулирования напряжения типа ПЭХ – 9045 – 00А2.
Выбор зарядного устройства (ЗУ) выполняют по расчетным значениям тока и напряжения в режиме заряда батареи.
Расчетный ток ЗУ, А:
(3.37)
Расчетное напряжение (в конце заряда), В:
, (3.38)
где – напряжение на элементе в конце заряда, В.
Выбираем зарядный агрегат, состоящий из генератора постоянного тока типа П – 92 ( ) и асинхронного двигателя типа А2 – 91 – 4 ( ).
3.7 Расчёт токов короткого замыкания
3.7.1 Составление схемы замещения и выбор базисных условий для расчета токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производится по методу расчётных кривых для момента времени .
Расчет производим по индивидуальному изменению, так как в схеме присутствует источник неограниченной мощности /3/,/4/.
Схема замещения составляется в соответствии с особенностями метода расчётных кривых, т.е.:
- ЭДС источников в схему не включаются;
- в схему включаются только те нагрузки, которые непосредственно присоединены к точке короткого замыкания;
- генераторы включаются в схему замещения своими сверхпереходными сопротивлениями ;
- ветви, по которым не протекает ток КЗ в схему не включаются.
Рассмотрим две точки короткого замыкания:
1. КЗ на шинах 110 кВ;
2. КЗ в блоке G1 на напряжении 10.5 кВ;
Определение параметров схемы замещения
Выбор базисных условий
кВ; МВА.
Базисный ток определим по формуле (3.39):
; (3.39)
где - базисная мощность
- базисное напряжение
кА;
Определение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов для точного приведения.
Коэффициент трансформации определим по формуле (3.40):
; (3.40)
где - напряжение верхней стороны;
- напряжение нижней стороны
.
Определение приведенных сопротивлений схемы замещения
Системы GS по формуле (3.41):
; (3.41)
где - номинальное напряжение системы
- мощность системы
- сопротивление системы в %
.
Трансформаторов блоков по формуле (3.42):
; (3.42)
где - напряжение короткого замыкания в %
- номинальная мощность трансформатора
.
Генераторов G1, G2, G3 по формуле (3.43):
; (3.43)
.
Сопротивление линии электропередачи W1 (двухцепная):
(3.44)
где – удельное сопротивление ВЛ 110 кВ /5/;
l = 50 км – длина линии.
3.7.2 Пример расчёта для точки К1
Преобразование схемы замещения:
;
(3.45)
Рисунок 3.5 – Расчётная схема.
Определение токов
Ток системы GS:
;
кА.
Определение расчетных сопротивлений:
; (3.46)
где - суммарная мощность генераторов станции
- результирующее сопротивление схемы замещения
G1,2,3: ;
Рисунок 3.6 – Преобразованная схема замещения.
Токи и определяем по расчетным кривым.
Определение токов в именованных единицах:
кА.
Значения ударных токов по ветвям:
Эквивалентного источника :
(3.47)
где =1,975 – ударный коэффициент /3/.
кА.
Системы С:
(3.48)
где =1,608 – ударный коэффициент /3/.
кА.
Суммарное значение ударного тока КЗ:
(3.49)
кА.
Расчётные токи для выбора выключателей.
Выключатель принимаем однотипными для всех цепей РУ-110кВ и проверяем по суммарному току КЗ.
Выключатель типа SB6m145.
Расчётное время:
(3.50)
где – время отключения выключателя;
– время срабатывания релейной защиты.
Энергосистема С:
кА.
неизменный во времени.
Номинальный ток генераторов G1, G2, G3:
(3.51)
По данному отношению и времени t = τ = 0,06 с. по типовым кривым определяется отношение:
Периодическая составляющая тока от генераторов к моменту времени τ:
(3.52)
кА.
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для t = τ = 0,06 с
кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ по ветвям:
Энергосистемы:
(3.53)
кА
Генераторов G1, G2, G3:
кА.
Суммарное значение тока КЗ:
кА.
Расчёт токов короткого замыкания для точки К2 аналогичен и сведён в таблицу 3.9.
3.7.3 Выбор токоограничивающих реакторов в отпайках блоков
Значение тока короткого замыкания в точке К2, полученное в результате приведенного расчета, вынуждает прибегнуть к применению токоограничивающих средств, с целью обеспечить достаточную
отключающую способность выключателей, в качестве которых выбираем токоограничивающие реакторы.
3.7.3.1 Выбор реактора в отпайке к РУ-10кВ блоков и расчет тока короткого замыкания на шинах РУ-10кВ (в точке К3)
Предварительно принимаем для установки в ячейке ввода РУ-10кВ выключатель типа ECA-10-20/2500.
Максимальный ток рабочего режима для ветви реактора:
А; (3.54)
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
Основная защита МТЗ – полное время отключения 1,2 с. /7/.
Для LR4, LR5, LR6 намечаем к установке сдвоенный реактор серии РБСДГ с горизонтальным расположением фаз, , А /5/.
А (3.55)
Результирующее сопротивление цепи КЗ без реактора:
(3.56)
Требуемое сопротивление цепи:
(3.57)
Требуемое сопротивление реактора:
, (3.58)
Принимаем к установке РБСДГ 10 – – 0.25У3, , /5/.
Результирующее сопротивление цепи КЗ:
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором в точке К3 (рисунок 3.5) по (3.59):
, кА; (3.59)
где Uср-среднее напряжение ступени,кВ.
Хрез- результирующее сопротивление цепи КЗ, Ом.
кА
Расчётное время по /5/:
с.
Апериодическая составляющая тока КЗ по (3.53):
кА
Проверка стойкости реактора в режиме КЗ:
Электродинамическая стойкость.
Ударный ток КЗ в точке К3 (рисунок 3.5):
(3.60)
Условие электродинамической стойкости:
Термическая стойкость:
Остаточное напряжение на шинах генераторного напряжения:
(3.61)
Потери напряжения в нормальном режиме:
(3.62)
Реактор удовлетворяет всем предъявленным требованиям.
Результаты расчета тока короткого замыкания для точки К3 сводим в таблицу 3.8.
3.7.3.2 Выбор реактора в отпайке собственных нужд блоков и расчет тока короткого замыкания на шинах собственных нужд (в точке К4)
Предварительно принимаем для установки в ячейке ввода РУСН-10кВ выключатель типа BB/TEL-10-20/630 У3.
Максимальный ток продолжительного режима работы по (3.54):
кА.
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
Для LR1, LR2, LR3 намечаем к установке сдвоенный реактор серии
РБСГ с горизонтальным расположением фаз, , А /5/.
А.
Результирующее сопротивление цепи КЗ без реактора:
Требуемое сопротивление цепи:
Требуемое сопротивление реактора по (3.58):
Принимаем к установке РБСГ10 – 2 630 – 0,25У3, , .
Результирующее сопротивление цепи КЗ:
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ от системы и генераторов за реактором в точке К4 (рисунок 3.5) по (3.59):
кА
Расчётное время по /5/:
с.
Апериодическая составляющая тока КЗ по (3.39):
кА
Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.
Электродинамическая стойкость.
Ударный ток КЗ от системы и генераторов за реактором в точке К4 (рисунок 3.5):
Условие электродинамической стойкости:
Термическая стойкость:
Остаточное напряжение на шинах генераторного напряжения:
Потери напряжения в нормальном режиме:
Реактор удовлетворяет всем предъявленным требованиям.
Результаты расчета тока короткого замыкания для точки К4 сводим в таблицу 3.8.
3.7.4 Расчет токов подпитки короткого замыкания от электродвигателей в системе собственных нужд
Из расчетов приведенных в пункте 3.6. мощность двигательной нагрузки на шинах собственных нужд 10кВ составляет:
кВа.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от двигателей собственных нужд согласно /5/ определим по (3.63):
, кА (3.63)
Где -номинальная суммарная мощность электродвигателей собственных нужд, МВт;
=4,609кА.
Периодическая составляющая тока КЗ:
кА
Апериодическая составляющая тока КЗ по (3.53):
кА
Ударный ток КЗ в точке К3 (3.60):
кА
Результаты расчета подпитки тока короткого замыкания сводим в таблицу 3.9.
Таблица 3.9 – Расчётные токи в точках КЗ.
Точка
КЗ Источник
К1 Система 5,73 5,73 13,03 0,403
G1,G2,G3 5,62 5,339 15,697 6,84
Суммарное значение 11,35 11,069 28,727 7,243
К2 Система+G2,G3 29,515 29,515 79,474 5,111
G1 39,990 28,393 111,695 33,455
Суммарное значение 69,505 57,908 191,169 38,566
К3 Система+G1,G2,G3 17,989 17,989 60,944 18,84
К4 Система+G1,G2,G3 17,989 17,989 60,944 6,903
Электродвигатели с.н. 4,609 0,063 10,754 0,09
3.8 Выбор выключателей и разъединителей в цепях распределительных устройств
3.8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ в присоединениях блоков G1, G2 и G3 /5/:
Расчётный ток в цепях блоков генератор-трансформатор:
А.
Квадратичный ток теплового импульса:
(3.64)
.
К установке на ОРУ - 110 кВ в присоединениях блоков G1, G2 и G3 принимаем выключатели элегазовые для наружной установки типа: SB6m145 (выключатель комплектуется одним пружинным приводом) и разъединитель типа РНДЗ.1–110/1000У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющим ножом, предназначен для установки в районах с умеренным климатом. Технические данные сводим в таблицу 3.10.
3.8.2 Выбор выключателя и разъединителя на 110 кВ в присоединении пускорезервного трансформатора РТСН /5/:
Расчётный ток в цепи трансформатора:
А.
Квадратичный ток теплового импульса по (3.64):
.
К установке на ОРУ - 110 кВ в присоединении пускорезервного трансформатора РТСН принимаем выключатель элегазовый для наружной установки типа: SB6m145 (выключатель комплектуется одним пружинным приводом) и разъединитель типа РНДЗ.1–110/1000У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющим ножом, предназначен для установки в районах с умеренным климатом. Технические данные сводим в таблицу 3.11.
3.8.3 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ в присоединениях 18 МВт /5/:
Ток в цепях присоединений 18МВт:
А.
Квадратичный ток теплового импульса по (3.64):
.
Таблица 3.10 – Выбор и проверка оборудования 110кВ блоков G1, G2, G3
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
SB6m145 Разъединитель
РНДЗ.1–110/1000У1
К установке на ОРУ - 110 кВ в присоединениях 18 МВт принимаем выключатели элегазовые для наружной установки типа: SB6m145 и разъединитель типа РНДЗ.1–110/630У1. Технические данные сводим в таблицу 3.12.
3.8.4 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ в присоединениях 12 МВт /5/:
Ток в цепях присоединений 12МВт:
А.
Квадратичный ток теплового импульса по (3.64):
.
Таблица 3.11 – Выбор и проверка оборудования 110кВ присоединения РТСН
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
SB6m145 Разъединитель
РНДЗ.1–110/630У1
Таблица 3.12 – Выбор и проверка оборудования 110кВ присоединений 18МВт
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
SB6m145 Разъединитель
РНДЗ.1–110/630У1
К установке на ОРУ - 110 кВ в присоединениях 12 МВт принимаем выключатели элегазовые для наружной установки типа: SB6m145 и разъединитель типа РНДЗ.1–110/630У1. Технические данные сводим в таблицу 3.13.
3.8.5 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ в присоединениях линий связи с системой /5/:
Ток в цепях линий связи с системой:
А.
Квадратичный ток теплового импульса по (3.64):
.
Таблица 3.13 – Выбор и проверка оборудования 110кВ присоединений 12МВт
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
SB6m145 Разъединитель
РНДЗ.1–110/630У1
К установке на ОРУ - 110 кВ в присоединениях линий связи с системой принимаем выключатели элегазовые для наружной установки типа: SB6m145 и разъединитель типа РНДЗ.1–110/1000У1. Технические данные сводим в таблицу 3.14.
Таблица 3.14 – Выбор и проверка оборудования 110кВ линий связи с системой
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
SB6m145 Разъединитель
РНДЗ.1–110/1000У1
1 2 3
3.8.6 Выбор шиносоединительного и обходного выключателей
Обходной и шиносоединительный выключатели на ОРУ 110 кВ, принимаем по самому мощному из присоединений.
3.8.7 Выбор генераторных выключателей и разъединителей в блоках G1, G2, G3 /5/:
Расчётный ток продолжительного режима:
А,
Квадратичный ток теплового импульса:
(3.65)
Выбираем генераторный выключатель МГУ – 20 – 90/9500У3 и разъединитель типа РВ – 20/8000У3, технические данные приведены в таблице 3.15.
Таблица 3.15 – Выбор и проверка оборудования 10.5кВ блоков G1, G2, G3
Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель
МГУ – 20 – 90/9500У3 Разъединитель
РВ – 20/8000У3
3.8.8 Выбор выключателей присоединений РУ-10кВ
В данной работе подразумеваем выполнение РУ-10кВ ячейками КРУ
«Классика» серии D-12P. РУ-10кВ выполняем с одной системой сборных шин, разделенной по числу источников питания на две секции, снабженных АВР на секционном выключателе. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж электрической части станции.
Так как по исходным данным потребители 10кВ - потребители 1 категории по надежности электроснабжения, то согласно ПУЭ потребители 1
категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.
Исходя из сказанного выше получим, что каждая секция РУ-10кВ будет состоять из одной ячейки ввода, одной ячейки трансформатора напряжения, четырех ячеек присоединений потребителей.
Ячейки КРУ присоединений потребителей состоят из выдвижных элементов, снабженные вакуумными выключателями BB/TEL, а ячейки вводов вакуумными выключателями ECA фирмы “ALSTOM”, блоков релейной защиты и автоматики.
3.8.8.1 Выбор и проверка выключателя ввода РУ-10 кВ
Максимальный ток рабочего режима:
А.
Предварительно принимаем для установки в ячейке ввода выключатель типа ECA-10-31,5/2500.
Выбор и проверка выключателя ввода РУ-10 кВ приведены в таблице 3.16.
Таблица 3.16-Выбор и проверка выключателя ввода РУ-10кВ
Расчетные данные Данные выключателя
ECA-10-31,5/2500 У3
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
3.8.8.2 Выбор выключателей присоединений потребителей РУ-10кВ мощностью МВт
Максимальный ток рабочего режима:
А.
Выбор и проверка выключателей присоединений потребителей РУ-10 кВ приведены в таблице 3.17.
3.8.8.3 Выбор аппаратуры секционных связей РУ-10 кВ
Ток секции сборных шин в рабочем режиме:
А.
Выбор и проверка аппаратуры секционных связей РУ-10 кВ приведены в таблице 3.18.
Таблица 3.17-Выбор и проверка выключателей присоединений потребителей РУ-10кВ
Расчетные данные Данные выключателя
BB/TEL-10-31.5/630 У3
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
Таблица 3.18- Выбор и проверка секционного выключателя РУ-10кВ
Расчетные данные Данные выключателя
BB/TEL-10-31.5/1600 У3
1 2
кВ
кВ
А
А
кА
кА
Продолжение таблицы 3.18.
1 2
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
3.8.9 Выбор выключателей присоединений распределительного устройства собственных нужд РУСН-10кВ
В данной работе подразумеваем выполнение РУСН-10кВ ячейками КРУ
К-104МС1 предприятия «Мосэлектрощит». Каждая секция РУСН-10кВ будет состоять из ячеек ввода, ячейки трансформатора напряжения и ячеек присоединений потребителей собственных нужд.
Распределение электроприемников по секциям РУСН-10кВ показано в таблице 3.19.
3.8.9.1 Выбор и проверка выключателя ввода РУСН-10 кВ
Максимальный ток рабочего режима секции РУСН-10кВ:
А.
Таблица 3.19-Распределение электроприемников по секциям РУСН-10кВ
№ п/п
Потребители
6 кВ Номинальная мощность
SНОМ , Количество потребителей и
их суммарная мощность
Секция 1ВА Секция 1ВВ
кВ.А шт кВ.А шт кВ.А
1 2 3 4 5 6 7
1. Питательный электронасос (ПЭН) 4494 1 4494 1 4494
2. Дымосос (ДС) 1927 1 1927 1 1927
3. Дутьевой вентилятор (ДВ) 741 1 741 1 741
4. Конденсатный насос турбины (КН) 244 1 244 1 244
5. Циркуляционный насос (ЦН) 1506 1 1506 1 1506
6. Сетевой насос теплосети (СН) 602 1 602 1 602
Продолжение таблицы 3.19.
1 2 3 4 5 6 7
7. Конденсатный насос ПСГ(КН ПСГ) 243 2 486 1 243
8. Пусковой маслонасос турбины (ПМН) 245 - - 1 245
9. Трансформатор собственного расхода ТСР (нагрузка 0,4кВ) 871 1 871 1 871
10. Итого: 9 10871 9 10873
Предварительно принимаем для установки в ячейке ввода выключатель типа BB/TEL-10-31,5/630.Выбор и проверка выключателя ввода РУСН-10 кВ приведены в таблице 3.20.
Таблица 3.20-Выбор и проверка выключателя ввода РУСН-10кВ
Расчетные данные Данные выключателя
BB/TEL-10-31,5/630 У3
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
3.8.9.2 Выбор выключателей присоединений потребителей РУСН-10кВ
Максимальный ток рабочего режима наиболее мощного присоединения согласно таблицы 3.24:
А.
Выбор и проверка выключателя ПЭН приведены в таблице 3.21.
Так как завод-изготовитель производит камеры с минимальным током главных цепей 630А, то для остальных присоединений выбираем аналогичный выключатель BB/TEL-10-31.5/630 У3.
3.8.9.3 Выбор выключателей вводов на резервные магистрали собственных нужд РУСН-10 кВ
Максимальный рабочий ток магистрали в рабочем режиме:
А.
Выбор и проверка выключателей вводов на резервные магистрали РУСН-10 кВ приведены в таблице 3.22.
Таблица 3.21-Выбор и проверка выключателей присоединений потребителей РУСН-10кВ
Расчетные данные Данные выключателя
BB/TEL-10-31.5/630 У3
кВ
кВ
А
А
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
Таблица 3.22- Выбор и проверка выключателей ввода на резервную магистраль РУСН-10кВ и отпайки собственных нужд блоков
Расчетные данные Данные выключателя
BB/TEL-10-31.5/1600 У3
1 2
кВ
кВ
А
А
кА
кА
Продолжение таблицы 3.22.
1 2
кА
кА
кА
кА
кА
кА2·с
Iтерм.2·tтерм.=31.52·3=2976.75 кА2с
3.8.9.4 Выбор выключателей в отпайке к РУСН-10 кВ
Максимальный рабочий ток токопровода отпайки собственных нужд в рабочем режиме:
А.
Выбор и проверка выключателей в отпайке к РУСН-10 кВ выбираем согласно таблицы 3.22.
3.9 Выбор ограничителей перенапряжения
3.9.1 Цепи 10 кВ собственных нужд и местной нагрузки /4/:
Допустимое расчетное перенапряжение:
(3.66)
где – импульсное испытательное напряжение изоляции, кВ.
К установке принимаем ОПН – PC/TEL, параметры приведены в таблице 3.23.
3.9.2 Сборные шины ОРУ 110 кВ /4/:
Допустимое расчетное перенапряжение:
Таблица 3.23 – Расчетные и каталожные данные ОПН – PC/TEL.
Расчетные величины Каталожные данные
ОПН – PC/TEL Условия выбора
К установке принимаем ОПН – 110У1, параметры приведены в таблице 3.24.
Таблица 3.24 – Расчетные и каталожные данные ОПН – 110У1.
Расчетные величины Каталожные данные ОПН – 110У1 Условия выбора
3.9.3 Нейтраль трансформатора 110 кВ /4/:
Допустимое расчетное перенапряжение:
К установке принимаем ОПН – 65У1, параметры приведены в таблице 3.25.
Таблица 3.25 – Расчетные и каталожные данные ОПН – 65У1.
Расчетные величины Каталожные данные ОПН – 65 У1 Условия выбора
3.10 Выбор и проверка заземляющих разъединителей (ножей)
Установка заземляющих ножей предусматривается на сборных шинах 110кВ, в нейтралях блочных трансформаторов и ячейках КРУ 10кВ.
3.10.1 Выбор заземляющего ножа в нейтрали блочного трансформатора
Предварительно принимается нож типа ЗОН-110М-II У1
Uн =110 кВ;
Iн=400 А;
iуд.н =80000 А.
Проверка заземляющих ножей.
По номинальному напряжению:
,
.
На динамическую стойкость:
;
;
На термическую стойкость:
,
Заземляющие ножи в других цепях выбираются аналогично. Все расчетные и справочные данные приведены в таблице 3.26.
Таблица 3.26 – Параметры заземляющих ножей
Обозначения Uном Iном, Iмакс iУ ВК
Ед.изм кВ А кА кА2с
1 2 3 4 5
Место установки Нейтраль трансформатора блока
Тип ЗОН-110М-II У1
Расчетные данные 110 - 20,71 23,188
Продолжение таблицы 3.26
1 2 3 4 5
Справочные данные 110 - 80 160
Место установки Сборные шины 110кВ
Тип ЗОН-110М-II У1
Расчетные данные 110 - 28,727 23,188
Справочные данные 110 - 80 160
Место установки Цепи генераторного напряжения блоков G-1,2,3
Тип ЗР-10 У3
Расчетные данные 10,5 - 111,695 7036
Справочные данные 10,5 - 235 8100
Место установки Ячейки КРУ РУ-10кВ и РУСН-10кВ
Тип UMR
Расчетные данные 10,5 - 60,944 463
Справочные данные 12,5 - 235 5041
3.11 Выбор высокочастотного заградителя
Установка высокочастотного заградителя предусматривается на всех отходящих линиях ОРУ 110 кВ.
Выбирается высокочастотный заградитель марки ВЗ – 630 – 0,5 У1 с номинальным напряжением – 35 – 330 кВ, током – 630А.
3.12 Выбор и проверка токоведущих частей
3.12.1 Выбор и проверка комплектных пофазно-экранированных токопроводов
Соединение выводов турбогенераторов мощностью 60 МВт и выше с трансформаторами выполняется с помощью комплектных экранированных токопроводов /4/, /5/.
Токоведущие части от выводов генераторов G1, G2 и G3 до трансформатора выполняется, пофазно-экранированым токопроводом типа ТЭНЕ-20-8000-300.
Выбор и проверка токоведущих частей выбранного токопровода приведена в таблице 3.27.
Таблица 3.27 – Выбор и проверка комплектного токопровода .
Расчетные данные Каталожные данные токопровода
ТЭНЕ-20-8000-300 Условия выбора
Uуст=10,5 кВ Uном=10,5 кВ Uуст Uном
Iг=7956 А Iном=8000 А Iг Iном
кА
кА
Комплектация токопровода ТЭНЕ-20-8000-300:
- трансформатор напряжения типа ЗНОЛ. 06 – 10У3,
- встроенный трансформатор тока типа ТШВ–15Б–8000/5/5,
- тип опорного изолятора ИОСК – 4/20 II УХЛ1.
Окончательно принимается к установке комплектный пофазно-экранированный токопровод марки ТЭНЕ-20-8000-300.
3.12.2 Выбор и проверка сборных шин 110 кВ и токоведущих частей от сборных шин до выводов блочного трансформатора
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор – трансформатор /4/.
Допустимый ток , А:
(3.67)
Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей, чем мощность генератора, поэтому:
Принимаем провод марки АС – 400/22 (Iдоп = 830 А, r = 13,3 мм) /5/.
Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D=3 м.
Проверка шин на схлестывание не производится, так как /3/.
Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Далее проводится проверка по условиям коронирования.
Начальная критическая напряженность :
(3.68)
где m=0,82–коэффициент учитывающий шероховатость поверхности /5/;
– радиус провода, см. /5/.
При горизонтальном расположении проводников на опоре среднее геометрическое расстояние между проводами фаз . /3/:
(3.69)
Напряженность электрического поля около поверхности расщепленного проводника Е, кВ/см:
(3.70)
Условие проверки:
(3.71)
Выбранный проводник проходит проверку по условиям короны.
Окончательно выбирается провод марки АС – 400/22 (Iдоп = 830 А, r = 13,3 мм).
Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняются гибкими проводами.
Экономическое сечение проводника :
(3.72)
Принимаем по два провода в фазе марки АС – 400/22 (Iдоп = 830 А, r = 13,3 мм) /3/.
Проверка по допустимому току:
Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка на коронирование также не производится, так как выше было показано, что провод АС – 400/22 не коронирует.
3.12.3 Выбор и проверка гибкого провода, соединяющего резервный ТСН с ОРУ 110 кВ
Токоведущие части от выводов 110 кВ резервного трансформатора собственных нужд до сборных шин выполняются гибкими проводами /3/.
Допустимый ток по (3.67):
Экономическое сечение проводника (3.72):
По условию гололёда принимаем провод марки
Проверка по допустимому току:
Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Далее проводится проверка по условиям коронирования.
Начальная критическая напряженность по (3.68):
При горизонтальном расположении проводников на опоре среднее геометрическое расстояние между проводами фаз :
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного проводника Е, кВ/см по (3.70):
Условие проверки (3.71):
Выбранный проводник проходит проверку по условиям короны.
Окончательно выбирается провод марки
3.12.4 Выбор и проверка закрытых токопроводов, к реактору РУСН-10кВ и для присоединения РТСН к РУСН-10кВ
От блочного трансформатора до реактора распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 10 кВ /3/.
От резервного трансформатора собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 10 кВ /3/.
Предварительно принимается к установке закрытый токопровод марки ТЗКР – 10 – 1600 – 81УХЛ1.
Таблица 3.37 – Выбор и проверка закрытого токопровода в цепях С/Н
Расчетные данные Данные токопровода
ТЗКР – 10 – 1600 – 81 Условие проверки
кА
кА
Окончательно принимается к установке закрытый токопровод марки ТЗКР – 10 – 1600 – 81УХЛ1.
3.12.5 Выбор и проверка закрытого токопровода к реактору РУ-10кВ
От блочного трансформатора до реактора распределительного устройства РУ-10кВ применяется закрытый токопровод 10 кВ /3/.
Максимальный ток рабочего режима:
А.
Предварительно принимается к установке закрытый токопровод марки ТЭНЕ – 20 – 8000 – 300УХЛ1.
Таблица 3.38 – Выбор и проверка закрытого токопровода в цепях РУ-10кВ
Расчетные данные Данные токопровода
ТЗКР-10-4000-170 УХЛ1
Условие проверки
Uуст=10,5 кВ Uном = 10,5 кВ Uуст Uном
Iмах=3586 А Iном = 4000 А Iг Iном
кА
iдин = 170 кА
Окончательно принимается к установке комплектный закрытый токопровод марки ТЗКР-10-4000-170 УХЛ1.
3.12.6 Выбор токоведущих частей РУ-10кВ:
3.12.6.1 Выбор и проверка сборных шин РУ-10кВ
Максимальный ток секции сборных шин в рабочем режиме:
А.
Принимаем прямоугольные алюминиевые шины, по длительно допустимому току нагрузки, сечением 100х10 мм, по две полосы в фазе.
.
Выбранные шины проходят по длительно допустимому току.
Выполним механический расчет выбранных сборных шин
Напряжение в материале шины ., МПа, возникающее от взаимодействия фаз:
, МПа; (3.73)
где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, (см3).
iу - ударный ток по таблице 3.9, А;
а – расстояние между осями шин, м;
l – длина пролета между изоляторами, м.
При расположении шин на ребро:
W= = =3,33 см2;
МПа
Сила взаимодействия между полосами в пакете из двух полос:
Н/м.
Допустимое напряжение в материале шин от взаимодействия полос:
МПа.
Момент сопротивления одной полосы :
Максимально допустимое расстояние между прокладками:
м;
Число прокладок в пролете:
.
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос:
МПа.
Допустимое механическое напряжение в материале шины для алюминиевой шины марки А1 σдоп = 70МПа.
МПа;
.
В результате расчета установлено, что выбранная шина условиям проверки на механическую прочность удовлетворяет.
Проверка шин на термическую стойкость
Проверка шины на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:
gmin≤g,
В приближенных расчетах минимальное сечение шин, отвечающее требованиям термической стойкости при коротком замыкании, можно определить по формуле:
gmin=Вк0.5/С;
где Вк – тепловой импульс из таблицы ;
С – постоянная (для алюминиевых шин С = 88 А×c1/2/ мм2 ) .
gmin= = =244,5 мм2,
gmin≤g,
244,5<1000,
Делаем вывод, что выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.
3.12.6.2 Выбор и проверка шинного моста РУ-10кВ
Максимальный ток секции сборных шин в рабочем режиме:
А.
Принимаем прямоугольные алюминиевые шины, по длительно допустимому току нагрузки, сечением 100 8 мм, по одной полосе в фазе.
Выбранные шины проходят по длительно допустимому току.
Выполним механический расчет выбранных сборных шин
Напряжение в материале шины ., МПа, возникающее от взаимодействия фаз:
, МПа; (3.74)
где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, (см3).
iу - ударный ток по таблице 3.9, А;
а – расстояние между осями шин (рекомендуется а = 0,6-0,8 м), м;
l – длина пролета между изоляторами, м.
При расположении шин на ребро:
W= = =1,06 см3;
МПа
Допустимое механическое напряжение в материале шины для алюминиевой шины марки А1:
σдоп = 70МПа.
МПа;
.
В результате расчета установлено, что выбранная шина условиям проверки на механическую прочность удовлетворяет.
Проверка шин на термическую стойкость
Проверка шины на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:
gmin≤g,
В приближенных расчетах минимальное сечение шин, отвечающее требованиям термической стойкости при коротком замыкании, можно определить по формуле:
gmin=Вк0.5/С;
где Вк – тепловой импульс из таблицы ;
С – постоянная (для алюминиевых шин С = 88 А×c1/2/ мм2 ) .
gmin= = =244,5 мм2,
gmin ≤ g,
244,5 < 800.
Делаем вывод, что выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.
3.12.7 Выбор и проверка сборных шин собственных нужд
3.12.7.1 Выбор шин РУСН-10кВ
Максимальный ток рабочего режима секции РУСН-10кВ:
А.
Принимаем прямоугольные алюминиевые шины, по длительно допустимому току нагрузки, сечением 50 5 мм, по одной полосе в фазе.
Технические характеристики выбранных шин сведены в таблицу 3.39.
Напряжение
на шинах,
U, кВ Тип шин Сечение
S, мм2 Ширина b, мм Высота h, мм Допустимый ток I, А
10.5 Алюминиевые однополосные 250 5 50 630
0,4 Алюминиевые однополосные 800 8 100 1625
Таблица 3.39 - Параметры шин собственных нужд
Проверка шин 10.5 кВ собственных нужд на термическую стойкость
Температура шин до короткого замыкания , :
, (3.75)
где - температура окружающей среды, ;
- длительно допустимая температура проводника, ;
- длительный допустимый ток для выбранных шин, А.
Определяется, что - показатель характеризующий состояние проводника к моменту начала короткого замыкания.
Определяем значение коэффициента , учитывающего удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника:
,
тогда:
(3.76)
Температура шин после короткого замыкания 71,95 , что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин .
Проверка шин 10.5 кВ собственных нужд на электродинамическую стойкость
Напряжение в материале шины ., МПа, возникающее от взаимодействия фаз:
, МПа; (3.77)
где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, (см3).
iу - ударный ток по таблице 3.9, А;
а – расстояние между осями шин, м;
l – длина пролета между изоляторами, м.
При расположении шин на ребро:
W= = =2,08 см3;
МПа
Допустимое механическое напряжение в материале шины для алюминиевой шины марки А1
σдоп = 70МПа.
МПа;
.
В результате расчета установлено, что выбранная шина условиям проверки на механическую прочность удовлетворяет.
3.12.7.2 Выбор шин РУСН-0,4кВ
Сечение шин 0,4кВ принимается по наибольшему току рабочего трансформатора собственных нужд.
Номинальный ток трансформатора ТСЗА- 1000/10:
А.
Принимаем прямоугольные алюминиевые шины, по длительно допустимому току нагрузки, сечением 100 8 мм, по одной полосе в фазе.
Технические характеристики выбранных шин сведены в таблицу 3.39.
Проверка сборных шин 0,4кВ проводится аналогично шинам 10кВ.
3.12.8 Выбор воздушных линий
3.12.8.1 Линии связи с системой
Расчётный ток на каждую линию при максимальном перетоке мощности:
Определяем экономическое сечение:
Принимаем провод АС – 400/22 мм², мм.
Проверка по аварийному режиму:
Согласно /10/ проверку на схлестывание не производим так как Iп0 расч = 11,35 кА < Iп0 доп = 20 кА.
Проверка провода на термическое действие тока КЗ не производится, так как проводами проложены на открытом воздухе.
Проверка на коронирование также не производится, так как выше было показано, что провод АС – 400/22 не коронирует.
3.12.8.2 Линии электроснабжения промышленного района
Расчётный ток:
(3.78)
Определяем экономическое сечение:
По условию гололёда для присоединений 12МВт, и по экономическому сечению для присоединений 18МВт принимаем провод АС – 120/19 мм², , .
Согласно /10/ проверку на схлестывание не производим так как Iп0 расч = 11,35 кА < Iп0 доп = 20 кА.
Проверка провода на термическое действие тока КЗ не производится, так как проводами проложены на открытом воздухе.
Проверка на коронирование также не производится, так как выше было показано, что провод АС – 120/19 не коронирует.
3.12.9 Выбор кабельных линии
3.12.9.1 Выбор кабельных линии в цепях местной нагрузки 10кВ
Для прокладки в туннеле выбираем кабель с бумажной пропитанной изоляцией марки ААШв на номинальное напряжение 10 кВ, трёхжильный /5/.
Расчётные токи по (3.78):
Определяем экономическое сечение:
Предварительно выбираем два кабеля сечением 120 мм², А.
Допустимый ток кабеля:
(3.79)
где = 0,94 – поправочный коэффициент на температуру воздуха /5/.
Выбранное сечение проходит по условию нагрева длительным расчетным током.
Определим ток КЗ за пучком двух кабелей:
Результирующее сопротивление цепи КЗ по п.п.3.7.3.1:
Среднее удельное сопротивление КЛ 10 кВ:
/5/.
Примем длину кабеля l = 3 км.
Увеличение результирующего сопротивления:
С учётом активного сопротивления /5/:
(3.80)
Полное результирующее сопротивление с учётом параллельного соединения кабелей :
Ток КЗ за пучком кабелей по (3.59):
Тепловой импульс тока КЗ в каждом кабеле:
(3.81)
Минимальное сечение по термической стойкости:
(3.82)
где С = 90 А.с1/2/мм2 – функция /3/.
Принимаем два кабеля марки ААШв-10-2 (3 120).
3.12.9.2 Выбор кабелей в цепях с.н. (10.5 кВ)
По таблице выбирается трехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией ААБ2лШв на напряжение 10.5 кВ.
Сечение кабеля выбираем по экономической плотности тока , :
, (3.83)
где - экономическая плотность тока ( , ), .
.
Полученное расчетное сечение кабеля округляется до стандартного. Выбирается трехжильный кабель ААБ2лШв-10-3×50.
Проверка кабеля на термическую стойкость
Минимальное сечение по термической стойкости , по (3.82):
.
Проверка условия:
,
Условие не выполняется, следовательно необходимо увеличить сечение кабеля до qмин и принять ближайшее стандартное сечение 240 мм2.
Проверка условия:
,
.
Условие выполняется, следовательно окончательно выбирается трехжильный кабель ААБ2лШв-10-3×240.
3.13 Выбор высоковольтных изоляторов
Выбираем изоляторы для установки в ячейках КРУ РУСН-10кВ:
Проверяем опорные изоляторы выбранного комплектного РУСН-10кВ ОФ-10-2000У3, Fразр=20000 Н, высота изолятора Низ=134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Сила, действующая на изоляторы:
(3.84)
Поправка на высоту шин:
(3.85)
Н < Н.
Таким образом, изолятор ОФ-10-2000У3 проходит по механической прочности. Выбираем изолятор ОФ-10-2000У3, Fразр=20000 Н.
Для соединения выводов генераторов с блочными трансформаторами и с трансформаторами собственных нужд используются комплектные пофазно-экранированные токопроводы, которые поставляются с уже установленными опорными изоляторами марки ИОСК – 4/20 II УХЛ1. Закрытые токопроводы также поставляются с установленными опорными изоляторами марки ИОСК – 4/20 II УХЛ1.
Для установки на ОРУ 110 кВ принимаются полимерные подвесные изоляторы марки ЛК – 70/110-АVII. Подвесные изоляторы для крепления шин и
ошиновки выбираем типа ЛК 70/110-АVII Это полимерные изоляторы с защитной оболочкой из кремнийорганической резины Максимальная разрушающая сила Fmax при растяжении равна 120 кН.
Эти изоляторы имеют массу, по сравнению с традиционными в 8-12 раз меньше, более высокие разрядные характеристики и стойкость к загрязнению, устойчивость к ударам и резким сменам температуры, не поддаются старению длительное время (25-30 лет).
Выбор изоляторов для шин ОРУ-110кВ и шин РУ-10кВ производится аналогично, результаты приведены в таблице 2.23.
Таблица 3.40 – Изоляторы на шинах РУ-10, ОРУ-110 и РУСН-10 кВ
Обозначения Uном F l/а
Ед.изм кВ кН м
1 2 3 4
Место установки ввод в здание РУ-10кВ от генератора
Тип исполнения ИП-10/8000-4250 УХЛ
Расчетные данные 10 8,882 -
Справочные данные 10 25,5 -
Место установки вводы в РУСН-10кВ
Тип исполнения ИП-10/1600-1250 УХЛ
Расчетные данные 10 1,83 -
Справочные данные 10 6,25 -
Место установки ввод к реактору РУ-10кВ
Тип исполнения ИП-10/8000-4250 УХЛ1
Расчетные данные 10 8,882 -
Продолжение таблицы 3.40
Справочные данные 10 25,5 -
Место установки шины ОРУ-110 кВ
Тип исполнения ЛК 70/110-АVII
Расчетные данные 110 9,86 6/1
Справочные данные 110 120 -
Место установки шины РУ-10кВ
Тип исполнения П-10/3200-3000
Расчетные данные 10 1.4 0,7/0,3
Справочные данные 10 18 -
Место установки шины РУСН-10кВ
Тип исполнения ОФ-10-2000У3
Расчетные данные 10 1,83 0,7/0,3
Справочные данные 10 12 -
3.14 Выбор трансформаторов тока и напряжения
3.14.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения в цепи генератора Т3ФП – 110 – 2У3
Участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом; выбираем трансформатор тока встроенный ТШВ–15Б–8000/5/5. = 1.2 ; ; с.
Так как завод изготовитель гарантирует термическую и динамическую стойкость установленного в токопровод оборудования, то проверку по данным параметрам не производим /3/.
Таблица 3.41 – Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Наименование прибора Тип Нагрузка трансформатора тока, ВА
Фаза А Фаза В Фаза С
Ваттметр Д-335 0.5 - 0.5
Варметр Д-335 0.5 - 0.5
Счетчик активной энергии И-680 2.5 - 2.5
Амперметр регистрир. Н-344 - 10 -
Ваттметр регистрир. Н-348 10 - 10
Ваттметр (щит турбины) Д-335 0.5 - 0.5
Итого 14 10 14
Данные выбору и проверке трансформатора тока сведены в таблицу 3.42.
Определение общего сопротивления приборов:
(3.86)
где = 5 А – номинальный вторичный ток трансформатора тока;
– мощность потребляемая приборами, .
Таблица 3.42 - Сравнение расчетных и каталожных данных.
Расчетные данные Данные трансформатора тока
ТШВ–15Б–8000/5/5
Класс точности 0.5 Класс точности 0.5
Определяем сопротивление проводов:
;
Задаемся длинной соединительных проводов, с медными жилами ( ) равной 40 м.
Тогда сечение соединительных проводов:
т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду
По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм2. Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм2. Производим пересчет :
Вторичная нагрузка определится как:
- трансформатор тока принимается к установке.
В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения ЗНОЛ. 06 – 10У3, , = 75 в классе точности 0,5.
Таблица 3.43 – Расчетная нагрузка трансформатора напряжения
Наименование прибора Тип Мощность одной катушки Число катушек Cosj пр sinj пр Число приборов Общая потребляемая мощность прибора
Рпр, Вт Qпр, Вт
Вольтметр Э-335 2,0 ВА 1 1 0 1 2 -
Ваттметр Д-335 1,5ВА 2 1 0 2 6 -
Варметр Д-335 1,5ВА 2 1 0 1 3 -
Датчик актив. мощности Е-829 10 - 1 0 1 10 -
Датчик реактив. мощности Е-830 10 - 1 0 1 10 -
Счетчик активной энергии И-680 2,0Вт 2 0,38 0,925 1 4 9,7
Ваттметр рег. Н-348 10ВА 2 1 0 1 20 -
Вольтметр регистр. Н-344 10ВА 1 1 0 1 10 -
Частотометр Э-372 3 ВА 1 1 0 2 6 -
Итого 71 9,7
.
Согласно номинального напряжения 10 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ. 06 – 10У3.
; - условия выполняются.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 мм2 по условию механической прочности.
Таблица 3.44 – Паспортные данные ЗНОЛ. 06 – 10У3
Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмоток, В Номин.
мощность ВА в классе 0,5 Предел. Мощн. ВА
Первичной Осн.
Вторч. Доп.
Вторич.
ЗНОМ-10-63У3 10 10000/
100/
100/3 75 640
Таким образом, выбранный трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
3.14.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения в ячейках КРУ РУ-10кВ
Для ячейки вводного выключателя выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10-2500/5 (проходной, шинный с литой изоляцией).
Вторичная нагрузка, с указанием перечня приборов, присоединяемых к выводам вторичной, обмотки трансформатора тока приведена в таблице 3.45.
Таблица 3.45 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
Приборы Тип Нагрузка по фазам, В·А
А В С
Амперметр Э-379 0.5 0.5 0.5
Ваттметр Д-335 0.5 - 0.5
Варметр Д-335 0.5 - 0.5
Счетчик активной энергии СА3-И675 2.5 - 2.5
Счётчик реактивной энергии СР4-И676 2.5 - 2.5
Итого: 6.5 0.5 6.5
Данные выбору и проверке трансформатора тока ячейки вводного выключателя сведены в таблицу 3.46.
Таблица 3.46 - Сравнение расчетных и каталожных данных.
Расчетные данные Данные трансформатора тока
ТПШЛ – 10 – 2500/5
Класс точности 0.5 Класс точности 0.5
Определяем сопротивление проводов:
;
Задаемся длинной соединительных проводов, с медными жилами ( ) равной 40 м.
Тогда сечение соединительных проводов:
т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду
По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм2. Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм2. Производим пересчет :
Вторичная нагрузка определится как:
- трансформатор тока принимается к установке.
Для ячейки секционного выключателя выбираем трансформаторы тока типа ТПОЛ-10.
Вторичная нагрузка, с указанием перечня приборов, присоединяемых к выводам вторичной, обмотки трансформатора тока приведена в таблице 3.47.
Таблица 3.47 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Приборы Тип Нагрузка по фазам, В·А
А В С
Амперметр Э-379 0.5 0.5 0.5
Ваттметр Д-335 0.5 - 0.5
Варметр Д-335 0.5 - 0.5
Итого: 1.5 0.5 1.5
Данные выбору и проверке трансформатора тока ячейки секционного выключателя сведены в таблицу 3.48.
Таблица 3.48 - Сравнение расчетных и каталожных данных.
Расчетные данные Данные трансформатора тока
ТПОЛ-10
Класс точности 0.5 Класс точности 0.5
кА
кА
Определяем сопротивление проводов:
;
Задаемся длинной соединительных проводов, с медными жилами ( ) равной 40 м.
Тогда сечение соединительных проводов:
т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду.
По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм2. Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм2. Производим пересчет :
Вторичная нагрузка определится как:
- трансформатор тока принимается к установке.
Для ячеек выключателей присоединений выбираем трансформаторы тока типа ТОЛ – 10-300/5-УТ2.
Вторичная нагрузка, с указанием перечня приборов, присоединяемых к выводам вторичной, обмотки трансформатора тока приведена в таблице 3.49.
Данные выбору и проверке трансформатора тока ячеек выключателей присоединений сведены в таблицу 3.50.
Определяем сопротивление проводов:
;
Таблица 3.49 - Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Приборы Тип Нагрузка по фазам, В·А
А В С
Амперметр Э-379 0.5 0.5 0.5
Счетчик активной энергии СА3-И675 2.5 - 2.5
Счётчик реактивной энергии СР4-И676 2.5 - 2.5
Итого: 5.5 0.5 5.5
Таблица 3.50 - Сравнение расчетных и каталожных данных.
Расчетные данные Данные трансформатора тока
ТОЛ – 10УТ2.
Класс точности 0.5 Класс точности 0.5
кА
кА
Задаемся длинной соединительных проводов, с медными жилами ( ) равной 4 м.
Тогда сечение соединительных проводов:
т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду
По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм2. Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм2. Производим пересчет :
Вторичная нагрузка определится как:
- трансформатор тока принимается к установке.
Таблица 3.51 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
Прибор Тип Кол-во
P одного прибора Общая потребляемая мощность
Р, Вт Q, ВАр
Вольтметр Э-335 9 - - 2 18 0
Счётчик акт. эн. ЕА 9 0,38 0,925 2 18 43.8
Счётчик реак. эн. ЕА 9 0,38 0,925 2 18 43.8
Итого 54 87.6
Согласно номинального напряжения 10 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения НАМИ-10-66У3 ( кВ, ВА).
; - условия выполняются, следовательно установка дополнительного трансформатора не требуется.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 мм2 по условию механической прочности.
Номинальное напряжение обмоток:
В; В; В.
Таблица 3.52 – Паспортные данные НАМИ-10-66У3
Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмоток, В Номин.
мощность ВА в классе 0,5 Предел. Мощн. ВА
Первичной Осн.
Вторич. Доп.
Вторич.
НАМИ-10-66У3 10 10000 100 100/3 120 1000
3.14.3 Выбор трансформаторов тока в цепях блочных трансформаторов и шиносоединительного выключателя и трансформаторов напряжения в ОРУ-110кВ
Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ блочного трансформатора.
Выбираем трансформатор тока ТВТ 110–I – 750/5, =1.0 , , с. /5/.
Таблица 3.53 – Расчетные и каталожные данные
Расчетные данные Данные трансформатора тока
ТВТ 110–I – 750/5.
Класс точности 0.5 Класс точности 0.5
Таблица 3.54 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Наименование прибора Тип Нагрузка трансформатора тока, ВА
Фаза А Фаза В Фаза С
Амперметр Э-335 – 0.5 –
Ваттметр Д-335 0,5 – 0,5
Варметр Д-335 0,5 – 0,5
Итого 1 0,5 1
Определение общего сопротивления приборов:
Определение сопротивления проводов:
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длинна 75 м.
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому .
Тогда сечение соединительных проводов:
т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду
По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм2. Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм2. Производим пересчет :
Вторичная нагрузка определится как:
- трансформатор тока принимается к установке.
Трансформаторы тока в остальных цепях выбираются аналогично. Результаты выбора и проверки приведены в таблице 3.55.
Таблица 3.55 – К выбору и проверке трансформаторов тока
Место установки Тип Т.Т I1ном, кА iу, кА ВК.спр, кА2с ВК.расч, кА2с S2H, ВА S2, ВА
Присоединение ВН трансформатора блока ТВТ-110 0,75 28,72 3888 23,188 25 12,875
Цепи шиносоединительного
и обходного выключателей ОРУ-110кВ ТВ-110 0,75 28,72 11907 23,188 25 12,875
Отходящие линии ОРУ 110кВ ТВ-110 ТФЗМ-110Б ТФЗМ-110Б 0,75 0,2 0,1 28,72 11907 108 48 23,188 25 30 30 12
Цепи генератора ТШВ-15Б 8 - 7203 7036 30 23,5
Цепь вводного выключателя РУ-10кВ ТПШЛ-10 2,5 - 3675 463 20 16
Цепь секционного выключателя РУ-10кВ ТПОЛ-10 1,5 60,94 1296 463 16 11
Отходящие линии РУ-10кВ ТОЛ-10 0,3 60,94 1024 463 10 9,7
Вводные ячейки РУСН-10кВ ТПОЛ-10 0,6 60,94 1600 463 16 16
Ячейки вводов на резервные магистрали РУСН-10кВ ТПОЛ-10 1,5 60,94 1296 463 16 9,7
Ячейки отходящих линий РУСН-10кВ ТПК-10 0,3 0,2 0,1 60,94 1024 463 10 0,5
Принимаем к установке на сборных шинах ОРУ-110кВ НКФ-110-58У1, , в классе точности 0,5 /5/.
Таблица 3.56 – Расчетная нагрузка трансформатора напряжения
Прибор Тип Sодной обмотки, ВА Число
обмоток cоs sin Число приборов Общая потребляемая мощность
P, Вт Q, вар
Вольтметр
Сборные шины Э-335 2 1 1 0 3 6 ----
Регистрирующий вольтметр Н-393 10 1 1 0 3 30 ----
Суммирующий ваттметр Н-395 10 2 1 0 2 20 ----
Частотомер Н-397 3 1 1 0 1 3 ----
Ваттметр
ЛЭП Д-335 1,5 2 1 0 13 39 ----
Варметр Д-335 1,5 2 1 0 13 39 ----
Счетчик реактивной энергии СРЧ-И676 3Вт 2 0,38 0,925 13 78 58,42
Счетчик активной энергии САЗ-И675 3Вт 2 0,38 0,925 13 78 58,42
Варметр РТСН Д-335 1,5 2 1 0 1 3 ----
Частотомер Приборы синхронизации Н-397 3 1 1 0 3 9 ----
Синхроноскоп Э-327 10 1 1 0 3 30 ----
Вольтметр Э-335 2 1 1 0 3 6 ----
Осцилограф Э-327 2 1 1 0 3 6 ----
ИТОГО: 74 341 116,84
Вторичная нагрузка:
Три трансформатора, соединенных в звезду, имеют мощность , что больше . Трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.
На обходной системе шин установлен один вольтметр, подключенный к трансформатору напряжения НКФ-110-58, включенный в одну фазу. По критерию вторичной нагрузки проверку не требуется, т.к. прибор потребляет довольно малую мощность.
Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм2 (по условию механической прочности).
Выбор трансформатора напряжения для РУСН-10кВ
Для установки в РУСН-10кВ принимаем трансформатор напряжения НАМИ-10-66У3 ( кВ, ВА). Расчет вторичной нагрузки приведен в таблице 3.57.
; - условия выполняются, следовательно установка дополнительного трансформатора не требуется. Паспортные данные трансформатора напряжения приведен в таблице 3.58.
Таблица 3.57 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
Прибор Тип Кол-во
P одного прибора Общая потребляемая мощность
Р, Вт Q, ВАр
Вольтметр Э-335 9 - - 2 18 0
Счётчик акт. эн. ЕА 9 0,38 0,925 2 18 43.8
Счётчик реак. эн. ЕА 9 0,38 0,925 2 18 43.8
Итого 54 87.6
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 мм2 по условию механической прочности.
Номинальное напряжение обмоток:
В; В; В.
Таблица 3.58 – Паспортные данные НАМИ-10-66У3
Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмоток, В Номин.
мощность ВА в классе 0,5 Предел. Мощн. ВА
Первичной Осн.
Вторич. Доп.
Вторич.
НАМИ-10-66У3 10 10000 100 100/3 120 1000
3.15 Выбор ячеек КРУ
3.15.1 Выбор ячеек КРУ для РУ-10кВ
Шкафы КРУ выбираем согласно заводской сетки схем для КРУ «Классика» серии D-12P.
Выбор ячейки вводного выключателя
Выбираем шкаф с силовым выключателем ввод шинами сзади для ячейки ввода, параметры приведены в таблице 3.59.
Таблица 3.59 – Технические данные ячейки ввода серии D-12P.
Параметр или аппарат D-12P
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 2500
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 2500
Номинальное напряжение, кВ 12.5
Выключатель ECA-10-31.5/2500
Трансформатор тока ТПШЛ-10-2500/5
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 2
Выбор ячейки секционного выключателя
Выбираем шкаф с силовым выключателем с выводом шинами сзади для ячейки секционного выключателя, параметры приведены в таблице 3.60.
Выбор ячеек присоединений потребителей 5 МВт
Выбираем шкаф с силовым выключателем с выводом кабелем снизу для ячеек присоединений потребителей 5 МВт, параметры приведены в таблице 3.61.
Выбор ячейки секционного разъединителя
Выбираем шкаф с силовым разъединителем с выводом шинами сзади для ячейки секционного разъединителя, параметры приведены в таблице 3.62.
Таблица 3.60 – Технические данные ячейки секционного выключателя
Параметр или аппарат D-12P
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 2500
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 1600
Выключатель BB/TEL-10-31.5/1600
Трансформатор тока ТПОЛ-10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 2
Таблица 3.61–Технические данные ячейки присоединений потребителей 5МВт
Параметр или аппарат D-12P
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 2500
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 630
Номинальное напряжение, кВ 12.5
Выключатель BB/TEL-10-31.5/630
Трансформатор тока ТОЛ-10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 3
Выбор ячейки измерительного трансформатора напряжения
Выбираем шкаф с шинным заземляющим разъединителем и измерительным трансформатором напряжения, параметры приведены в таблице 3.63.
Таблица 3.62 – Технические данные ячейки секционного разъединителя
Параметр или аппарат D-12P
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 2500
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 1600
Номинальное напряжение, кВ 12.5
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 9
Таблица 3.63 – Технические данные ячейки трансформатора напряжения
Параметр или аппарат D-12P
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 2500
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Номинальное напряжение, кВ 10
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 11
3.15.2 Выбор ячеек КРУ для РУСН-10кВ
Шкафы КРУ выбираем согласно заводской сетки схем для КРУ серии К-104МС1 предприятия «Мосэлектрощит».
Выбор ячейки вводного выключателя
Выбираем шкаф с силовым выключателем ввод шинами сзади для ячейки ввода, параметры приведены в таблице 3.64.
Таблица 3.64 – Технические данные ячейки ввода серии К-104МС1.
Параметр или аппарат К-104МС1
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 630
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 630
Номинальное напряжение, кВ 12.5
Выключатель BB/TEL-10-31.5/630
Трансформатор тока ТПОЛ-10
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 177, 177-1, 177-2
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Выбор ячеек присоединений потребителей РУСН-10кВ
Выбираем шкаф с силовым выключателем с выводом кабелем сзади для ячеек присоединений потребителей РУСН-10кВ, параметры приведены в таблице 3.65.
Таблица 3.65–Технические данные ячейки присоединений потребителей РУСН-10кВ
Параметр или аппарат К-104МС1
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 630
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 630
Номинальное напряжение, кВ 12.5
Выключатель BB/TEL-10-31.5/630
Трансформатор тока ТПК-10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 3
Выбор ячейки вводов на резервные магистрали собственных нужд РУСН-10 кВ
Выбираем шкаф с силовым выключателем с выводом шинами сзади для ячейки выключателя ввода на резервные магистрали, параметры приведены в таблице 3.66.
Таблица 3.66 – Технические данные ячеек вводов на резервные магистрали собственных нужд РУСН-10 кВ
Параметр или аппарат К-104МС1
1 2
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 1600
Номинальный ток главных цепей шкафа, А 630
Выключатель BB/TEL-10-31.5/1600
Трансформатор тока ТПОЛ-10
Ширина ячейки, мм 750
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 2.2
Выбор ячеек измерительных трансформаторов напряжения
Выбираем шкаф с шинным заземляющим разъединителем и измерительным трансформатором напряжения, параметры приведены в таблице 3.67.
Таблица 3.67 – Технические данные ячейки трансформатора напряжения
Параметр или аппарат К-104МС1
Номинальный ток сборных шин шкафа, А 630
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Номинальное напряжение, кВ 10
Ограничитель перенапряжений ОПН – PC/TEL
Заземляющий разъединитель UMR
Ширина ячейки, мм 750
Высота ячейки, мм 2150
Глубина ячейки, мм 1300
Номер шкафа по заводской сетке схем 255, 290, 291
4 Экономическая часть
4.1 Определение капиталовложений
4.1.1 Первоначальные капиталовложения
В технико-экономических расчетах при дипломном проектировании приблизительные капитальные вложения в строительство объектов рассчитываются по укрупнённым показателям стоимости (УПС), которые разрабатываются проектными организациями по материалам конкретных проектов и их статистической обработки.
Расчёт капитальных затрат на строительство по укрупненным показателям стоимости.
Предварительно для расчета капитальных вложений необходимо дать характеристику агрегатов установленных на станции в виде таблиц.
Таблица 4.1 – Характеристики турбин
Тип турбины , МПа
, ˚С
Мощность, МВт Отбор отопит. Расход пара, т/ч
Т–110/120 12,8 555 110 470 470
Т–110/120 12,8 555 110 470 470
Т–110/120 12,8 555 110 470 470
Таблица 4.2 – Характеристики котлов
Тип котла КПД, % Паропроизво-дительность, т/ч Давление, МПа , ˚С
Вид топлива
ТГМЕ – 436 93,3 500 13,8 560 газ
ТГМЕ – 436 93,3 500 13,8 560 газ
ТГМЕ – 436 93,3 500 13,8 560 газ
Таблица 4.3 – Капиталовложения в турбо- и котлоагрегаты
Наименование агрегата Капиталовложение в агрегат
В первый,
млн. руб. В последующие,
млн. руб.
Т – 110/120 26,18 12,83
ТГМЕ – 436 43,25 25,7
Капитальные вложения в блочные ТЭС по укрупненным показателям стоимости (в ценах 1991 г.) определяются с учетом коэффициента переоценки
стоимости основных средств рассматриваемого года по отношению к базовому году (1991 г.):
(4.1)
где – капитальные вложения соответственно в первый и последующий агрегаты, определенные по нормативам на уровне стоимости 1991 г.;
– коэффициенты, учитывающие район сооружения, вид топлива и инфляцию посредством коэффициента переоценки стоимости основных средств в рассматриваемом или прогнозируемом году.
Таблица 4.4 – Распределение капитальных вложений по годам строительства.
Тип электростанции и мощность Годы строительства
1 2 3
ТЭЦ, 330 МВт 35% 40% 25%
Определение капиталовложений в различные годы строительства
(4.2)
Удельные капиталовложения:
(4.3)
4.1.2 Определение капиталовложений в основные производственные фонды.
Таблица 4.5 – Структура основных производственных средств
Группа фондов и их составляющие % от
Стоимостная оценка, млн. руб.
Здания 14,6 538,384
Сооружения 15,7 578,947
Машины и оборудование 68,4 2522,292
В том числе: силовые машины и оборудование 65,8 2426,415
рабочие машины и оборудование 1,4 51,626
измерительные и регулирующие приборы и устр. 1,2 44,251
Вычислительная техника 0,4 14,750
Транспортные устройства 0,7 25,813
Прочее 0,2 7,375
Итого 100 3687,561
4.2 Расчет годовых текущих эксплуатационных издержек.
Ежегодные издержки для ТЭЦ по укрупнённым показателям включают следующие статьи расходов: на топливо, амортизационные отчисления, на ремонты, заработную плату эксплуатационного персонала с начислениями и прочие расходы. Издержки определяются по формуле:
(4.4)
где: – стоимость топлива;
– амортизационные отчисления;
– годовые материальные затраты на ремонт;
– годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала;
– отчисления на социальные нужды;
– прочие расходы, руб.
4.2.1 Определение амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления :
(4.5)
где – капиталовложения в основные производственные фонды, млн. руб;
– ставка годовых амортизационных отчислений на:
здания – 1,72%;
сооружения – 1,3 %;
вычислительную технику – 10%;
транспортные устройства – 7,5%;
машины и оборудование – 3,7%;
прочие – 0,9%.
4.2.2 Определение численности персонала и заработной платы.
Явочная численность персонала :
(4.6)
Численность эксплуатационного персонала :
(4.7)
Численность ремонтного персонала :
(4.8)
Численность эксплуатационного персонала без АУП :
(4.9)
Численность персонала АУП чел.:
(4.10)
Списочная численность персонала:
(4.11)
(4.12)
Общая численность:
(4.13)
(4.14)
Рисунок 4.1 – Организационная структура блочной ТЭЦ.
Таблица 4.6 – Распределение численности ремонтного и эксплуатационного персонала
№ п.п.
Цех (участок) Численность персонала ТЭЦ
экспл. % (чел.) (чел.) рем. % (чел.)
1 КТЦ 44% (113) –
2 Эл. цех 11% (26) 11% (35)
3 ЦЦР – 68% (213)
4 РСУ – 7% (21)
5 Хим. цех 24% (62) –
6 ЦТАИ 10% (22) 10% (31)
7 Группа наладки 3% (8) –
8 Рабочие ОМТС и хоз. группы 8% (20) –
9 Лаборатория металлов – 2% (6)
10 Участок гидросооружений – 1% (3)
11 Конструкторская группа – 1% (4)
Итого: 100% (251) 100% (313)
Таблица 4.7 – Планируемый штат персонала
Цех (участок) Категория ИТР;
служ.; раб. Из них персонал Месячная ЗП, руб.
сменный несменный Одного работ-ника Для данной спецаль- ности
1 2 3 4 5 6
АУП:
1 Директор ИТР 1 20400 20400
2 Зам. директора по общим вопросам ИТР 1 19000 19000
3 Начальник планово-эконом.отдела ИТР 1 16000 16000
4 Зам. директора по кап. строительству ИТР 1 19000 19000
5 Главный бухгалтер ИТР 1 17800 17800
6 Главный инженер ИТР 1 19800 19800
7 Начальник ПТО ИТР 1 15000 15000
8 Начальник смены станции ИТР 4 16400 65600
9 Начальник ОТМС ИТР 1 13000 13000
10 Начальник штаба ГО ИТР 1 13000 13000
11 Старший инженер по ОТ и ТБ ИТР 2 12200 24400
12 Старший инженер по ПТЭ ИТР 1 12000 12000
13 Руков. конструктор, группы ИТР 1 11600 11600
14 Ст. инспектор по кадрам ИТР 1 13000 13000
15 Экономист ИТР 2 10000 20000
Продолжение таблицы 4.7.
1 2 3 4 5 6
16 Бухгалтер ИТР 5 10000 50000
17 Инженер по кадрам ИТР 1 12000 12000
18 Кассир Служ 2 4200 8400
19 Машинистка Служ 2 3000 6000
Итого: по АУП 4 26 376000
КТЦ:
1 Начальник КТЦ ИТР 1 9200 9200
2 Зам. нач. КТЦ т/о ИТР 1 8500 8500
3 Зам. нач. КТЦ к/о ИТР 1 8500 8500
4 Нач. смены КТЦ к/о ИТР 4 8000 32000
5 Ст. машинист раб. 4 6500 26000
6 Ст. машинист т/о раб. 4 6500 26000
7 Машинист котла раб. 12 5000 60000
8 Машинист турбины раб. 12 5000 60000
9 Помощник машиниста котла раб. 24 4500 108000
10 Помощник машиниста турбины раб. 24 4500 108000
11 Машинист БНС раб. 4 4000 16000
12 Машинист насосной установки раб. 4 4000 16000
13 Дежурный слесарь раб. 8 3800 30400
14 Обходчик бойлерной раб. 4 3900 15600
15 Обходчик обор, епловодоснабжения раб. 4 3900 15600
16 Регенераторщик отработанного
масла раб. 2 4200 8400
Итого: в том числе 108 5
548200
ИТР 4 3
раб. 102 2
Эл. Цех.
1 Начальник ЭЦ ИТР 1 9100 9100
2 Зам.нач. ЭЦ по ЭТЛ ИТР 1 8500 8500
3 Зам.нач. ЭЦ по ремонту ИТР 1 8500 8500
4 Инженер по нормированию ИТР 1 4000 4000
5 Мастер ЭЦ ИТР 5 4500 22500
6 Инженер ЭТЛ ИТР 2 4800 9600
7 Мастер по испытаниям ИТР 2 5000 10000
8 Слесарь по ремонту 4 р. раб. 10 3500 35000
9 Аккумуляторщик раб. 2 3000 6000
10 Мастер РЗА ИТР 5 5000 25000
11 Эл. монтер РЗА 4 р. раб. 7 3500 24500
12 Нач. смены ЭЦ ИТР 4 7500 30000
13 Старший ДЭМ раб. 4 7000 28000
14ДЭМ раб. 12 6500 78000
15 ДЭМ связи раб. 4 6500 26000
Продолжение таблицы 4.7.
1 2 3 4 5 6
Итого: в том числе 24 37 324700
ИТР 4 18
раб. 20 19
ЦЦР
1 Начальник ЦЦР ИТР 1 8800 8800
2 Зам. нач. ЦЦР ИТР 1 8500 8500
3 Ст. инженер ЦЦР ИТР 1 8000 8000
4 Инженер по нормированию ИТР 1 7200 7200
5 Старший техник раб. 1 6100 6100
6 Старший мастер ЦЦР ИТР 2 6000 12000
7 Мастер ЦЦР ИТР 6 5500 33000
8 Слесарь по ремонту 3-4 р.
котлов раб. 40 3500 140000
турбин раб. 25 3500 87500
насосов раб. 20 3400 68000
9 Слесарь по ремонту 5-6 р.
котлов раб. 20 3800 76000
турбин раб. 15 3800 57000
насосов раб. 15 3700 55500
механосборочных работ раб. 20 3500 70000
10 Котлочисты раб. 15 5000 75000
11 Обмуровщик раб. 15 5000 75000
12 Эл. сварщик раб. 10 4500 45000
13 Крановщик раб. 5 4000 20000
Итого: в том числе – 213
852600
ИТР – 12
раб. – 201
РСУ
1 Начальник РСУ ИТР 1 8000 8000
2 Бригадир ИТР 1 7000 7000
3 Каменщик раб. 6 3500 21000
4 Плотник раб. 6 3700 22200
5 Штукатур-маляр раб. 7 3500 24500
Итого: в том числе – 21 82700
ИТР – 2
раб. – 19
Хим. цех
1 Начальник хим. цеха ИТР 1 8500 8500
2 Нач. хим. лаборатории ИТР 1 8000 8000
3 Нач. смены хим. цеха ИТР 4 6000 24000
4 Старший аппаратчик ХВО раб. 8 4500 36000
5 Дежурный аппаратчик ХВО раб. 16 3500 56000
Продолжение таблицы 4.7.
1 2 3 4 5 6
6 Аппаратчик очистных сооружений раб. 8 3300 26400
7 Лаборант хим. цеха раб. 16 3000 48000
8 Дежурный слесарь раб. 8 4000 32000
Итого: в том числе 60 2
238900
ИТР 4 2
раб. 56 –
ЦТАИ
1 Начальник ЦТ АИ ИТР 1 8500 8500
2 Зам. нач. ЦТАИ ИТР 1 8000 8000
3 Стар, мастер ЦТАИ ИТР 1 8000 8000
4 Парометрия раб. 6 6500 39000
5 Слесарь приборист раб. 6 6000 36000
6 Слесарь автоматики раб. 6 6100 36600
7 Слесарь по ремонту раб. 12 5600 67200
8 Дежурный приборист раб. 4 6000 24000
9 Ст. ДЭМ ЦТАИ раб. 4 7000 28000
10 ДЭМ ЦТАИ раб. 12 6000 72000
Итого: в том числе 20 33 327300
ИТР – 3
раб. 20 30
Группа наладки
1 Старший мастер ИТР 1 6500 6500
2 Мастер ИТР 1 6000 6000
3 Инженер ИТР 2 5800 11600
4 Слесарь раб. 4 4500 18000
Итого: в том числе – 8 42100
ИТР – 4
раб. – 4
ОМТС и хоз. группа
1 Начальник ОМТС ИТР 1 7500 7500
2 Начальник хоз. группы Служ 1 5000 5000
3 Инженер по снабжению ИТР 2 4800 9600
4 Садовник раб. 4 3500 14000
5 Прачки раб. 2 3300 6600
6 Уборщицы помещений раб. 10 3300 33000
Итого: в том числе – 20 75700
ИТР – 3
раб. – 17
Лаборатория металлов
1 Начальник лаборатории ИТР 1 7000 7000
2 Инженер лаборатории ИТР 1 6000 6000
3 Лаборант раб. 4 4500 18000
Продолжение таблицы 4.7.
1 2 3 4 5 6
Итого: в том числе – 6 31000
ИТР
раб.
Участок гидросооружений
1 Старший водолаз раб. 1 7000 7000
2 Водолаз раб. 2 5500 11000
Итого: в том числе – 3
18000
ИТР – –
раб. – 3
Конструкторская группа
1 Старший инженер конструктор ИТР 1 6500 6500
2 Инженер конструктор ИТР 3 5000 15000
Итого: в том числе – 4
21500
ИТР – 4
раб. – –
Всего по ТЭЦ: 216 378 2938700
Коэффициент обслуживания :
(4.15)
Заработная плата за год :
(4.16)
где: – северный районный коэффициент;
– дополнительные затраты складываются из домесячных, додневных и дочасовых доплат эксплуатационного персонала ТЭЦ;
– премиальные затраты, принимаются равными 75% от суммы окладов и тарифных ставок всех работников станции.
(4.17)
(4.18)
(4.19)
(4.20)
4.2.3 Расчет выработки электрической и тепловой энергий.
Рисунок 4.2 – Суточные графики электрической нагрузки.
Рисунок 4.3 – Годовой график электрической нагрузки.
Количество вырабатываемой в год электроэнергии :
(4.21)
Средняя нагрузка за рассматриваемый период :
(4.22)
Продолжительность использования максимума нагрузки :
(4.23)
Рисунок 4.4 – Годовой график отопительной нагрузки.
Количество вырабатываемого в год тепла :
(4.24)
Число часов использования максимума тепловой нагрузки :
(4.25)
4.2.4 Топливная составляющая издержек
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ отнесённый на стоимость электроэнергии :
(4.26)
где – удельный расход условного топлива.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ отнесённый на стоимость теплоэнергии :
(4.27)
где – удельный расход условного топлива.
Годовой расход условного топлива :
(4.28)
Издержки на топливо для вырабатываемой электроэнергии :
(4.29)
где – стоимостная оценка сжигаемого топлива.
Издержки на топливо для выработки теплоэнергии :
(4.30)
Годовые издержки на топливо :
(4.31)
В связи с тем, что основным и резервным видом топлива является газ, то резерва топлива на станции не предусмотрено.
4.3 Калькуляция себестоимости отпущенной энергии по проектируемой станции
4.3.1 Основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих с отчислением на соцстрахование
Пример расчёта для КТЦ.
Месячный фонд заработной платы :
(4.32)
Дополнительные доплаты руб.:
(4.33)
Дочасовые доплаты , руб.:
(4.34)
Додневные доплаты руб.:
(4.35)
Домесячные доплаты , руб.:
(4.36)
Годовой фонд заработной платы :
(4.37)
Годовой фонд социального страхования :
(4.38)
Годовые издержки на зарплату :
(4.39)
Для остальных цехов расчёт сведён в таблицу 4.8.
Таблица 4.8 – Результаты расчётов фондов заработной платы.
Цех
КТЦ 29547278 7918671 37465949
ЭЦ 8710902 2334522 11045424
ЦТАИ 7236227 1939309 9175536
ХЦ 12630497 3384973 16015470
Группа
наладки 2307913 618521 2926434
ОМТС 3464614 928516 4393130
Итого 63897431 17124512 81021943
3) Расходы на основную и дополнительную заработную плату отнесённые на электроэнергию :
(4.40)
где – коэффициент разнесения расходов.
(4.41)
Расходы на основную и дополнительную заработную плату отнесённые на теплоэнергию :
(4.42)
(4.43)
4.3.2 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Амортизационные отчисления :
Расходы на ремонт оборудования :
(4.44)
где – норма затрат на ремонт оборудования.
Амортизационные отчисления отнесённые на электро- и теплоэнергию:
(4.45)
(4.46)
Расходы на ремонт оборудования отнесённые на электро- и теплоэнергию:
(4.47)
(4.48)
4.3.3 Отчисления на социальные нужды.
Отчисления на социальные нужды отнесённые на тепло- и электроэнергию:
(4.49)
(4.50)
4.3.4 Прочие расходы.
Прочие расходы, выраженные в процентах суммарных затрат на амортизацию и заработную плату, снижаются с увеличением мощности тепловых электростанций и оцениваются 12-38 % при диапазоне установленной мощности 2000 – 180 МВт. Для проектируемой станции прочие расходы принимаются в размере 38% от суммарных затрат на амортизацию и заработную плату:
(4.51)
(4.52)
(4.53)
4.3.5 Издержки на платежи по кредитам.
(4.54)
(4.55)
(4.56)
Суммарные затраты:
а) на электроэнергию :
(4.57)
б) на теплоэнергию :
(4.58)
Определение себестоимости.
а) Выработанной электроэнергии :
(4.59)
Отпускной электроэнергии :
(4.60)
б) Выработанной теплоэнергии :
(4.61)
Отпускной теплоэнергии :
(4.62)
Таблица 4.9 – Сводная таблица технико-экономических и натуральных показателей
Наименование показателей Ед. изм Сумма
1 2 3
Первоначальные капитальные вложения млн. руб 3687,561
Удельные капитальные вложения тыс.руб/ кВт ч 11,174
Затраты на топливо млн. руб 1115,928
Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов млн. руб 113,589
Затраты на ремонт млн. руб 152,599
Фонд оплаты труда млн. руб 63,897
Отчисление на социальные нужды млн. руб 17,125
Прочие расходы млн. руб 70,060
Суммарные расходы млн. руб 1533,198
Себестоимость выработанной
электрической энергии руб./кВт·ч 0,539
Продолжение таблицы 4.9.
Себестоимость отпускной электрической энергии руб./ кВт·ч 0,584
Себестоимость выработанной тепловой энергий руб./Гкал 207,12
Себестоимость отпускной тепловой энергий руб./Гкал 218,03
Натуральные показатели
Наименование показателей Ед. изм Кол-во
Установленная мощность станции МВт 330
Котлы ТГМЕ – 436 шт 3
Турбина Т – 110/120 – 12,8 – 5 шт 3
Генератор Т3ФП – 110 – 2У3 шт 3
Блочный трансформатор ТДЦ – 125000/110 – У1 шт 3
Общая численность персонала чел 594
Годовой отпуск электроэнергии
Годовой отпуск тепловой энергии Гкал/ч
4.4 Определение эффективности инвестиционного проекта
Оценка эффективности реальных материальных инвестиций (инвестиций в проектируемые объекты) заключается в сопоставлении различными методами капитальных затрат по всем источникам финансирования и эксплуатационных издержек с поступлениями, которые будут иметь место при эксплуатации рассматриваемых объектов.
Существует два подхода к оценки экономической эффективности: без учёта фактора времени, когда равные суммы дохода, получаемые в разное время, рассматриваются как равноценные, и с учётом фактора времени. В соответствии с этим методы оценки экономической эффективности разделяются на две группы: простые (статические) и динамические (методы дисконтирования).
В первой группе рассматривается норма рентабельности и простой срок окупаемости. Во второй группе рассматриваются такие показатели как чистый дисконтированный доход, внутренняя норма окупаемости и дисконтированный срок окупаемости. При проектировании рассматриваются оба эти метода.
Принимаются следующие исходные данные.
Расчёт проводится для расчётного периода, который охватывает инвестиционную и производственную стадии инвестиционного цикла.
Расчётный период (срок жизни проекта) – это период времени, в течении которого инвестор планирует получить отдачу от первоначально вложенного капитала.
Все расчёты проводятся с помощью программы Excel.
Порядок расчёта и используемые формулы приведены ниже.
Срок жизни проекта принимается 30 лет.
Строительство ТЭЦ осуществляется в 3 года. Распределение капиталовложений по годам строительства и освоение мощности приведены в таблице 4.10.
Таблица 4.10 – Распределение капиталовложений и освоение мощности
Годы строительства и эксплуатации Капиталовложения, % Освоение мощности, %
1 35 -
2 40 -
3 25 65
4 - 100
При расчете принимаются тарифы реализации тепловой и электрической энергии в размере, принятом для данного типа станции:
Значение отпуска электроэнергии и тепловой энергии приведены в предыдущих расчетах.
Стоимость реализации электроэнергии:
(4.63)
Стоимость реализации тепловой энергии:
(4.64)
Суммарная стоимость:
(4.65)
Инвестиции
Инвестирование намечено проводить за счёт акционеров (35 %) и заёмного капитала (65 %).
Поток инвестиций, доля акционерных и заёмных инвестиций приведены в таблице 11.
Таблица 4.11 – Распределение инвестиций по годам
Годы инвестиций Акционерные инвестиции Заёмные инвестиции
1 1290,646 –
2 – 1475,024
3 – 921,890
Выплата кредита предусматривается в течении 15 последующих лет, через 3 года после его получения, т.е. в 4, 5…18 годах срока жизни проекта. Предусматривается 8 % льготный процент погашения кредита.
Издержки принимаются пропорционально освоенной мощности, которые также включают и издержки на выплату кредита (ИКР):
(4.66)
Далее осуществляется расчет основных экономических показателей.
Балансовая прибыль:
(4.67)
Чистая прибыль:
(4.68)
где Н - налог на прибыль, ставка которого согласно действующего
законодательства составляет 24 % от прибыли.
Налог на прибыль:
(4.69)
Выплата дивидендов начинается с 7 года срока жизни проекта в размере 6% от акционерных инвестиций.
Поток наличности:
(4.70)
Рентабельность суммарных инвестиций:
(4.71)
Рентабельность акционерного капитала:
(4.72)
Наличие свободных средств по годам:
(4.73)
Наличие свободных средств нарастающим итогом (для t-го года):
(4.74)
Простой срок окупаемости определяется при достижении равенства:
(4.75)
Далее проводится определение динамических показателей финансово-экономической эффективности.
Поток чистых платежей на акционерный капитал:
(4.76)
Поток чистых платежей объекта в целом:
(4.77)
Чистый дисконтированный доход:
(4.78)
Дисконтированные (интегральные) затраты:
(4.79)
Внутренняя норма доходности определяется при верном равенстве:
(4.80)
Рисунок 4.5 – График зависимости чистого дисконтированного дохода от внутренней нормы доходности.
Дисконтированный срок окупаемости определяется из равенства:
(4.81)
Результаты расчетов сведены в таблицу, представленную на формате А1.
5 Релейная защита синхронных генераторов
Основной защитой генераторов мощностью более 1 МВт от многофазных КЗ в обмотке статора является продольная дифференциальная защита.
Кроме того, при внутренних повреждениях генератора предусмотрены следующие виды защит: защита от витковых КЗ в обмотке статора; защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора; защита нулевой последовательности от двойных замыканий на землю; защита от замыканий на корпус в обмотке возбуждения /7/.
Турбогенератор ТЗФП – 110 – 2У3 имеет следующие характеристики:
номинальная полная мощность................................... ;
номинальное напряжение................................................. ;
номинальный ток............................................................. ;
номинальное значение угла................................................. ;
сверхпереходное сопротивление................................................ ;
сопротивление обратной последовательности............................. ;
коэффициент трансформации трансформатора тока............. .
5.1 Продольная дифференциальная защита
Для генераторов мощностью 30…100 МВт используется схема дифференциальной защиты в трехфазном трехрелейном исполнении с реле РНТ-565. Более мощные генераторы оснащаются схемой защиты с устройством ДЗТ, в котором подмагничивание насыщающегося трансформатора тока осуществляется не только апериодическими составляющими тока небаланса, но и полными токами внешних КЗ (магнитное торможение) /7/.
В устройстве имеются дифференциальная (рабочая) обмотка со 144 витками 144 витка, которые не регулируются, и тормозная обмотка с 36 витками /11/.
При выборе уставки защиты считаем, что магнитное торможение полностью компенсирует влияние тока небаланса, используем все 144 витка рабочей обмотки /10/.
Тогда ток срабатывания реле:
(5.1)
где – МДС срабатывания реле /10/.
Рисунок 5.1 – Схема продольной дифференциальной защиты с устройством ДЗТ – 11/5.
Ток срабатывания защиты:
(5.2)
Тормозная обмотка включается во вторичную цепь трансформатора тока со стороны линейных выводов генератора.
Число витков тормозной обмотки выбирается по выражению:
(5.3)
где – максимальный ток небаланса;
– ток трехфазного КЗ на выводах генератора;
– тангенс угла наклона касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике устройства ДЗТ – 11/5 /11/.
в относительных единицах:
(5.4)
В именованных единицах:
(5.5)
(5.6)
где – коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле ДЗТ – 11/5 /11/;
– коэффициент однотипности трансформаторов тока, – для однотипных ТТ /7/;
– погрешность ТТ, принимается 0,1 /7/.
Примем ближайшее большее число:
Чувствительность защиты при междуфазных повреждениях генератора всегда выше нормируемой и может не проверяться.
5.2 Защита от витковых замыканий в обмотке статора
Так как защищаемый генератор имеет две параллельные ветви в обмотке статора, то применена поперечная дифференциальная защита, основанная на сравнении суммы токов трех фаз одной ветви с той же суммой другой ветви /7/.
Рисунок 5.2 – Схема защиты от витковых замыканий в обмотке статора.
В рассечку соединения двух нейтралей включается трансформатор тока ТТ, к которому подключается реле РТ – 40Ф, отстроенное с помощью фильтра (L, C) от токов третьих и высших гармоник. Выходной орган реле КА4 реагирует на разность токов нулевой последовательности обеих ветвей:
(5.7)
Ток срабатывания реле принимается на основании опыта эксплуатации:
(5.8)
С учетом отсутствия тока в нейтрали в нормальных условиях коэффициент трансформации ТT выбирается по условию:
(5.9)
Принимаем трансформатор тока типа ТЛ-10 с коэффициентом трансформации:
Ток срабатывания реле:
5.3 Защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора
Для включения этой защиты на выводах генератора устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности шинного типа (ТНПШ). На вторичную обмотку ТНПШ включается реле РТЗ-50 (КА2), обладающее повышенной чувствительностью. Напряжение для подмагничивания ТНПШ, равное 100 ÷110 В, подается от TH, установленного со стороны выводов генератора (Рисунок 5.3). Кроме того, к выходу ТНПШ подключается токовое реле КАЗ, которое предназначено для действия при двойных замыканиях на землю (одно замыкание на землю во внешней сети генераторного напряжения, а второе – в обмотке статора).
В качестве реле КА3 используется реле РТ – 40/2 с первичным током срабатывания , принятым с большим запасом для отстройки от максимально возможного тока, протекающего через защиту при внешнем КЗ.
Рисунок 5.3 – Токовые цепи и цепи оперативного тока защиты от однофазных замыканий.
Первичный ток срабатывания защиты:
(5.10)
где – коэффициент возврата реле, (РТЗ-50) /11/;
– коэффициент отстройки, учитывающий бросок емкостного тока в переходном режиме при работе защиты с t = 1…2 с;
– коэффициент отстройки, учитывающий неточность расчета тока небаланса;
– установившийся емкостный ток замыкания на землю защищаемого генератора;
– первичный установившийся ток небаланса.
(5.11)
где – емкость фазы обмотки статора генератора относительно земли, мкФ/фаз /5/.
Для турбогенераторов:
(5.12)
где при температуре (15...20)ºС; /10/.
Для определения первичного тока небаланса необходимо вычислить значение вторичного тока небаланса . Соотношение между токами и равно соотношению между токами срабатывания реле и защиты ( и ) и определяется выражением:
(5.13)
где – число витков вторичной обмотки ТНПШ /10/;
– сопротивление реле типа РТЗ-50, Ом /11/;
– эквивалентное сопротивление намагничивания, приведенное ко вторичной обмотке ТНПШ, Ом /10/.
Тогда:
(5.14)
(5.15)
Вторичный ток небаланса вычисляется по выражению:
(5.16)
где – коэффициент, учитывающий увеличение за счет размещения ТНПШ в закрытых шиноблоках /10/;
– коэффициент, учитывающий селективное действие защиты при внешнем однофазном КЗ на землю, сопровождающимся замыканием между двумя другими фазами /10/;
– ЭДС небаланса, наводимая во вторичной обмотке ТНПШ в номинальном режиме и обусловленная несимметричным расположением токопроводов относительно вторичной обмотки ТНПШ;
– ЭДС небаланса, наводимая во вторичной обмотке ТНПШ и обусловленная неидентичностью магнитопроводов /10/.
Для турбогенератора Т3ФП – 110 – 2У3 выбираем трансформатор тока нулевой последовательности типа ТНПШ-3У со следующими данными:
Значение пересчитывается с учетом различия номинальных токов генератора (7561 А) и ТНПШ (8000 А).
Определяем значение тока :
Ток срабатывания реле:
Защита выполняется с использованием трансформатора тока нулевой последовательности ТНПШ-3У и реле РТЗ-50 с ;
5.4 Защита от замыканий на землю в обмотке возбуждения.
На турбогенераторах с тиристорной и высокочастотной системами возбуждения применяется серийная защита типа КЗР-3, выполняемая с наложением на цепь возбуждения переменного тока с частотой 25 Гц.
Защита от замыканий на землю в двух точках цепи возбуждения устанавливается только на турбогенераторах. Схема защиты типа КЗР-2 (Рис. 5.4) состоит из потенциометра RR, присоединяемого к кольцам ротора после возникновения в обмотке возбуждения первого замыкания на землю, и двух поляризованных реле KL1, KL2, которые включаются в диагональ моста, образуемого обмоткой возбуждения и потенциометром.
Рисунок 5.4 – а) цепи возбуждения; б) цепи оперативного тока;
GE – возбудитель; LG – обмотка ротора.
С подключением потенциометра RR к кольцам ротора генератора производится настройка защиты при отключенной накладке SX с использованием вольтметра PV: движок потенциометра устанавливается в положение, при котором показания вольтметра будут близкими к нулю, что означает равенство потенциалов в диагонали моста.
При появлении второго замыкания в обмотке ротора это равенство нарушается, появляется ток в диагонали моста и в зависимости от направления тока срабатывает одно из поляризованных реле. Защита работает с выдержкой времени и подачей импульса на сигнал или на отключение генератора.
Из-за неравномерности воздушного зазора генератора в обмотке ротора циркулирует переменный ток, который может проходить по обмоткам реле KL1 и KL2. Возникающая при этом вибрация контактов ухудшает надежность работы реле и может привести к отказу защиты. Для снижения влияния переменного тока на работу реле в схему защиты введены дроссель L и конденсатор C.
5.5 Защита генераторов от внешних КЗ и перегрузок.
5.5.1 Защита от внешних КЗ.
Для защиты генераторов мощностью до 30 МВт включительно от внешних симметричных и несимметричных КЗ используется МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.
Для повышения чувствительности к внешним симметричным КЗ на генераторах мощностью 60 МВт и более, работающих в блоке с трансформаторами, устанавливается одноступенчатая дистанционная защита, выполняемая с использованием одного из трех реле сопротивления в блок-реле КРС-2.
Защита выполняется с двумя выдержками времени для ближнего и дальнего резервирования. Реле сопротивления включается на разность токов IA - IB трансформаторов тока, установленных со стороны нулевых выводов генератора, и напряжение Uав вторичной цепи трансформатора напряжения, установленного на фазных выводах генератора. Сопротивление срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от максимальной нагрузки при минимальном эксплуатационном напряжении:
(5.17)
где – минимальное напряжение на выводах генератора;
– максимальное значение рабочего тока генератора в условиях перегрузки.
Сопротивление срабатывания защиты с реле, имеющим круговую характеристику, определяется по выражению:
(5.18)
где – коэффициент отстройки /10/;
– коэффициент возврата /11/;
– угол максимальной чувствительности /10/;
– угол нагрузки.
Уставка на реле:
(5.19)
Ом.
Уставка на дистанционном реле ставятся витками ТА и ТV, встроенных в реле. Определяется процентное соотношение включаемых вторичных витков ТV по отношению к минимальной уставки реле, выставленной на трансформаторах тока ТА.
Отмечается, что защита с реле сопротивления надежно срабатывает при внутренних КЗ в обмотках статора генератора.
Токи обратной последовательности представляют большую опасность для генераторов. Поэтому на генераторах мощностью более 30 МВт для защиты от внешних несимметричных КЗ применяется токовая защита обратной последовательности. Общим элементом этой защиты является фильтр токов обратной последовательности ZA2.
Один из вариантов такой защиты приведен на рисунке 5.5.
При возникновении несимметричного КЗ срабатывает токовое реле KA7 и с выдержками времени (3…5) сек. замыкаются цепи промежуточных реле KL2, KL3 с действием на отключение соответствующих выключателей.
Ток срабатывания ступени защиты с реле KA7 принимается равным /10/.
Выбранный ток не должен превышать значения тока обратной последовательности, прохождение которого допустимо для генератора данного типа в течение 120 с. Для этого должно быть соблюдено условие:
(5.20)
где А - постоянная величина для генератора данного типа.
Токовое реле КА8 с уставкой, равной , предназначено для сигнализации о возникновении относительно небольшой несимметрии в первичной сети.
Рисунок 5.5 – а) токовые цепи; б) цепи напряжения; в) цепи оперативного тока.
В схеме защиты (Рис. 5.5) для действия при симметричных КЗ предусмотрено одно токовое реле КА6, включенное на фазный ток, и одно реле минимального напряжения KV1, подключенное на междуфазное напряжение. Уставки срабатывания этих реле выбираются также, как и уставки реле максимальной токовой защиты с блокировкой по напряжению.
5.5.2 Защита от симметричной перегрузки обмотки статора.
Защита от симметричной перегрузки предусматривается на всех генераторах и выполняется с помощью одного токового реле (Рис. 5.5, реле КА5), включенного на ток фазы А со стороны нулевых выводов генератора, и действует на сигнал с выдержкой времени (6…9) с.
Ток срабатывания защиты принимается по условию:
(5.21)
где – коэффициент отстройки;
– коэффициент возврата для реле РТ-40.
Защита генераторов с косвенным охлаждением выполняется на реле РТ-40.
Для генераторов с непосредственным охлаждением, обладающих пониженной перегрузочной способностью, защита от перегрузки с использованием реле РТ-40 малоэффективна. Для таких генераторов применяется реле РТВК, имеющее .
5.5.3 Защита ротора от перегрузки током возбуждения.
Защита ротора от перегрузки предусматривается на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток, а также – на гидрогенераторах с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 30 МВт. Защита обычно имеет две ступени выдержек времени: с первой она действует на сигнал и развозбуждение генератора, со второй – на отключение генератора от сети и на гашение поля. При этом выдержка времени первой ступени примерно на 20 % меньше выдержки времени второй ступени. Время срабатывания второй ступени составляет на генераторах мощностью до 60 МВт включительно – 40 с, а на генераторах мощностью 100 МВт и более – 20 с.
Напряжение срабатывания защиты:
(5.22)
где – номинальный ток ротора;
– сопротивление обмотки ротора в горячем состоянии при длительно допустимой максимальной температуре.
Наиболее полноценную защиту ротора от перегрузки можно осуществить с помощью реле, имеющего характеристику, зависимую от тока ротора. Такая специальная защита типа РЗР-1М устанавливается на турбогенераторах мощностью 160 МВт и более. Зависимая от тока характеристика выдержки времени интегрального органа данной защиты соответствует выражению:
5.6 Защита от повышения напряжения
Защита от повышения напряжения устанавливается на всех гидрогенераторах, работающих в блоке с трансформаторами. Напряжение срабатывания защиты устанавливается равным (1,5…1,7)*Uг.ном, выдержка времени 0,5 с.
На энергоблоках с турбогенераторами 160 МВт и более также устанавливается защита от повышения напряжения с уставкой срабатывания 1,2*Uг.ном. Защита не имеет выдержки времени и может действовать только при работе генератора на холостом ходу (на гашение поля). При работе энергоблока на нагрузку она автоматически выводится из действия с помощью токовых реле, размыкающих свои контакты при появлении тока.
а) – общая схема положения ТТ и ТН; б) – продольная дифференциальная защита; в) – защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора; г) – защита от витковых замыканий в обмотке статора; д) – защита ротора от перегрузки током возбуждения; е) – цепь измерительных приборов; ж) – защита от внешних КЗ.
Рисунок 5.6 – Общая схема подключения защит.
Рисунок 5.7 – Выходные цепи постоянного тока.
Рисунок 5.8 – а) выходные цепи защиты; б) цепи сигнализации.
6 Автоматическое частотное регулирование асинхронных двигателей системы собственных нужд тепловых электрических станций на примере проектируемой
В последние годы почти все тепловые электростанции (ТЭС) с энергоблоками единичной мощностью 100 - 310 МВт вовлекаются в регулирование суточных и сезонных графиков нагрузки. Разгрузка газомазутных энергоблоков достигает 70 - 75 %, а угольных - 50 %. В этих условиях, для обеспечения эффективной работы и высокого КПД энергоблоков, важнейшей задачей является повышение регулируемой способности оборудования, станции в целом и снижение энергопотребления на собственные нужды ТЭС /36/.
Основным критерием выбора оборудования ТЭС является выбор такой проектной мощности, которую диктует требование обеспечение «пиковых» режимов и надежная работа оборудования в критических ситуациях. Таким образом, производительность оборудования ТЭС для на¬иболее продолжительных, повседневных режимов работы оказывается значительно завышенной. Ступенчато задача согласования мощностей решается отключением параллельных ветвей (установка отдельных котлов), а точная настройка снижением производительности оставшихся в работе /37/.
Различают следующие способы воздействия (точной настройки) на производительность оборудования (насосов, вентиляторов) - это воздействие на характеристики сети или характеристики насоса.
При длительном изменении нагрузки подачу регулируют путем изменения числа параллельно включенных насосов, а в специальных конструкциях - числа работающих ступеней (обмоток, при двух обмоточных асинхронных двигателях). Наиболее распространенным и простым способом воздействия на характеристику системы является дросселирование. Дросселирование осуществляется задвижкой, устанавливаемой в непосредственной близости от насоса на напорном трубопроводе. Дросселирование на всасывающем трубопроводе не рекомендуется из-за опасности возникновения кавитации. Для осевых насосов такой способ регулирования недопустим, поскольку он вызывает увеличение потребляемой мощности. В этом случае вместо дросселирования экономически выгодно применять регулирование перепуском или частичным сбросом подачи. Регулирование дросселированием наиболее целесообразно применять для насосов с пологой напорной характеристикой, так как потеря в дросселе будет наименьшей.
Воздействовать на характеристику машины возможно:
а) изменением частоты вращения ротора двигателя. Этот способ наиболее рационален при условии, что двигатель допускает изменение частоты вращения без заметного снижения КПД (электродвигатели постоянного тока, паровые турбины);
б) изменением частоты вращения ротора насоса посредством гидро- или электромагнитных муфт. Гидромуфты применяют в установках питательных
насосов и дымососов. Недостатком таких муфт является сложность конструкции и изготовления;
в) установки поворотных направляющих плоскостей перед рабочим
колесом. Такой метод регулирования оказывается эффективным по
сравнению с другими способами для насосов с высоким противодавлением;
г) поворотом рабочих лопастей. Этот способ применяется в осевых
насосах, если имеется возможность поворота лопастей на ходу. По
эффективности он уступает только регулированию изменения частоты
вращения ротора /3/.
Подавляющее число эксплуатируемых в настоящее время систем управления производительностью котлов предполагает воздействие на запорно-регулирующие аппараты трубопроводов и газо - воздуховодов (различные задвижки, направляющие аппараты и т. п.) при неизменной скорости вращения асинхронных двигателей (дроссельное регулирование) /37/.
Известно, что энергетическая эффективность этого вида регулирования чрезвычайно низка и чем более глубоко осуществляется процесс регулирования, тем более непроизводительна затрата мощности. Широкое распространение данного вида управления производительностью связано исключительно с отсутствием в момент проектирования и строительства эффективных устройств управления скоростью вращения асин¬хронных машин.
На сегодня такие всемирно известные фирмы, как «ABB», «HITACHI», «Schneider Electric», корпорация «Триол», производят и широко внедряют современные частотно-регулируемые асинхронные электроприводы и основанные на них системы автоматического управления механизмами ко¬тлов типа «Умный Факел».
Применение электроприводов корпорации «Триол» серии AT, система управления которых основана на однокристальных микроконтроллерах с широко развитым программным обеспечением, дает возможность достаточно просто адаптировать универсальный электропривод к конкретному объекту, имеющему свои, специфические требования. Кроме того, наличие унифицированных каналов связи с другими вычислительными устройствами предполагает создание: различных иерархических структур АСУ ТП.
Все механизмы ТЭС, приводимые в движение асинхронными электродвигателями, можно разбить на две группы:
1 Механизмы, непосредственно участвующие в технологическом цикле:
1.1 Тягодутьевые механизмы (вентиляторы, дымососы);
1.2 Насосы (сетевые, питательные, конденсационные, подпиточные, циркуляционные, мазутные и др.);
1.3 Оборудование, обеспечивающее работу котла с твердым топливом
(различные дробилки, мельницы, сепараторы, питатели пыли и т.д.);
2 Механизмы вспомогательного оборудования.
Как правило, механизмы первой группы за исключением части оборудования подготовки твердого топлива - это механизмы непрерывного действия, а второй — циклического.
Наибольший эффект от применения управляемых электроприводов, представляет собой именно механизмы непрерывного действия, так как с изменением производительности котла тем или иным способом приходится ограничивать их производительность. Общая экономическая эффективность в этом случае суммируется из следующих составляющих:
Улучшение энергетических показателей
Встроенная микропроцессорная система управления электропривода наилучшим образом позволяет реализовать оптимальные режимы работы во всем диапазоне ее производительности. Развитое программное обеспечение, адаптированное непосредственно к данному специфическому объекту управления, легко позволяет учитывать возмущающие факторы, ухудшающие режим горения в топке котла и вводить соответствующие корректирующие поправки.
Уменьшение потребления электроэнергии
Электродвигатели с центробежными механизмами на валу не потребляют из питающей сети дополнительную мощность, расходуемую на создание избыточного давления перед различными дроссельными заслонками и на преодоление их сопротивления. Для механизмов же с постоянным сопротивлением движению - на поддержания требуемого момента при завышенных оборотах.
Увеличение срока службы приводных механизмов
В момент пуска электропривода, отсутствуют динамические нагрузки на приводные механизмы и гидравлические удары в трубопроводах, так как ввод в работу осуществляется плавно, практически с нулевой скорости и с заданным темпом увеличивается до необходимой.
Увеличение срока службы контактно-коммутационной аппаратуры
При пуске электропривода отсутствуют броски тока, связанные с прямым включением двигателя в сеть. Значения пусковых токов электропривода не превышают номинальных. Улучшение характеристик питающей сети во всем диапазоне рабочих скоростей и нагрузок, коэффициент мощности электропривода близок к единице. Питающая сеть не ухудшается реактивным током и, как следствие, не возникают дополнительные потери в питающих проводах /37/.
В состав частотно-регулируемого электропривода входят асинхронный двигатель, тиристорный (транзисторный) преобразователь
частоты, согласующий трансформатор, коммутационная аппаратура, микропроцессорная система управления, специализированные анализаторы (датчики давления и температуры, газоанализаторы).
6.1 Тягодутьевые механизмы
Управление тягодутьевыми механизмами осуществляют две независимые системы - система управления вентилятором и система управления дымососом. Каждая из этих систем автономна и может работать независимо.
Основным назначением системы управления тягодутьевыми механизмами является управление скоростью приводных электродвигателей так, чтобы в топке котла поддерживался оптимальный режим горения, т.е. были созданы наиболее благоприятные условия для полного сгорания топлива во всем диапазоне производительности котла. Для этого необходимо в зависимости от количества поступающего топлива, подать необходимое количество воздуха в топку котла, а также с заданной интенсивностью удалять из нее продукты сгорания.
Дополнительно эта система должна выполнять ряд вспомогательных функций. Требуется обеспечивать режим вентиляции котла, поддерживать заданный режим в момент розжига, иметь возможность управления дополнительными аппаратами, исключающими влияние дестабилизирующих факторов на режим горения и розжига.
Система управления тягодутьевыми механизмами не вмешивается в систему безопасности котла, но при желании может ее информировать и выдавать упреждающие сигналы.
Для исключения несанкционированного вмешательства в настройку электропривода, изменение его коэффициентов возможно только при правильном наборе кодовой комбинации цифр в специально выделенном поле редактирования («пароль»).
Задача поддержания оптимального режима горения в топке обеспечивается выбором необходимой скорости вращения электродвигателей тягодутьевых механизмов при полностью открытых направляющих аппаратах практически во всем диапазоне рабочей производительности котельной установки.
Автоматический вид работы является основным вид работы системы управления тягодутьевыми механизмами. Этот вид работы характеризуется переходами из одного режима работы котлоагрегата в другой, в зависимости от поступающих в систему управления сигналов. Так, поступающий из системы защиты разрешающий сигнал переводит тягодутьевые механизмы из первоначального режима вентиляции топки в режим розжига, а затем, с увеличением количества поступающего топлива, система управления плавно переводит котлоагрегат непосредственно в рабочий режим, где во всем диапазоне производительности котла поддерживается требуемое соотношение «топливо-воздух».
В случае возникновения аварийных ситуаций, при которых автоматика безопасности выдает команду на отсечку котла, система управления тягодутьевыми механизмами заставляет котлоагрегат перейти в режим вентиляции.
Для настройки различных систем управления котлоагрегата, предусмотрен ручной режим работы тягодутьевых механизмов с непосредственным управлением скоростью вращения двигателей. Перевод каждой системы управления из ручного режима работы в автоматический и обратно может быть произведен в любой момент времени независимо от режима работы другой системы управления. Предусмотрена возможность «безударного» переключения из одного режима в другой.
Управление тягодутьевыми механизмами, как указывалось выше, осуществляется двумя независимыми электроприводами, каждый со своей системой управления.
Функцию поддержания неизменного во всем диапазоне производительности котла состояния в топке (разрежение, наддув), выполняет электропривод дымососа.
Встроенный цифровой пропорционально-интегральный регулятор управляет выходной частотой автономного инвертора и, следовательно, частотой вращения двигателя, поддерживая заданное значение давления в топке котла. Так как давление в топке котла должно быть неизменно во всех режимах и во всем диапазоне производительности, удобней всего его величину занести в поле программируемых параметров, хотя при желании допускается управление от встроенного потенциометра. Обязательным внешним сигналом для работы системы управления электропривода дымососа является аналоговый сигнал с первичного преобразователя (датчика) давления в топке котла.
Система управления электропривода вентилятора поддерживает заданное соотношение между количеством поступающего в топку котла топлива и оптимальным количеством воздуха во всем диапазоне произво-дительности.
Структура системы управления электроприводом вентилятора выбирается при наладке тягодутьевых механизмов и определяется условиями эксплуатации котла.
Более прогрессивным способом поддержания оптимального соотношения «топливо-воздух» является управление подачей воздуха на основе анализа состава дымовых газов. Регулирование подачей воздуха, основанное на данном способе, учитывает практически все флуктуации качества топлива, температуры подаваемого в топку воздуха, а также методические погрешности первичных преобразователей. Ограниченность применения этого способа связана с отсутствием непрерывных, дешевых и надежных газоанализаторов с широким диапазоном рабочих температур.
6.2 Узел управления положением направляющего аппарата
Для исключения нежелательного влияния дестабилизирующих факторов на режим розжига и работу котлов в начальном диапазоне ее производительности, каждый электропривод тягодутьевых механизмов (вентилятора, дымососа) в своем составе имеет узел управления положением направляющего аппарата.
При параллельной работе нескольких электроприводов с одинаковым функциональным назначением и наличием в воздуховоде (газоходе) каждого двигателя направляющего аппарата, управление отдельными направляющими аппаратами производится индивидуально каждым электроприводом.
Настройка этого узла заключается в том, что весь рабочий диапазон производительности котла разбивается на несколько поддиапазонов с заданием положения направляющего аппарата в каждом из них. Для исключения режима автоколебаний на границе поддиапазонов вводится зона нечувствительности. В специально выделенном поле программируется положение направляющего аппарата при вентиляции топки котла. Все эти данные хранятся в специальной таблице программируемых параметров.
Сигналом обратной связи узла управления положением направляющего аппарата является сигнал, снимаемый с чувствительного элемента дистанционного указателя положения.
Выходными сигналами узла являются два релейных сигнала, которые включают двигатель изменения положения направляющего аппарата.
6.3 Насосы
Управление производительностью большого количества насосов (сетевых, питательных, подпиточных, смывных, циркуляционных, мазутных и др.) в технологическом цикле производится вводом в сеть трубопроводов машин дополнительного гидравлического сопротивления. Данный метод приводит к неоправданным потерям энергии и преждевременному износу оборудования.
Большая часть электроэнергии, расходуется именно насосным оборудованием. Если применение управляемых электроприводов тягодутьевых механизмов оптимизирует работу котла и, как следствие, повышает коэффициент полезного действия, то основной экономический эффект от установки управляемых электроприводов на насосном технологическом оборудовании определяется именно экономией электроэнергии.
Широко развитое программное обеспечение электроприводов позволяет управлять практически любым специализированным насосным механизмом. Целый ряд • дополнительных программных возможностей позволяет адаптировать конкретный насосный механизм к выполняемой им функции. Необходимое количество программируемых дискретных входов и многофункциональных релейных выходов позволяют без дополнительных материальных затрат встраивать электроприводы в существующие релейно-
контактные схемы. Аналоговые входы с обработкой сигнала любого унифицированного уровня легко согласуются с сигналами первичных преобразователей контролируемых параметров. Наличие узла контроля исправности первичного преобразователя и программируемой реакции электропривода при обнаружения неисправности существенно повышают эксплуатационную надежность различных систем с встроенным частотно-уп-равляемым электроприводом.
6.4 Другое технологическое оборудование и вспомогательные механизмы
Технологическое оборудование, обеспечивающее работу с твердым топливом (различные дробилки, мельницы, сепараторы, питатели пыли и т.д.), а также механизмы вспомогательного оборудования занимают небольшой объем в общем балансе потребляемой энергии, поэтому говорить о существенной ее экономии здесь не приходится.
Однако эти сравнительно маломощные приводные механизмы достаточно дороги и имеют ресурс работы, зависящий от их скорости. Для некоторых механизмов эта зависимость нелинейная и износ оборудования резко увеличивается на повышенных оборотах. Изначально мощность, скорость оборудования выбирается из условий пиковой производительности и на этой завышенной мощности технологическое оборудование вынуждено работать все время. Необходимое снижение производительности этого оборудования чаще всего достигается или недогрузкой механизма, или введением цикличности его работы с частыми динамическими ударами пусковых режимов, или применением различных малонадежных механи-ческих вариаторов. Все это является полумерами, и только установка частотно-управляемого электропривода позволяет эффективно выбирать и в дальнейшем эксплуатировать оборудование.
Как уже рассматривалось выше, применение управляемых электроприводов тягодутьевых механизмов оптимизирует работу котла (повышает КПД станции) и, так же как и на насосном и технологическом оборудовании позволяет уменьшать потребление электроэнергии /37/.
Дутьевые вентиляторы и дымососы, питательные, бустерные, конденсационные, сетевые, смывные и проч. насосы - основные потребители электроэнергии на собственные нужды ТЭС. Для энергоблоков мощностью 100 - 310 МВт, работающих на газе, на долю упомянутых механизмов приходится в среднем 6,4 - 4,2 %, для работающих на угле эта величина составляет 7,8 - 5,6 %.
Применение АЧРП на насосах и тягодутьевых машинах вместо дросселирования, позволяет экономить потребление электрической энергии, примерно на 60 %. Расход при регулировании скорости с АЧРП составляет 13 %, при дросселировании 75 %.
Использование АЧРП обеспечивает интегральное снижение потребления мощности на 25 - 40 % и позволяет увеличить мощность ТЭС в среднем на 1 - 2 % за счёт исключения в водяных и воздушных трактах
дросселей и заслонок, а так же улучшение технологических процессов выработки тепловой и электрической энергии /36/.
Поэтому для механизмов собственных нужд ТЭС непосредственно участвующих в процессе производства электрической и тепловой энергии (прежде всего дымососы, дутьевые вентиляторы, питательные насосы и т. п), должны учитываться совокупно факторы увеличения мощности ТЭС и энерго - и ресурсосбережение.
6.5 Определения экономического эффекта внедрения автоматического частотного регулирования на примере питательного насоса проектируемой ТЭЦ
В дипломном проекте используются три рабочих питательных электронасоса типа ПЭ-500-180 с электродвигателем типа 2АЗМ-3200/6000. параметры насоса и привода к нему представлены на таблицах 6.1 и 6.2.
Таблица 6.1 – Параметры питательного насоса
Тип насоса Подача, т/ч Мощность, кВт Напор, м КПД, %
ПЭ-500-180 500 3150 1970 78
Таблица 6.2 – Параметры привода питательного насоса
Тип двигателя Мощность, кВт Число оборотов, об/мин КПД, %
2АЗМ-3200/6000 4000 3000 96,8
Суточный график подачи питательной воды для котлов ТЭЦ представлен на рисунке 6.1.
6.5.1 Расчет графика выработки тепловой энергии ТЭЦ
Расчет производится аналогично, как и для графика выработки электрической энергии генераторами. Из графика рисунка 6.1 находится подача питательной воды во всех точках:
(6.1)
где Q*i – подача одной ступени в о.е.;
Qi – подача питательной воды одной ступени;
Qмакс – максимальная годовая подача.
Рисунок 6.1 – Суточный график подачи питательной воды для котлов ТЭЦ, для зимнего и летнего периода
Ai=Q*i . Ti, (6.2)
A1=0,9 . 852=766,8 % . ч;
A6=0,41 . 918=376,38 % . ч.
Расчет других ступеней аналогичен, результаты представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3- К расчету суточного графика подачи питательной воды
№ ступени tзi tлi Тзi Тлi Тi Qi Аi
Единицы ч ч ч ч ч ГДж-(%) %*ч
1 2 3 4 5 6 7
1 4 - 852 - 852 1701-(0,9) 766,8
2 4 - 852 - 852 1625,4-(0,86) 732,72
3 10 - 2130 - 2130 1568,7-(0,83) 1767,9
Продолжение таблицы 6.3.
1 2 3 4 5 6 7 8
4 4 - 852 - 852 1512-(0,8) 861,6
5 2 - 426 - 426 1493,1-(0,79) 336,54
6 - 6 - 918 918 774,9-(0,41) 376,38
7 - 6 - 918 918 718,2-(0,38) 348,84
8 - 4 - 612 612 585,9-(0,31) 189,72
9 - 8 - 1224 1224 487,6-(0,259) 315,779
Итого: 24 24 8784 5516,28
Годовая относительная подача питательной воды для котлов ТЭЦ определяется как:
(6.3)
Из полученных выше данных строится годовой график выдачи питательной воды для котлов и отражается на рисунке 6.2.
Для определения эффекта энергосбережения необходимо определить и построить графики – зависимости Q*i=f(N*дрi), Q*i=f(N*АЧРПi). Относительная подача питательной воды для котлов ТЭЦ пропорциональна выработки электрической и тепловой энергии в о.е.
Относительное потребление мощности привода при дросселировании составляет 0 % при полностью открытой задвижке и 6 % на каждые 10 % относительной электрической мощности ТЭЦ. Относительное потребление мощности привода при АЧР скорости определяется по формуле:
(6.4)
Расчет производится для 90 %, результаты других ступеней графика 6.2 внесены в таблицу 6.4:
Рисунок 6.2 – Годовой график подачи питательной воды
Таблица 6.4-Относительное потребление мощности привода при АЧР скорости
Qi/Qмакс, % 90 86 83 80 79 41 38 31 26
N*i, % 90 86 83 80 79 41 38 31 26
N*дрi, % 96,3 92 88,8 85,6 84,5 43,8 40,7 33,1 27,7
N*АЧРПi, % 65,6 57,2 51,5 46,1 44,4 6,2 4,94 2,68 1,58
Графики – зависимости Q*i=f(N*дрi), Q*i=f(N*АЧРПi) примут вид. При совмещении графиков – зависимостей Q*i=f(N*дрi), Q*i=f(N*АЧРПi), получается разность N*дрi и N*АЧРПi составляет величину экономии электроэнергии и мощности на данной ступени.
Р*i= N*дрi -N*АЧРПi; (6.5)
Тогда годовая экономия электрической энергии каждой ступени равна:
Эi=Р*i . (Рмакс/100) . Тi, (6.6)
где Рмакс – максимальная электрическая мощность на валу двигателя
насоса, 4000 кВт;
Тi – время i-ой ступени определяется из таблицы 6.3, 852 ч;
Экономия электрической энергии в год равна:
Эг=Эi; (6.7)
Стоимость экономии электрической энергии в год равна:
Сээ=m . Эг . Сээ; (6.8)
Рисунок 6.3 - Графики – зависимости Q*i=f(N*дрi), Q*i=f(N*АЧРПi)
Расчет экономии электрической энергии представлен для первой ступени, результаты для других ступеней аналогичны и представлены в таблице 6.5.
Р1= 96,3 -65,6=30,7 %;
Э1=30,7 . (4000/100) .852=823,926 МВт.ч;
Сээ=3 . 9574,6 . 0,53=20296 тыс.руб.
Таблица 6.5- Расчет экономии электрической энергии
N*дрi, % 96,3 92 88,8 85,6 84,5 43,8 40,7 33,1 27,7
N*АЧРПi, % 65,6 57,2 51,5 46,1 44,4 6,2 4,94 2,68 1,58
Р*i, % 30,7 34,8 37,3 39,5 40,1 37,6 35,76 30,42 26,12
Эi, МВт.ч 823,9 933,9 2502,6 1060,1 538,1 1087,3 1034 586,4 1007
Эг, МВт.ч 9573,6
Сээ, тыс.руб 20296
6.5.2 Срок окупаемости внедрения АЧРП
Возможное увеличение установленной мощности станции:
РТЭЦ=0,015 . К. Руст, (6.9)
где К – коэффициент, равный отношению мощности электроприводов
оснащенных АЧРП, к общей мощности электроприводов ТЭЦ;
К=РАЧРП ТЭЦ/Р; (6.10)
Требуемая мощность преобразователя частоты составит:
РАЧРП=1,15. (Рмакс. Р*АЧРП макс)/100, (6.11)
где Р*АЧРП макс – максимальная относительная потребленная мощность привода при АЧР, из таблицы 6.5 составляет 65,6 %;
РАЧРП=1,15. (4000. 65,6)/100=3017,6 кВт.
Так как АЧРП устанавливается только на приводах питательных насосов, тогда мощность электроприводов оснащенных АЧРП будет равна:
РАЧРП ТЭЦ=n. РАЧРП, (6.12)
РАЧРП ТЭЦ=3. 3017,6 =9052,8 кВт.
К=9,05/38,9=0,23.
РТЭЦ=0,015 . 0,23 . 330=1,2 МВт.
Стоимость строительства нового энергоблока (ТЭС) равного увеличению установленной мощности станции:
Цээ=РТЭЦ . СN, (6.13)
где СN – стоимость одного кВт вновь сооруженного энергоблока, руб/кВт. Для средней полосы России составляет 1250 USD/кВт /34/ или 35000 руб/кВт, при курсе 28 руб. за доллар США;
Цээ=1200 . 35000=42 млн.руб.
Срок окупаемости АЧРП составит:
(6.14)
где ЦАЧРП – стоимость оборудования с учетом доставки и установки;
ЦАЧРП= РАЧРП ТЭЦ . Ср, (6.15)
где Ср – Удельная стоимость преобразователя, составляет 300 USD/кВт /34/ или 8400 руб/кВт, при курсе 28 руб. за доллар США;
ЦАЧРП= 9,05 .8400=76,02 млн.руб;
Внедрение АЧРП в проектируемой ТЭЦ дает высокий экономический эффект, при быстром сроке окупаемости. Данное внедрение АЧРП является эффективным и целесообразным.
Динамика прибыли при внедрении АЧРП представлена на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 – Динамика прибыли в результате внедрения АЧРП
Для привода питательного насоса выбираем высоковольтный комплектный автоматизированный частотно-регулируемый привод Robicon Perfect Harmony, разработанный НПО «СПбЭК» (Санкт-Петербургская электротехническая компания) на базе преобразователей частоты SIEMENS ASI ROBICON /25/.
НПО «СПбЭК» разрабатывает и производит комплектные электропривода в соответствии с требованиями заказчика под конкретные технологические процессы с привязкой к узлам агрегатов и станов.
Электропривод может изготавливаться с локальной системой управления на базе контроллеров Siemens, GE Fanuc, Omron и дисплейными станциями с возможностью дистанционного и местного управления на несколько исполнительных механизмов.
SIEMENS ASI ROBICON имеет самую обширную установленную базу приводов среднего/высокого напряжения переменного тока. Компания работает на всех сегментах рынка и предлагает приводы мощностью от 300 до 90000 л.с. и от 225 до 67000 кВт. НПО «СПбЭК» осуществляет поставку и внедрение приводов ASI Robicon под конкретные проекты.
Siemens Perfect Harmony - частотные приводы для управления синхронными и асинхронными высоковольтными двигателями большой мощности.
В преобразователе Robicon Perfect Harmony группы низковольтных силовых ячеек соединены последовательно для получения высокого напряжения на выходе преобразователя.
Используя эту топологию, преобразователь может быть легко масштабирован для широкого диапазона напряжений и мощностей. В дополнение, модульная конструкция позволяет обеспечить отказоустойчивость простым добавлением одной или более ячеек. А применение низковольтных силовых элементов упрощает сервис и уменьшает затраты на обслуживание.
Качество выходного напряжения настолько близко к синусоидальному, что практически любые старые или новые двигатели, высоко- или низкоскоростные, могут управляться от преобразователей без дополнительных проблем (перенапряжений, без дополнительного нагрева, без колебаний момента на валу) /25/.
Таблица 6.6- Преимущества АЧРП Robicon Perfect Harmony /25/
Преимущества АЧРП Robicon Perfect Harmony
1 2
1. Малая площадь основания.
2. Не требуется выходной трансформатор - выходное напряжение от 2.3 до 13.8 кВ формируется непосредственно.
3. Входной фильтр или ФКУ не требуется.
4. Perfect Harmony разработан таким образом, чтобы продолжать работать в случае большинства возможных неисправностей, которые обычно приводят к отключению преобразователя. Патентованное решение обхода силовой ячейки позволяет достичь максимального времени непрерывной работы и упрощает модификацию.
5. Perfect Harmony обеспечивает автоматический обход неисправной силовой ячейки за 250 миллисекунд (менее чем 1/4 секунды) благодаря независимым блокам контроля для каждой силовой ячейки.
Продолжение таблицы 6.6.
1 2
6. Процессно-ориентированная система защиты (ProToPS®) гарантирует высокую надёжность Perfect Harmony. Вместо отключения преобразователя и остановки процесса при неисправности, ProToPS предоставляет иерархическую систему предупреждений. Эта стратегия даёт дополнительное время для оценки ситуации и принятия правильного решения, что в конечном счёте позволяет избежать остановки производства.
7. Сетевые помехи не попадают на двигатель - Perfect Harmony включает в себя изолирующий трансформатор, обеспечивающий рассеяние сетевых помех.
8. Привод совместим со всеми новыми и существующими асинхронными и синхронными двигателями, и позволяет использовать их без понижения мощности. Данное правило действительно для двигателей от любого производителя без дополнительных модификаций.
9. Даже на малых скоростях не генерируются колебания момента на валу.
10. Нет необходимости в упругой муфте.
11. Нет ограничений по длине кабеля.
12. Robicon Perfect Harmony устойчив к провалам или кратковременному пропаданию напряжения.
АЧРП Robicon Perfect Harmony - обзор технических данных /25/
Характеристики:
1. Диапазон напряжений: 2.3 - 13.8 кВ
2. Диапазон мощностей: 0,2 – 100 MВА.
Охлаждение:
1. Воздушное до макс. 6.7 МВт;
2. Водяное от 2.2 МВт.
Функции управления:
- бездатчиковое векторное управление (опционально с датчиком);
- поддержка всех современных видов коммуникации;
- автоматическое определение двигателя;
- синхронизация и переключение двигателя на сеть;
- подхват вращающегося двигателя;
- режим управляемого торможения двигателем.
Степень защиты:
IP31 для воздушного охлаждения;
IP52 для водяного охлаждения.
Соответствие стандартам: ANSI.
7 Безопасность жизнедеятельности
7.1 Вопросы безопасности жизнедеятельности при проектировании ТЭЦ
Выбор места размещения ТЭЦ зависит от требований безопасности производственных процессов. При размещении объекта следует учитывать удаление от границ аэродромов, затопляемость грунтовыми водами, качество самого грунта, лавиноопасность, возможность селевых потоков, других природных и климатических особенностей, которые могут повлечь аварийную обстановку, наличие в недрах полезных ископаемых.
Здания и помещения с производственными процессами, выделяющие в атмосферу газ, дым, пыль а также взрыво- и пожароопасные вещества, должны располагаться по отношению к другим зданиям с подветренной стороны. Разрывы между зданиями и сооружениями следует принимать минимально необходимыми для устройства дорог, тротуаров, прокладок инженерных сетей, но не менее расстояний, обуславливаемых санитарными и противопожарными нормами.
7.1.1 Производственное освещение
Естественное освещение положительно влияет не только на зрение, но также тонизирует организм человека в целом и оказывает благоприятное психологическое воздействие. В связи с этим все помещения в соответствии с санитарными нормами и правилами должны иметь естественное освещение.
Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через коэффициент естественного освещения (КЕО) в процентах. КЕО – отношение естественной освещенности, создаваемой в некоторой точке внутри помещения светом неба, к одновременному значению наружной освещенности, создаваемой светом полностью открытого небосвода.
Искусственное освещение применяется при работе в темное время суток и днем, когда по условиям технологии, организации производства или климата в месте строительства требуются объемно-планировочные решения, которые не позволяют обеспечить нормированные значения КЕО. При недостаточном по нормам естественного освещения, оно дополняется искусственным освещением. Такое освещение называется – совмещенным.
7.1.2 Производственный шум и вибрация
Источником шума и вибрации на ТЭЦ являются турбогенераторы, компрессоры, вентиляторы, насосы, мельницы и т.д. Шум машин обусловлен наличием механических вибраций деталей, возникающих за счет наличия неуравновешенности, зазоров и недостаточной жесткости крепления узлов и деталей. Для устранения вибрации производят статическую и динамическую
балансировку деталей, устраняют изменение зазоров в узлах и в сочленениях. Для уменьшения вибрации, машины изолированы от фундамента с помощью низкочастотной пружинной виброизоляцией.
В различных помещениях уровни шумов различны, поэтому для предотвращения проникновения шума в соседние помещения, двери выполняются звуконепроницаемыми. Для отдыха дежурных машинистов, постоянного места нахождения дежурного инженера, предусмотрена комната, изолированная от шума.
Так как в механических устройствах причиной недопустимого шума часто является износ подшипников, неточная сборка при ремонте, то в процессе эксплуатации всех видов оборудования надо точно выполнять требования ПТЭ.
Ненормальный, повышенный шум часто возникает из-за неполного стягивания пакетов сердечников трансформаторов, неполного притягивания подвижной части магнитопроводов, контактов и пускателей. У электродвигателей ненормальный шум возникает при работе с перегрузкой, обрыве одной фазы или износ токосъемных контактов.
Своевременное устранение этих причин позволяет существенно снизить уровень шума.
Длительное действие шума отрицательно сказывается на органы слуха, центральную нервную систему, ослабляет внимание рабочих повышает кровеносное давление, происходит учащение дыхания и пульса, снижает производительность труда.
Уменьшение шума достигается своевременной смазкой, регулировкой и ремонтом электрических машин и механизмов, своевременной зачисткой и затягиванием токоведущих контактов, применение шумопоглащающих прокладок.
Устанавливать глушители шума на выхлопные и всасывающие отверстия машин. В случае технической невозможности снижения уровня шума, необходимо предусмотреть систему профилактических испытаний. Персонал следует снабжать специальными наушниками, шлемами, заглушками, менять режим труда и отдыха.
Лица, у которых между двумя медицинскими осмотрами ухудшается слух или ухудшилось общее состояние организма, должны быть переведены на работу в нешумных цехах.
7.1.3 Защита от вибрации
Общая вибрация возникает при работе генераторов, турбин, компрессоров, насосов, вентиляторов.
Локальная вибрация возникает при работе с ручным пневмо- и электроинструментом.
Вредное влияние вибрации выражается в том, что у работающих возникает расстройство нервной и сердечно-сосудистой системы и опорно-двигательного аппарата, что в конечном итоге приводит к виброболезни.
Для снижения уровня вибрации, необходимо осуществлять следующие мероприятия: произвести точную балансировку всех вращающихся частей машин, особенно быстроходных.
Оборудования, машины и механизмы, являющиеся источниками вибрации установить на специальные фундаменты, рассчитанные так, чтобы амплитуда колебаний подошвы фундамента не превышала 0,1-0,2 мм.
Уменьшение числа оборотов источников вибрации или снижение жесткости крепления оборудования к фундаменту (установка прокладок из резины, пружин).
7.1.4 Основные виды средств защиты
Средства защиты работающих для предотвращения или уменьшения воздействия опасных и вредных производственных факторов подразделяются на средства коллективной и индивидуальной защиты.
Средства индивидуальной защиты рассматриваются в таблице 5.1.
Кроме средств индивидуальной защиты имеются и предохранительные приспособления. К ним относятся: предохранительные пояса, диэлектрические перчатки, коврики, ручные захваты, манипуляторы.
Таблица 7.1 – Назначение и виды средств индивидуальной защиты.
Назначение средств защиты Средства защиты
Защита органов слуха Противошумные шлемы, наушники
Защита глаз Защитные очки, маски
Защита рук Перчатки, рукавицы
Защита лица Защитные маски, защитные очки
Защита органов дыхания Противогазы, респираторы, пневмошлемы, пневмомаски
Специальная одежда Комбинезоны, полукомбинезоны, куртки, брюки, костюмы, халаты, плащи, полушубки
Специальная обувь Сапоги, ботинки, боты, галоши
Защита головы Каски, шлемы, шапки
7.1.5 Электробезопасность
Помещения ТЭС и особенно ОРУ по степени безопасности обслуживания электроустановок относятся к помещениям с повышенной опасностью (высоковольтное оборудование) и особенно опасным (распределительное устройство генераторного напряжения).
Работа с электрооборудованием станции должна производиться с учетом требований ПТЭ и ПТБ.
Работы в электроустановках и на электрооборудовании напряжением до и выше 1 кВ должны производиться при соблюдении следующих условий:
– на производство работ должно быть разрешение лица ответственного за электрохозяйство станции (наряд, распоряжение);
– работа должна производиться не менее чем двумя лицами;
– должны быть выполнены технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.
– при обслуживании электроустановок и производства оперативных переключений должны применяться защитные средства, удовлетворяющие требованиям ПУЭ.
Защитными средствами в электроустановках являются приборы, аппараты, переносные приспособления и устройства, а также отдельные части приборов приспособлений и аппаратов, служащие для защиты персонала от поражения электрическим током и воздействия электрической дуги и продуктов её горения.
Все изолирующие защитные средства делятся на основные защитные средства и вспомогательные.
Основными называются такие защитные средства, изоляция которых надежно выдерживает рабочее напряжение электроустановок и при помощи которых допускается касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением.
Дополнительными называются такие защитные средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить безопасность от поражения электрическим током. Они являются дополнительными к основным средствам мерами защиты.
Перечень основных и дополнительных защитных средств представлен в таблице 7.2.
Распределительное устройство до 1000 В. должно быть укомплектовано следующими защитными средствами:
– указатель напряжения;
– диэлектрические перчатки – 2 пары;
– переносные заземления – не менее 2 шт.;
– диэлектрические коврики – 2 шт.;
– диэлектрические галоши – 2 пары;
– изолирующие подставки;
– предупредительные плакаты – не менее 2-х комплектов.
В электроустановках высокого и низкого напряжения должны быть приняты следующие меры безопасности:
– все корпуса электрооборудования заземляются путем присоединения их к контуру заземления;
– на проводах аппаратов должны быть четко указаны положения выключателей.
– включение и отключение машин производится лицами, имеющими разрешение на их обслуживание;
– перед пуском нужно осмотреть и убедиться в готовности к подаче напряжения и предупредить персонал;
Таблица 7.2 – Основные и дополнительные средства защиты.
Напряжение установки Защитные средства
Основные Дополнительные
Выше 1 кВ.
1 Оперативные и измерительные штанги;
2 Изолирующие и токоизмерительные клещи;
3 Указатели напряжения;
4 Устройства и приспособления изолирующие.
1 Диэлектрические перчатки;
2 Диэлектрические боты;
3 Резиновые коврики;
4 Изолирующие подставки.
До 1 кВ.
1 Диэлектрические перчатки;
2 Инструмент с изолированными рукоятками;
3 Указатели напряжения.
1 Диэлектрические галоши;
2 Резиновые коврики;
3 Изолирующие подставки.
– на временных ограждениях вывешиваются предупреждающие плакаты «Стой! Опасно для жизни».
– в электроустановках выше 1000 В осмотр оборудования, аппаратуры производится с порога камеры или стоя перед барьером.
– ремонтные работы производятся обязательно под контролем наблюдающего, который должен находиться всё время на месте производства работ.
7.1.6 Пожаробезопасность
В целях обеспечения пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок необходимо:
Все электроустановки должны быть защищены аппаратами защиты от токов КЗ и других ненормальных режимов, могущих привести к пожарам и загораниям;
Электрические сети и оборудование, используемые на комбинате, должны отвечать требованиям ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.
При эксплуатации электроустановки запрещается:
– использовать электродвигатели и другое оборудование, поверхностный нагрев которого при работе превышает температуру окружающего воздуха более чем на 40 С;
– использовать кабели и провода с поврежденной изоляцией.
Для обеспечения пожарной безопасности:
– помещения обеспечивается средствами тушения пожара и связи для немедленного вызова пожарной команды;
– первичные средства пожаротушения в производственных помещениях и на территории устанавливаются на специальные пожарные щиты (оборудуются 2-мя огнетушителями ОХП, лопатой, багром, топором, ведром, ящиком с песком).
– пожарные краны внутреннего противопожарного водовода оборудуются рукавами и стволами, заключенными в шкафы;
– местоположение пожарных кранов должно быть указано на схеме пожарного водовода;
Во всех помещениях электроустановок оборудуются посты с первичными средствами пожаротушения:
– углекислотные огнетушители (ОУ-2, ОУ-5);
– ящики с песком;
Места оборудования постов с первичными средствами пожаротушения согласуются с органами пожарной охраны.
Использование пожарных средств для производственных и хозяйственных нужд запрещается.
В помещении вывешиваются плакаты на противопожарную тематику, у всех телефонов вывешена информация с номерами телефонов пожарной части.
За обеспечение пожарной безопасности ответственность несет директор станции. Все рабочие и служащие проходят подготовку, состоящую из противопожарного инструктажа (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму по специальной программе.
На предприятии имеется пожарная часть и пожарно-техническая комиссия.
7.2 Расчет контура заземления ОРУ - 110 кВ
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблю¬дением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспече¬ния присоединения электрооборудования к заземлителю на терри¬тории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.
Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1,0 м от фунда¬ментов или оснований оборудования. Допускается увеличение рас¬стояний от фундаментов или
оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены друг к другу, а
расстояние между основаниями или фундаментами двух рядов не превышает 3,0 м.
Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превы¬шать 6 х 6 м /8/.
Грунт на территории ОРУ супесок, сопротивление верхнего промерзающего слоя составляет 300 Ом × м. Под заземлитель ОРУ использована площадка длиной l = 200 м и шириной d = 60 м. Грунт площадки двухслойный и толщиной первого слоя 2 метра. Удельное сопротивление первого слоя, измеренное, при средней влажности, r1 = 300 (Ом×м); второго слоя r2 = 60 (Ом×м). Климатическая зона II.
Коррозионная активность грунта по отношению к стали низкая. Ток, стекающий в землю через заземлители, составляет некоторую долю от тока однофазного короткого замыкания, которая зависит от мощности установленных трансформаторов и количества заземленных нейтралей в системе, примем:
где = 11,35.0,7=7,945 кА-ток однофазного короткого замыкания .
Тогда:
IЗ = 0,4·7,945 = 3,178 кА.
На ОРУ установлены выключатели SB6m145, полное время отключения которых: ., время действия релейной защиты в установках 110 кВ – 0,1 сек.
Следовательно, расчетная длительность воздействия тока на человека составляет:
t = 0,1 + 0,055= 0,155 с,
тогда наибольшее допустимое напряжение прикосновения составит Uпр.доп= 400 В, согласно /24/. Подходящие к ОРУ ЛЭП, нельзя считать естественными заземлителями, так как грозозащитный трос в нормальном режиме изолирован от заземлителя опоры искровым промежутком разрядника.
Исходя из коррозийной активности грунта, и термической стойкости, горизонтальные заземлители принимаем из стальной полосы стали 40 4 мм. Вертикальные стержневые заземлители принимаем исходя из коррозийной активности грунта и его твердости d = 12 мм.
На ОРУ предусматривается одинадцать продольных горизонтальных заземлителей. Шаг поперечных горизонтальных заземлителей – 12 м (для
первого этапа расчета), длина вертикальных заземлителей – lв = 6 метров, расстояние между ними а = 12 метров. Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной
Площадь и приведенный размер заземлителя составляет:
,
Расчетное удельное сопротивление грунта с учетом коэффициентов сезонных изменений /24/:
для сезона I: [Ом×м]
для сезона II: Ом×м; Ом×м.
Общая длина заземлителей определяется по формуле:
, м
где кпопер – число поперечных полос заземлителей
кпрод– число продольных полос заземлителей.
L = (1 + 16) . 60 + (10+1) . 130 = 2450 м
Приведенное число ячеек на сторону заземлителя:
принимаем m = 10.
Длина горизонтальных полос в расчётной модели
Lг = 2× ·(m+1) = 2×109,544×(10 + 1) = 2410 м.
Число вертикальных заземлителей по периметру контура:
nв = 44 шт.
Длина вертикальных заземлителей:
Lв = lв· nв = 6 · 44 = 264 м.
Относительная глубина:
Определяем общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчётную модель (посезонно):
Rз = ,
где А = 0,444 - 0,84 · , при 0 ≤ ≤ 0,1;
А = 0,444 - 0,84 · = 0,39;
По /24/ для летнего сезона для значений:
ρ1/ ρ2 = 5; а/ lв =1; (h1 - t)/ lв = (2 – 0,6)/5 = 0,28.
Определяем:
ρэ/ ρ2 =1,27
ρэ= 60 ·1,27 = 76,2 Ом,
тогда:
Rз = = 0,33 Ом ,
По /24/ для зимнего сезона для значений:
ρ1/ ρ2 = 6,5; а/ lв =1; (h1 - t)/ lв = 0,28
Определяем: ρэ/ ρ2 =1,28
ρэ= 60 ·1,28 =76,8 Ом,
тогда:
Rз = = 0,38 Ом.
Определим по /24/ коэффициент прикосновения для сезона I:
,
где М = 0,75 при ρ1/ ρ2 = 300/60 = 5 по /24/.
Потенциал заземлителя по /24/:
Найдём напряжение прикосновения:
Для летнего сезона:
Uпр = Кп·Iз·Rз = 0,128 · 3178 · 0,33 = 134,23 В.
Для зимнего сезона:
Uпр = Кп·Iз·Rз = 0,128 · 3178 · 0,38 = 154,57 В,
что меньше допустимого значения 400В.
Горизонтальные элементы заземлителя проверяют на термическую стойкость.
Минимальное сечение искусственных заземлителей определяем:
F = ,
где tв – расчетное время.
Минимальное сечение составит:
F = = 18,39 мм2
Предварительно были выбраны стальные электроды диаметром d = 12 мм, сечением 113,1 мм2. Выбранное сечение проверяем на коррозийную стойкость. Минимальное сечение с учетом коррозии:
где F – сечение выбранное по термической стойкости, мм2;
– уменьшение сечения проводника в процессе коррозии за расчетный срок службы, мм2.
,
где – средняя глубина коррозии по сечению заземлителя, мм;
d - диаметр заземлителя, мм;
Средняя глубина коррозии определяется по формуле:
= а3 ,
где Т – расчетный срок службы заземлителя, мес;
а3, а2, а1, а0 – коэффициенты зависящие от агрессивности грунта.
Расчетный срок службы примем 240 месяцев:
= =0,311 мм;
= 3,14 (12 + 0,311) = 38,676 мм2.
Минимально допустимое сечение:
= 18,39 + 38,676 = 57,07 мм2.
сечение вертикальных заземлителей при этом составит 113,097мм2.
Следовательно, вертикальные заземлители удовлетворяют всем условиям.
От ОРУ отходят ВЛ – 110 кВ, но ограда с металлическими столбами. Так как контур заземляющего устройства располагается в пределах ограждения электроустановки, то у въезда на его территорию для обеспечения выравнивания потенциала забиты у внешнего горизонтального заземлителя
два вертикальных заземлителя длиной 4 метра на расстоянии между ними, равном ширине входа (въезда).
При нормальной работе электроустановок опасности для обслуживающего персонала они не создают.
7.3 Грозозащита оборудования ОРУ 110 кВ
Грозозащита ОРУ осуществляется в соответствии с [22].
При прямых ударах молнии в токоведущие части напряжение в них резко увеличивается. Подобные явления возникают и при быстрых отключениях цепей – коммутационные перенапряжения. Для защиты изоляции электрических аппаратов от воздействия сверхвысокого напряжения применяются ограничители перенапряжения (ОПН). На стороне высокого напряжения применяются ограничители перенапряжения типа ОПН – 110 У1. Ограничители перенапряжения устанавливаются со всех сторон трансформаторов и на всех сборных шинах. От прямых ударов молнии оборудование ОРУ и токоведущие части защищаются стержневыми молниеотводами, устанавливаемые на порталах ОРУ. Стержневые молниеотводы соединяются с заземляющим контуром проводником заземления. Защита от прямых ударов молнии выполняется при помощи специальных молниеотводов.
Целью данного расчета является определение радиуса защиты молниеотводов и их количества.
Ожидаемое количество поражений молнией в год:
(7.1)
где S – ширина ОРУ, равна 60 м;
L – длина ОРУ, равна 200 м;
– наибольшая высота защищаемых сооружений, равна 11,5 м;
n – среднегодовое число ударов молнии на 1 км² земной поверхности в месте нахождения зданий и сооружений (0,067 – среднее число ударов молнии в 1 км² поверхности земли за грозовой час; 46 – число грозовых часов в году), равно 0,06746=3,1;
Что меньше 1 следовательно данная зона защиты относится к типу Б.
Определяем радиус защиты одного молниеотвода:
(7.2)
(7.3)
где р = 1 при h ≤ 30 м.;
– высота защищаемого объекта, м.;
– высота активной части молниеотвода, м.
Устанавливаем молниеотводы длиной На=10,5 м на линейные порталы высотой Нх=11,5 м при полной высоте молниеотвода Н = 22 м.
Определяем верхнюю границу зоны защиты:
(7.4)
Находим ширину зоны защиты по земле:
(7.5)
Рисунок 7.1 - Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода.
Заключение
В данном дипломном проекте была спроектирована электрическая станция предназначенная для удовлетворения потребностей в электрической и тепловой энергии близлежайших потребителей (городские электрические сети и промышленность города). Так же, совместно с ГРЭС, осуществляется электроснабжение энергоемких предприятий и районных электрических сетей. Избыток мощности отдается в энергосистему по 2 линиям 110 кВ.
Для спроектированной ТЭЦ было выбрано четыре котла типа ТГМЕ – 436, производительностью 500 т/час соответственно.
Для установки на ТЭЦ было выбрано четыре турбины типа Т – 110/120 – 12,8 – 5 (установленная мощность 110 МВт, температура пара перед стопорным краном 555°С).
Основное электротехническое оборудование выбранное для спроектированной станции:
1 Три турбогенератора типа Т3ФП–110–2У3;
2 Три силовых трансформатора ТДЦ–125000/110;
3 По одному сдвоенному реактору для ограничения токов КЗ: в системе собственных нужд РБСГ10 – 2 630 – 0,25У3; в системе электроснабжения местной нагрузки РБСДГ10 – 2 2500 – 0,25У3.
4 Один подключенный и один готовый к замене трансформатор собственных нужд ТРДНС – 25000/110.
5 Шесть рабочих трансформаторов собственного расхода и два резервных типа ТСЗС – 1000/10;
Распределительные устройства генераторного напряжения 10 кВ закрытого исполнения (КРУ), 110 кВ – открытого (ОРУ).
В качестве схемы ОРУ 110 кВ была принята схема с двумя рабочими и обходной системой сборных шин.
Распределительные устройства собственных нужд 6 и 0,4 кВ выполнены по схеме с одиночной несекционированной системой сборных шин.
Список использованных источников
1 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ. ред. чл. – корр. РАН А. В. Клименко и проф. В. М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 648 с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
2 Стерман Л. С., Лавыгин В. Н., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. – М.: Издательство МЭИ, 2004. – 424 с., ил.
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 Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии /Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. А. И. Попов). – 8-е изд., испр. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.
5 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
6 Ополева Г. Н. Схемы и постанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. – М.: ФОРУМ: ИНФРА – М, 2006. – 480 с. – (Высшая образование).
7 Чернобровов Н. В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 4-е, перераб. и доп. М.: Энергия, 1971. – 642 с., ил.
8 Правила устройства электроустановок. Изд. 7-е.– М.: Энергоатомиздат, 2007. – 648 с.: ил.
9 Правила технической эксплуатации. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 256 с.: ил.
10 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. /Под ред. Неклепаева Б.Н., Крючкова И.П. – М.: Изд. «НЦ ЭНАС», 2002. – 152 с.: ил.
11 Какуевицкий Л. И., Крупицкий К. А. Справочник релейной защиты и автоматики, 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергия, 1968. – 208 с.: ил.
12 www.tkz.su – официальный сайт компании ОАО ТКЗ “Красный котельщик”.
13 www.tmw.ru – официальный сайт компании ОАО “Уральский турбомоторный завод” (ТМЗ).
14 “Электрические станции” Изд. «Энергопресс» – Научно-исследовательское эжемесячное издание, № 11, 2005 г.
15 ГОСТ 12.1.005 – 88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
16 ГОСТ 12.1.016 – 79. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.
17 ГОСТ 12.1.007 – 76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация. Общие требования.
18 ГОСТ 12.1.012 – 90. ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.
19 ГОСТ 12.1.003 – 83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
20 ГОСТ 12.1.011 – 78. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.
21 НПБ – 105 – 95 Определение категорий помещений по взрывопожарной и пожарной опасности. – М.: Энергоатомиздат, 1995.
22 РД. Охрана труда в электроустановках.
23 СНиП 23 – 05 – 95 Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. – М.: Стройиздат, 1996.
24 Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов/ А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова.; Под ред. А. А. Васильева. - М.: Энергия, 1980 - 608с., ил.
25 www.spbec.ru – официальный сайт компании НПО “Санкт-Петербургская электротехническая компания”.
26 www.moselectro.ru – официальный сайт компании НПО “Мосэлектрощит”.
Чертежи:
Скачать: