Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,44 Мб
Опубликовано:

2015-02-07

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Аннотация

В данном дипломном проекте спроектирована угольная КЭС общей мощностью 900 МВт, на которой установлены три блока мощностью по 300 МВт. Место строительства станции выбрано в республике Коми, район Печорского угольного бассейна.

В дипломном проекте произведен выбор схемы электрических соединений, выбор схемы выдачи мощности, выбор схемы собственных нужд. В проекте также рассмотрены вопросы РЗ и А (выбор автоматики и защит блока 300 МВт и расчет одной из защит данного блока (продольная дифференциальная защита блока 300 МВт)), экономики, безопасности и экологичности.

Для выбора схемы выдачи мощности и схем электрических соединений РУ 220 кВ и РУ 110 кВ сравнивались дисконтированные затраты двух вариантов схем. Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей был проведен расчет токов короткого замыкания в характерных точках.

В экономической части проекта оценены технико-экономические показатели КЭС, а так же проведен анализ рынка асинхронных двигателей собственных нужд.

В разделе безопасности и экологичности рассмотрен вопрос экологической безопасности при эксплуатации элегазовых выключателей. В индивидуальном задании была выполнена разработка схемы управления вводной подстанционной панели Щ20-Орб-06.

Введение

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики и промышленности страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров ее развития создадут необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного социально-экономического развития России. Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией.

Потребность во вводах генерирующих мощностей с учетом динамики выбытия устаревшего действующего оборудования в период до 2020 г. составляет около 50 ГВт генерирующей мощности. Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности.

К 2020 году уже 57 процентов мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности.

В данном дипломном проекте приведено проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт. Местом строительства станции выбрана республика Коми.

1. Технико-экономическое обоснование строительства КЭС

Проектируемая в данном дипломном проекте КЭС мощностью 900 МВт, с тремя блоками по 300 МВТ, предполагается к сооружению в республике Коми. Топливо на станции - уголь. Республика расположена к западу от Уральских гор, на крайнем северо-востоке Европейской части Российской Федерации в пределах Печорской и Мезенско-Вычегодской низменностей, Среднего и Южного Тимана, западных склонов Уральских гор (Северный, Приполярный и Полярный Урал).

В районе сложилась относительно развитая и разветвленная транспортная сеть, состоящая из железных дорог, автомобильного и трубопроводного транспорта и речных путей, а также газопроводы.

В Республике Коми из 152 месторождений углеводородного сырья, числящегося на Государственном балансе, добыча нефти и газа ведется на 87 месторождениях, из которых 65 находятся в промышленной эксплуатации и 22 - в пробной или опытно-промышленной. Кроме этого, предприятиями Республики Коми ведется разработка 14 месторождений на территории Ненецкого автономного округа.

В районе сформировался крупный металлургический комплекс, деревообрабатывающая и химическая промышленность, машиностроение и металлообработка.

Энергосистема Республики Коми (Печорский энергоузел) избыточна по электрической мощности: резерв составляет около 40%. При этом Южный энергоузел республики является дефицитным. Около 80% нагрузки Южного энергоузла обеспечивает единственная ВЛ 220 кВ «Печорская ГРЭС-Ухта-Микунь».

Проектируемая станция КЭС-900 может обеспечить резерв мощности Южного энергоузла и снабдить избыточной мощностью прилегающие энергосистемы Архангельской и Кировской областей.

КЭС предполагается снабжать из Печорского бассейна разработок каменного угля. Источником водных ресурсов является река Сысола.

В области имеются линии электропередач:

напряжение 220 кВ;

напряжение 110 кВ;

2. Главная схема выдачи мощности

Схема выдачи мощности дает представление о главной схеме электрической станции, отражает распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений, автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с повышающими трансформаторами и точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд.

2.1 Выбор мощности и типа генераторов

При выборе генераторов необходимо выполнение условия:

Р_{г. ном}≥Р_{т. мах},

Где Р_{г. ном} - номинальная мощность генератора, МВт;

Р_{т. мах} - максимальная мощность турбины, МВт.

Из [5, табл. 5.1, с. 197] по мощности выбираем два однотипных синхронных генератора типа ТВВ-320-2У3, и из [5, табл. 5.2, с. 198] один асинхронизированный генератор типа ТЗВА-320, согласно рекомендациям по повышению устойчивости системы [13]. Каталожные данные из справочника [5] приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора	Рном, МВт	cos φ ном	Sном, МВ*А	Uном., кВ	Qг ном , кВар	N об/мин	Х''d о.е.	Iг ном, кА
ТВВ-320-2У3	320	0,85	375	20	195,51	3000	0,173	10,9
ТЗВА-320	320	0,85	375	20	195,51	3000	0,173	10,9

Описание выбранных турбогенераторов:

ТВВ-320-2ЕУ3- турбогенератор с водородно-водяным охлаждением обмоток; обмотка статора охлаждается непосредственно водой, сталь статора и обмотка ротора охлаждаются непосредственно водородом;

· 2 - два полюса;

· У - для работы в районах с умеренным климатом;

· Е - принадлежность к единой унифицированной серии;

· 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

ТЗВА-320 - турбогенератор асинхронизированный с непосредственным водяным охлаждением обмоток и стали статора.

2.2 Разработка схем выдачи мощности КЭС

В соответствии с заданием на проектируемой электростанции предполагается два повышенных напряжения. На станции предусматривается установка трех генераторов типа ТВВ-320-2У3. Поскольку нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, то в основу построения схем положен блочный принцип.

Из множества возможных схем для разработки и сравнения выбираем два варианта

. Два блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 кВ, один блок 300 МВт на ОРУ-110 кВ.

. Три блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 и ОРУ-110 кВ.

Выбор производится по условию минимальных перетоков мощности через автотрансформаторы связи (АТС) между распределительными устройствами высшего и среднего напряжений (РУ ВН, РУ СН) в различных режимах, а также исходя из соображений надёжности и экономической целесообразности. В схемах применён блочный принцип построения ТЭС с АТС между РУВН и РУСН. В цепях всех блоков установлены генераторные выключатели [7]. Гарантированная выдача мощности производится с шин РУСН-220 кВ. По условиям надёжности работы предусматривается установка двух АТС между РУ. На КЭС блочного типа с генераторными выключателями устанавливается один РТСН на каждые четыре машины[3].

В рассматриваемых схемах РТСН присоединен к обмотке НН АТС.

Упрощённо схемы выдачи мощности представлены на рис.2.1 и рис.2.2.

Рис. 2.1. Первый вариант схемы выдачи мощности

Данная схема сравнительно дорогая, т.к. из-за большей величины перетока мощности требуется установка автотрансформаторов большей мощности.

Рис. 2.2. Второй вариант схемы выдачи мощности

В данной схеме по сравнению с предыдущей сравнительно невелики перетоки мощности через АТ в нормальном режиме, и следовательно, установка АТ большей мощности не требуется.

Рис. 2.3. Третий вариант схемы выдачи мощности

Рис. 2.4. Четвертый вариант схемы выдачи мощности

В данных схемах (рис.2.3 и рис.2.4 )из-за малой величины мощности, выдаваемой с ОРУ-110 кВ, будет наибольшая величина перетока мощности через АТ, что потребует установки автотрансформаторов связи большей мощности- это приведет к значительному удорожанию схем.

2.3 Выбор основного силового оборудования

2.3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для пылеугольной КЭС характерно потребление мощности на собственные нужды (СН) в диапазоне 6-8% [1, табл. 1.17, с. 20]. Примем процент использования мощности на СН равным 7%.

[МВт].

Коэффициент спроса примем [1, табл. 1.17, с. 20].

[МВ×А].

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] выбираем трансформаторы собственных нужд.

Таблица 2.2. Параметры ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Потери

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

НН

Pх

Pк

кВ×А

кВ

кВт

т.р.

TAUX 1-3

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

69.6

НН1-НН2

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности ТСН выбираем те же.

2.3.2 Выбор блочных трансформаторов (БТ)

Определяем мощность, проходящую через трансформатор каждого из блоков.

По найденной мощности по [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем БТ на 220 и 110 кВ.

Таблица 2.3. Параметры БТ

Обозначение	Тип	Sном	Напряжение обмотки		Потери		uк	Iх	Габариты			Масса	Цена
			ВН	НН	Pх	Pк			Д	Ш	В
		МВ×А	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	м	м	м	т	т.р.
Т-1,2-220	ТДЦ-400000 /220-73У1	400	242	20	330	880	11	0.4	12.55	4.47	7.72	365	389
Т-3-110	ТДЦ-400000 /110-73У1	400	121	20	320	900	10.5	0.45	15.55	6.8	7.2	324	373

Для 2-го варианта схемы выдачи мощности:

Т1, Т2, Т3 - ТДЦ-400000/220 .

2.3.3 Выбор автотрансформаторов связи

Для определения требуемой мощности автотрансформаторов связи (АТ), определим перетоки мощности через них в характерных режимах работы.

Первый вариант:

Определим расчётную мощность АТ в максимальном режиме:

Определим расчётную мощность АТ в минимальном режиме:

В ремонтном режиме переток мощности по величине будет равен гарантированно выдаваемой мощности с РУСН:

[МВ×А].

Выбираем автотрансформатор исходя из минимального режима выдачи мощности с шин РУСН, т. к. в данном режиме получаем наибольший переток мощности.

Трансформатор выбираем с учётом коэффициента перегрузки k_п = 1.3,

так как S_AT_ном>100 [MB×A] [13, табл. 5, с.11].

[МВ×А].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.4. Параметры АТ связи

Напряжение обмоткиПотери ВН-СНuкIхГабаритыМассаЦена

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

МВ×А

кВ

кВт

т.р.

АТ-1,2

230121111054301132200.45125.37.8215270

АТДЦТН-200000 /220/110

Для 2-го варианта схемы:

Расчетная мощность АТ в максимальном, минимальном и ремонтном режимах будут соответствовать гарантированно выдаваемой мощности с шин РУСН.

[МВ×А];

[МВ×А].

Трансформатор выбираем по большей величине перетока мощности с учётом коэффициента перегрузки k_п = 1.3, так как S_AT_ном>100 [MB×A] [13, табл. 5, с.11].

[МВ×А].

По [1, табл. 3.8, с. 156-161] выбираем автотрансформаторы связи.

Таблица 2.5. Параметры АТ связи

Напряжение обмоткиПотери ВН-СНuкIхГабаритыМассаЦена

ВН

СН

НН

Pх

Pк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

МВ×А

кВ

кВт

т.р.

АТ-1,2

23012111653151145280.4115.157.1160195

АТДЦТН-125000/220/110

2.3.4 Выбор резервного трансформатора собственных нужд

Согласно рекомендациям НТП, выбираем один (количество блоков меньше четырёх) резервный трансформатор собственных нужд мощностью равной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд (имеются выключатели в цепях генераторов, следовательно, не требуется установка пускорезервного трансформатора собственных нужд).

По [1, табл. 3.4, с. 124-137 и 156-161] резервный трансформатор собственных нужд.

Таблица 2.6. Параметры ТСН и РТСН

Обозначение

Тип

Sном

Напряжение обмотки

Потери

uк

Iх

Габариты

Масса

Цена

ВН

НН

Pх

Pк

кВ×А

кВ

кВт

т.р.

TRAUX

ТРДНС-32000/35

32000

36.75

6.3-6.3

145

ВН-НН

12.7

0.65

6.6

4.3

5.35

69.6

НН1-НН2

РТСН присоединен к низшей обмотке автотрансформатора связи.

2.4 Предварительный выбор выключателей

Предварительный выбор выключателей производим по условиям

; .

Выбор производим для обеих схем.

2.4.1 Выбор генераторных выключателей

Максимальный рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем генераторный выключатель.

Максимальный рабочий ток в цепи генератора

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем генераторный выключатель.

Таб. 2.7 Параметры генераторных выключателей

!Синтаксическая ошибка, FНапряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
	номинальное	наибольшее рабочее	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
QG-1,2,3	20	24	11.2	90	20	320	125	150/75	60/30	105/4
ВГМ-20-90/11200У3

Продолжение табл. 2.7

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0.2	0.15	0.7	0.5	3140	2030	1296	310	7.35

.4.2 Выбор выключателей для коммутации цепей собственных нужд

Максимальный рабочий ток в цепи за трансформатором СН

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем выключатели внутренней установки для коммутации цепей СН.

Ввиду однотипности трансформаторов собственных нужд и резервного трансформатора собственных нужд, аналогичного типа выключатели выбираем и для цепей за резервным трансформатором собственных нужд, т. е. ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 2.8. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-101-108	6.6	7.2	1.6	40	20	128	40	128	40	40/4
ВЭ-6-40/1600У3

Продолжение табл. 2.8

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0.075	0.06	0.075	0.5	1605	1005	630	574	3.96

2.4.3 Выбор выключателя перед РТСН (за обмоткой НН АТ)

Максимальный рабочий ток в цепи резервной магистрали перед РТСН за обмоткой НН АТ:

[кА].

По [1, табл. 5.1, с. 228-237] выбираем выключатель перед РТСН.

Таблица 2.9. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-100	20	24	6.3	90	20	300	105	150/75	60/30	105/4
МГУ-20-90-6300У3

Продолжение табл. 2.9

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0.2	0.15	0.8	0.5	3100	2030	1410	2950	4.51

2.4.4 Выбор блочных выключателей на стороне ВН (220 кВ):

Максимальный рабочий ток в цепи ВН за трансформатором Т-220:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне ВН.

Таблица 2.10 Параметры блочных выключателей на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-220-40/2000У1	220	252	2	40	…	…	102	40	100	40	50/3
Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.10

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

2.4.5 Выбор блочных выключателей на стороне СН (110 кВ)

Максимальный рабочий ток в цепи РУСН за трансформатором Т-110:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне РУСН.

Таблица 2.11 Параметры блочных выключателей на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-110-40/2000У1	110	126	2	40	…	…	102	40	102	40	40/2
Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.11

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

2.4.6 Выбор выключателей для АТ на стороне ВН (220 кВ):

Первый вариант:

Максимальный рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН:

[кА].

Поскольку реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не известно, однако известно, что данные выключатели войдут в состав одного ОРУ, выберем выключатели аналогичные т. н. блочным выключателям. Тем более, ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции, рекомендуется использование однотипного оборудования.

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем выключатель для АТ на стороне ВН.

Таблица 2.12 Параметры выключателей для АТ на стороне ВН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-220-40/2000У1	220	252	2	40	…	…	102	40	100	40	50/3
Q1-15, QA,Q0

Продолжение табл. 2.12

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Второй вариант:

[кА].

Выбираем выключатель, аналогичный первому варианту - ВЭК-220-40/2000У1.

.4.7 Выбор выключателей для АТ на стороне СрН (110 кВ)

Первый вариант:

Максимальный рабочий ток в цепи СрН за АТ со стороны СрН:

[кА].

По [1, табл. 5.2, с. 238-251] выбираем блочный выключатель на стороне СрН.

Таблица 2.13 Параметры выключателей для АТ на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-110-40/2000У1	220	252	2	40	…	…	102	40	100	40	50/3
Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 2.13

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Второй вариант:

Выбираем выключатель, аналогичный первому варианту - ВЭК-110-40/2000У1.

2.5 Расчет дисконтированных затрат схем выдачи мощности

1. Определяем суммарные капиталовложения

2. Определяем издержки на ремонт/обслуживание оборудования

. Определяем издержки на потери в трансформаторах

. Определяем ущерб от недоотпуска электроэнергии

. Определяем экономическую эффективность методом совокупных дисконтированных затрат

Срок действия инвестиций принимаем 5 лет.

Коэффициент пересчета балансовой стоимости основных фондов принимаем - 60.

Определение приведённых затрат производится по следующему выражению

где E_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 для расчетов в электроэнергетике; К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб/год; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб/год.

2.5.1 Расчет дисконтированных затрат для 1-го варианта схемы

.5.1.1 Определение капитальных затрат

Таблица 2.14. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования	Тип оборудования	Кол-во	Цена за 1 шт.,
			тыс. руб.
Блочные трансформаторы на 220 кВ	ТДЦ-400000/220	2	389
Блочные трансформаторы на 110 кВ	ТДЦ-400000/110	1	373
Автотрансформаторы	АТДЦТН-200000/220/110	2	270
Трансформаторы собственных нужд	ТРДНС-32000/35	3	69.6
Резервный трансформатор собственных нужд	ТРДНС-32000/35	1	69.6
Блочные выключатели на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Блочные выключатели на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	1	16.5
Выключатели в цепи АТ на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи АТ на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН	ВЭ-6-40/1600У3	8	3.96
Выключатель у РТСН со стороны ВН	МГУ-20-90-6300У3	1	4.51
Генераторные выключатели	ВГМ-20-90/11200У3	3	7.35

Таким образом, капитальные затраты составляют:

2.5.1.2 Определение издержек

Издержки на ремонт и эксплуатацию:

Определим годовые потери электроэнергии DW_пот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент b = 1.2 при T_max = (6300÷6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] t = 4300 при T_max = 6400 ч (ВН); t = 4200 при T_max = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока:

ч,

Из-за отсутствия подробных характеристик потребителей, проведем расчет потерь энергии приближенно через время максимальных потерь :

[МВт×ч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр = 30 ч.

[МВт×ч].

Суммарные издержки для первого варианта схемы определятся следующим образом:

2.5.1.3 Определение ущерба

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

; ;

В данном случае имеем P_{рез сист} = 400 МВт, что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС, следовательно, при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.

Таким образом, ни ущерба от отключения потребителей (У_откл), ни частотного ущерба (У_част), ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (У_АЧР) не будет.

Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).

Рис. 2.5 Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии

По [1, табл. 8.8 и 8.9, с. 488-489] определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.

Таблица 2.15. Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования

Отказавший элемент	Тип	Поток отказов, 1/год	Время восстановления, ч
Q-1,2,3	ВГМ-20-90/11200У3	0.01	26
Q-4,5	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-6	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-7,8	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-9,10	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-101-106	ВЭ-6-40/1600У3	0.022	11
Т-1,2	ТДЦ-400000/220	0.014	70
Т-3	ТДЦ-400000/110	0.035	60
ТСН-1,2,3	ТРДНС-32000/35	0.012	70

При расчёте учитывалось время пуска блока Т_П = 1 ч. и время оперативных переключений Т_ОП = 0.5 ч. Удельный системный ущерб принимаем равным 0.15 для усредненной энергосистемы [2,стр. 83].

2.5.1.4 Определение приведенных затрат

Приведённые затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой электростанции

2.5.1.5 Определение дисконтированных затрат

Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по долгосрочным ссудам, которая в расчетном периоде составляет E=15% годовых.

Продолжительность жизненного цикла инвестиций примем 5 лет.

Таблица 2.16. Дисконтированные затраты

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.	Капитальные вложения и затраты К+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1.000
1	0.8696	43533.841	37857.028
2	0.7562	43533.841	32920.29
3	0.6575	43533.841	28623.5
4	0.5718	43533.841	24892.65
5	0.4972	43533.841	21645.025
Суммарные дисконтированные затраты			274526.893

2.5.2 Расчет дисконтированных затрат для 2-го варианта схемы

.5.2.1 Определение капитальных затрат

Таблица 2.17. Стоимость и количество электрооборудования для первого варианта схемы выдачи мощности

Вид оборудования	Тип оборудования	Кол-во	Цена за 1 шт., тыс. руб.
Блочные трансформаторы на 220 кВ	ТДЦ-400000/220	3	389
Автотрансформаторы	АТДЦТН-125000/220/110	2	195
Трансформаторы собственных нужд	ТРДНС-32000/35	3	69.6
Резервный трансформатор собственных нужд	ТРДНС-32000/35	1	69.6
Блочные выключатели на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	3	16.5
Выключатели в цепи АТ на 220 кВ	ВЭК-220-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи АТ на 110 кВ	ВЭК-110-40/2000У1	2	16.5
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН	ВЭ-6-40/1600У3	8	3.96
Выключатель у РТСН со стороны ВН	МГУ-20-90-6300У3	1	4.51
Генераторные выключатели	ВГМ-20-90/11200У3	3	7.35

Таким образом, капитальные затраты составляют:

2.5.2.2 Определение издержек

Издержки на ремонт и эксплуатацию:

Определим годовые потери электроэнергии DW_пот [2, с. 81].

По [2, рис. 4.1, с. 79-81] определим коэффициент b = 1.2 при T_max = (6300÷6400) ч.

По [2, рис. 4.2, с. 79-81] t = 4300 при T_max = 6400 ч (ВН); t = 4200 при T_max = 6300 ч (СН).

По [1, табл. 8.17, с. 498] определим плановое время ремонта энергоблока

ч,

[МВт×ч].

По [1, табл. 8.8, с. 488] определим плановое время ремонта автотрансформатора T_р = 30 ч.

[МВт×ч].

Суммарные издержки для первого варианта схемы определятся следующим образом:

.5.2.3 Определение ущерба

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

; ; .

Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС (см. рис. 2, табл. 14).

Рис. 2.6 Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии

Таблица 2.18. Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования

Отказавший элемент	Тип	Поток отказов, 1/год	Время восстановления, ч
Q-1,2,3	ВГМ-20-90/11200У3	0.01	26
Q-4,5,6	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-7,8	ВЭК-220-40/2000У1	0.02	25
Q-9,10	ВЭК-110-40/2000У1	0.02	25
Q-101-106	ВЭ-6-40/1600У3	0.022	11
Т-1,2,3	ТДЦ-400000/220	0.014	70
ТСН-1,2,3	ТРДНС-32000/35	0.012	70

2.5.2.4 Определение приведенных затрат

Приведённые затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой электростанции

2.5.2.5 Определение дисконтированных затрат

Продолжительность жизненного цикла инвестиций примем 5 лет.

Таблица 2.19. Дисконтированные затраты

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t.	Капитальные вложения и затраты К+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1.000	120548,4	120548,4
1	0.8696	34563.29	30056.236
2	0.7562	34563.29	26136.759
3	0.6575	34563.29	22725.363
4	0.5718	34563.29	19763.289
5	0.4972	34563.29	17184.867
Суммарные дисконтированные затраты			236414.914

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем второй вариант схемы выдачи мощности.

3. Система собственных нужд станций

Система собственных нужд (С,Н.) электростанции объединяет в своем составе рабочие машины, обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов станции (парогенераторов, турбин, синхронных генераторов); электродвигатели, которые приводят рабочие машины в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии), обеспечивающие электроснабжение двигателей С.Н.; ряд статических потребителей (освещение, электродвигатели и т.д.).

К системе С.Н. предъявляются два основных требования: достаточная надежность и высокая экономичность функционирования. При реализации указанных требований важная роль отводится выбору рабочих машин и электродвигателей к ним, проверке правильности выбора в режиме пуска и самозапуска.

3.1 Выбор двигателей собственных нужд

Электродвигатели являются основными потребителями собственных нужд (»90%), так как приводят в движение множество механизмов собственных нужд станции.

Надежная работа механизмов собственных нужд обеспечивается наилучшим образом, когда в качестве привода используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели более сложны в плане конструктивного исполнения, зато менее чувствительны к снижениям напряжения в сети С.Н. и более экономичны, если применяются в качестве привода мощных механизмов. Электродвигатели постоянного тока более сложны в эксплуатации и менее надежны. Они применяются тогда, когда требуется плавное регулирование скорости.

В цехах КЭС применяются в основном электродвигатели защищенного исполнения (серии А, А2, ДВДА), закрытого исполнения обдуваемые (серии АО, АО2, ДА3О) или замкнутой системой вентиляции (серии АТД, АТМ). Специальные взрывозащищенные электродвигатели применяются во взрывоопасных помещениях.

3.2 Составление карты собственных нужд

Карта собственных нужд составляется для блочной и общестанционной нагрузки напряжением 6 кВ, включая все трансформаторы и электродвигатели. Она представляет собой набор рабочих машин, обслуживающие основные агрегаты электростанции (парогенераторы. турбоустановки, синхронные генераторы), а также общестанционные устройства и установки ( топливоподача, химводоочистка, золоудаление, маслянное и мазутное хозяйство, компрессорная и т.д.). При формировании карты механизмов С.Н. учитывается распределение рабочих машин (и приводящих их в действие электродвигателей) между секциями РУ собственных нужд. Это относится как к блочной, так и к общестанционной нагрузке.

3.3 Окончательный выбор ТСН

Распределив электродвигатели и трансформаторы С.Н. 6/0,4 кВ между секциями 6 кВ, определяем номинальную мощность рабочих ТСН блоков. Номинальная мощность рабочих ТСН блоков выбирается по расчетной нагрузке всех присоединений электроприемников так, чтобы не допустить перегрузки. Расчетная нагрузка от двигателей 6 кВ определяется по выражению:

_д1=К_д1·∑Р_расч,

где Р_расч- расчетная мощность на валу i-го двигателя;

К_д1- расчетный коэффициент:

К_д1= К_р· К_нср/(η_ср· cos φ_ср)≈0,9,

где К_р- коэффициент одновременности максимумов нагрузок двигателей;

К_нср, η_ср, cos φ_ср- средние значения коэффициента загрузки и коэффициента мощности двигателя.

Расчетная нагрузка электроприемников второй ступени напряжения (0,4 кВ), присоединенных к ТСН через трансформаторы 6/0,4 кВ, определяется по выражению:

_расч=К_т2·∑S_ном.т2,

где S_ном.т2- номинальная мощность i-го трансформатора;

К_т2≈0,9- расчетный коэффициент.

Таким образом, суммарная расчетная нагрузка ТСН одного блока составит:

_расч=0,9·(∑Р_расчi+∑S_ном.т2).

Для наиболее загруженного ТСН второго блока, по карте собственных нужд определяем суммарную расчетную нагрузку:_расч=0,9*[(255+375+320+690+910+590+520+705+1000+1000)+(255+375+320++690+455+590+520+2000)+(1000+1000+1000+1000+1000)+(2000+250+400+250+1250+1000)]=21720 кВ·А.

Номинальная мощность ТСН выбирается, исходя из условия:

S_{ном.ТСН}≥ S_{расч.ТСН};

Предварительно были выбраны для блоков ТСН ТРНДС-32000/35;

>21720 кВ·А.

Т.к. условие выполняется, то окончательно принимаем трансформаторы ТРНДС-32000/35.

В качестве РТСН принимаем трансформатор типа ТРНДС, присоединенный к обмотке НН АТ (ТРНДС-32000/35). На КЭС блочного типа при наличии генераторных выключателей устанавливается один РТСН на каждые 4 машины [2]. Исходя из этого условия, устанавливаем один РТСН.

.4 Проверка выбранных электродвигателей, мощности и параметров РТСН по условиям самозапуска

По рекомендации проектных организаций двигатели рабочих машин проверяются по условиям самозапуска при понижении напряжения на шинах С.Н.

К числу особо тяжелых нарушений работы С.Н. следует отнести отказ рабочих источников питания. В этом случае нагрузка С.Н. подключается к резервному источнику питания . Переключение происходит не мгновенно и сопровождается малым, но все же заметным перерывом в подаче напряжения.

Процесс торможения рабочих агрегатов (двигатель-механизм) С.Н. при отключении рабочего источника питания, а затем разгон их при автоматическом подключении резервного источника питания называется процессом самозапуска. Для результирующей устойчивости работы оборудования станции процесс самозапуска должен быть успешным.

Для станций с блоками 160 МВт и выше самозапуск считается успешным, если длительность всего переходного процесса до полного разворота электродвигателей не превышает 20 секунд.

Допустимая величина начального напряжения для ГРЭС высокого давления составляет 0,6 U_ном.

Для расчета самозапуска упрощенным методом составляется расчетная схема замещения, приведенная на рис.3.1. В основе метода лежит определение величины начального напряжения на секции С.Н. в момент подключения к ней резервного источника питания.

Составим расчетную схему цепи собственных нужд:

Рис 3.1. Расчетная схема собственных нужд

Самозапуск нужно рассматривать для самой нагруженной секции - блок 3, секция А. Определяются параметры схемы замещения. Берем по [1] параметры РТСН, они сведены в таблицу 2.6.

Схема замещения:

где Х_АТ - сопротивление обмоток АТ, Ом;

Х_РТСН - сопротивление РТСН, Ом;

Х_ПР - сопротивление резервной магистрали с.н., Ом.

Рис. 3.2

Сопротивление АТ:

Ом,

где %,

Сопротивление одной ветви РТСН:

Ом.

Сопротивление электрической связи от обмотки НН АТ и РТСН:

Ом;

- сопротивление токопровода (принимаем 0,2 Ом/км),

- длина токопровода (принимаем 150 м),

Ом.

Суммарное сопротивление двигателей, участвующих в запуске определится:

где - сопротивление i-го двигателя, Ом.

, где - кратность пускового тока о.е.

Каталожные данные двигателей из справочника [1] приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Двигатели СН, участвующие в самозапуске.

№	Механизм собственных нужд	Тип двигателя	, кВт, кВη, %Кратность пускового тока, А
1	КЭН 1 ст	А-114-4М	320	6	93.7	7	32.86
2	КЭН 2 ст	А-12-41-4	500	6	94.8	7	50.75
3	ЦЭН 1ст	ДВДА-173/46-12-1	400	6	91.8	4.6	41.93
4	ЦЭН 2 ст	ДВДА-173/46-12-1	400	6	91.8	4.6	41.93
5	БЭН	АЗ-500	500	6	94.8	7	50.75
6	ДВ	АДО-1600/750-У1	1600	6	95,3	5,5	194,7
7	ЭН	А-13-46-6	630	6	94.7	6.5	64.01
8	Конвейер ленточный №1	АКНЗ-2-16-39-12	500	6	93,4	5,5	49,05
9	Конвейер ленточный №2	АОЗ-400М-6У2	200	6	93,5	6,5	19,6
10	Молотковая дробилка	ДАЗО4-560УК-4У1	1660	6	95,5	7	159,3
11	Компрессор	2АМЗ-2500/6000	2500	6	96,9	5,3	236

;

Ом;

Для определенного перерыва питания t_пер имеем:

где К - коэффициент, характеризующий снижение пускового тока, т. к. реально двигатели не успевают за перерыв питания остановиться.

Согласно заданию, коэффициент К определяем для t_пер=1,9 с. по кривым на рис. 6.14 [2, стр.229] .

Ом.

Напряжение на шинах с.н. при самозапуске от предварительно ненагруженного резервного источника питания (отсутствует предвключенная нагрузка) определяется выражением [10]:

о.е.

Делаем вывод, что самозапуск успешен, т.к. .

3.5 Выбор электродвигателя для механизма собственных нужд по условиям пуска

Проверим самый мощный двигатель. Для удаления продуктов горения из топки предусмотрены три дымососа ДОД-43.

Технические данные механизма собственных нужд:

[м³/час];

[Па];

[об/мин];

[кг×м²];

Определим мощность механизма:

[кВт].

Определим мощность двигателя для механизма.

Коэффициент запаса примем равным 1,3 [5].

[кВт].

Выбираем двигатель АО2 -21-49-16У1 [1, табл. 4.10, с. 187].

Таблица 3.2

Тип	Pном	Uном	nном	h	cos j	Пусковые характеристики			J
						mmax	mп	kп	Ротора
	кВт	кВ	об/мин	%	-	о.е.	о.е.	о.е.	кг×м2
АО2 -21-49-16У1	3150	6	372	95	0,85	2,0	1	6,5	1250

Определим момент инерции привода:

[кг×м²].

где =375 [об/мин].

Определим механическую постоянную привода:

[с].

Определим коэффициент загрузки.

Определим момент сопротивления механизма.

Примем начальный момент сопротивления равным 0.15 [2, рис. 5-10, с. 319, с. 318-340].

где p = 2 - показатель степени для механизмов с вентиляторным моментом сопротивления [9, с. 319].

Определим критическое скольжение для выбранного двигателя.

Определим зависимость момента вращения двигателя от скольжения.

где K_U - коэффициент, учитывающий снижение напряжения на шинах питания ЭД механизма.

Рис.3.3 Зависимости моментов от скольжения

Определим зависимость избыточного момента от скольжения.

Далее необходимо скорректировать кривую двигателя следующим образом:

Строим избыточный момент: .

С помощью программного комплекса Mathcad построим зависимости моментов от скольжения(см. Рис 3.3, 3.4).

Значения моментов при различных значениях скольжения сведены в табл.3.13.

Чтобы определить время пуска двигателя, воспользуемся методом последовательных интервалов:

где

- среднее значение относительного избыточного момента на i - м интервале скольжения.

Аналогично рассчитаем время пуска при снижении напряжения на шинах питания двигателя до значения 0,8 о.е.

Рис 3.4 Зависимости моментов от скольжения

Результаты расчета сведены в табл.3.13.

Таблица 3.13. Характеристики моментов двигателя и механизма СН в зависимости от скольжения

s, о.е.	MC, о.е.	KU = 1			KU = 0.8
		Mдв, о.е.	Mизб, о.е.	Mизб ср, о.е	Mдв, о.е.	Mизб, о.е.	Mизб ср, о.е
0.01	0.496	1.515	1.019		1.04	0.543	0.488	1.991	1.503	1.261	1.344	0.856	0.630
0.03	0.481	1.990	1.509	1.506	1.357	0.876	0.796
0.04	0.473	1.813	1.340	1.425	1.25	0.777	0.757
0.05	0.465	1.629	1.163	1.252	1.137	0.672	0.654
0.06	0.458	1.473	1.015	1.089	1.041	0.583	0.558
0.08	0.443	1.245	0.802	0.908	0.902	0.459	0.451
0.1	0.429	1.195	0.766	0.784	0.871	0.442	0.381
0.2	0.361	1.097	0.736	0.751	0.813	0.452	0.377
0.3	0.301	1.097	0.796	0.766	0.793	0.492	0.402
0.4	0.250	1.098	0.848	0.822	0.782	0.532	0.442
0.5	0.206	1.100	0.894	0.871	0.774	0.568	0.480
0.6	0.170	1.097	0.927	0.910	0.765	0.595	0.511
0.7	0.142	1.086	0.944	0.935	0.758	0.616	0.535
0.8	0.122	1.063	0.941	0.942	0.742	0.620	0.548
0.9	0.110	1.032	0.922	0.931	0.732	0.622	0.551
1	0.107	1.000	0.894	0.908	0.710	0.604	0.543

И наконец, определим превышения температуры обмотки статора над температурой окружающей среды за время пуска:

Для :

где - кратность пускового тока,

А/мм² - плотность тока в статорной обмотке,

- соответствует пуску из холодного состояния.

Для :

где - соответствует пуску из холодного состояния.

Для :

где - кратность пускового тока,

А/мм² - плотность тока в статорной обмотке,

- соответствует 2 - ому пуску.

Для :

где - соответствует 2 - ому пуску.

Вывод: из полученных расчетов видно, что выбранный двигатель удовлетворяет условию (для класса изоляции F).

4. Расчёт токов КЗ с учётом подпитки от двигателей СН 6 кВ

Расчётная схема определения ТКЗ представлена на рис. 4.1.

Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) ведется в максимальном режиме при полном составе работающего оборудования. Расчет ведется для характерных точек : КЗ на шинах станции ( ВН и СН ), перед ТСН и шинах С.Н. Составляется расчетная схема и схемы замещения прямой и нулевой последовательности.

Для обратной последовательности расчет не ведется, считая, что она равна прямой. В схемах замещения для создания запаса и упрощения расчета не учитываются активные сопротивления.

Расчетная схема с характерными точками приведена на рис.6.1. В соответствии с ними расчет ведется следующим образом:

К1, К2- замыкание на шинах станции, рассчитывается ток трехфазного и однофазного короткого замыкания;

К3, К4- замыкание перед ТСН, рассчитывается суммарный ток трехфазного КЗ с учетом составляющих от системы и от синхронных генераторов станции;

К6, К7, К8- замыкание на шинах собственных нужд 6 кВ, рассчитывается ток трехфазного КЗ, учитывая подпитку от асинхронных двигателей С.Н.;

К5- замыкание на стороне ВН РТСН, рассчитывается ток трехфазного короткого замыкания.

Рис. 4.1 Расчётная схема определения ТКЗ

4.1 Определение базисных величин и сопротивлений элементов схемы

Для всех заданных точек КЗ примем значение базисной мощности МВ×А.

Определим значение базисных величин для точки К₁.

кВ; [кА]

Определим значение базисных величин для точки К₂.

кВ; [кА].

Определим значение базисных величин для точек К₃, К₄и К₅.

кВ; [кА].

Определим значение базисных величин для точек К₆, К₇ и К₈.

кВ; [кА].

По [3, табл. 3.4, с. 140] определим о.е.

Определим сопротивления прямой и обратной последовательностей генераторов.

[о.е.].

ЭДС системы примем равным [о.е.].

Определим суммарные сопротивления прямой последовательности систем.

[о.е.].

Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности систем.

[о.е.].

Определим сопротивления блочных трансформаторов.

[о.е.].

Определим сопротивления обмоток ВН, СН и НН автотрансформатора связи.

;

примем ;

[о.е.].

Определим сопротивления ветви ВН-НН рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд.

[о.е.].

4.2 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₁

Расчётная схема замещения представлена на рис. 4.

Рис. 4.2 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

Рис. 4.3 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.4 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

[о.е.];

Рис. 4.5 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.6 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ПП)

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.78.

[кА].

4.3 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К₁

Рис. 4.7 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения обратной последовательности.

Рис. 4.8 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.9 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.];

[о.е.].

Рис. 4.10 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.11 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.12 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

Рис. 4.13 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

[о.е.].

Рис. 4.14 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₁ (НП)

[о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта:

[о.е.].

Определим значение тока однофазного КЗ в точке К₁:

[о.е.].

[кА].

Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К₁:

[кА].

4.4 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₂

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Рис.4.15 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

Рис. 4.16 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

[о.е.].

Рис. 4.17 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (ПП)

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.717.

[кА].

4.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К₂

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов пп. 4.3 и 4.4.

Определим суммарное сопротивление схемы замещения обратной последовательности.

Рис. 4.18 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

Рис. 4.19 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Рис. 4.20 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ОП)

[о.е.].

Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.

Рис. 4.21 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (НП)

Рис. 4.22 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₂ (НП)

[о.е.].

Определим сопротивление аварийного шунта.

[о.е.].

Определим значение тока однофазного КЗ в точке К₂.

[о.е.],

где -коэффициент пропорциональности [3, стр.180].

[кА].

Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К₂.

[кА].

4.6 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₃

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Рис. 4.23 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

Рис. 4.24 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

Рис. 4.25 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

Рис. 4.26 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

[о.е.].

Рис. 4.27 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₃

Определим составляющую ТКЗ от генератора.

[о.е.].

[кА].

Определим составляющую ТКЗ от системы.

[о.е.].

[кА].

Определим значение суммарного ТКЗ в точке К₃.

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К₃(по [3, табл. 3.8,с. 150]К_уд = 1.97).

[кА].

Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К₃ (по [3, табл. 3.8, с. 150] К_уд = 1.97).

[кА].

Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К₃ (по [3, табл. 3.8, с. 150] К_уд = 1.97).

[кА].

4.7 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₄

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.2.

Рис. 4.28 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄

Преобразуем схему рис. 4.29 к виду схемы рис. 4.30 (т. к. сопротивление обмотки СрН АТ равно нулю).

Подпитку от двигателей собственных нужд, которые могут быть подключены к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток низшего напряжения резервного трансформатора собственных нужд, не учитываем.

На схеме рис. 4.30 представлено сопротивление только одной ветви АТ-НН, т.к. РТСН подключен к одному автотрансформатору.

Рис. 4.29 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄

Рис. 4.30 Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К₄

[о.е.].

[кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.82.

[кА].

4.8 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₅

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.6.

Расчётные схемы см. на рис. 4.23-4.27.

Определим суммарную ЭДС, приложенную к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток НН трансформатора собственных нужд, и суммарное сопротивление, рассматривая X_ТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН трансформатора собственных нужд.

Рис. 4.31 Расчетная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К₅ (с учетом подпитки от двигателей 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

Ток подпитки от двигателей СН (по [3, стр.178]):

определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+12.463 = 17.163 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.37.

[кА].

4.9 Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К₆

Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п. 4.7.

Расчётные схемы см. на рис. 4.28-4.30.

[о.е.].

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К₆ (c учётом подпитки от двигателей 6 кВ собственных нужд).

[о.е.].

[кА].

Ток подпитки от двигателей СН (по [3, стр.187]):

определяем по секции А третьего блока.

Суммарный ток с учетом подпитки:

=4.7+11.273 = 15.973 [кА].

По [3, табл. 3.8, с. 150] определим ударный коэффициент: К_уд = 1.37.

[кА].

4.10 Результаты расчёта ТКЗ

Результаты расчёта токов КЗ сведены в табл. 16.

Таблица 4.1 Результаты расчёта ТКЗ

Точка
	кА	кА	кА	кА	кА	кА	кА	кА
К1			18.495			46.557	21.159	55.358
К2			30.181			73.285	36.096	94.437
К3	49.266137.255
К4
К5
К6			15.973

5. Выбор коммутационного, измерительного оборудования и токоведущих частей

5.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится по:

· напряжению U_уст £ U_ном;

· току I_{макс.прод} £ I_ном.

Проверку выключателей производим по:

· длительному режиму;

· электродинамической стойкости;

· термической стойкости;

· отключающей способности;

· току включения.

5.1.1 Проверка выключателей, установленных на ОРУ-220

На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-220-40/2000У1.

Таблица 5.1 Параметры блочных выключателей на стороне РУВН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-220-40/2000У1	220	252	2	40	…	…	102	40	100	40	50/3
Q1-15,QA,Q0

Продолжение табл. 5.1

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 2000 А > 1000 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 102 кА > 55.358 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Т_а=0,03 [с] принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА²×с];

кА²×с > 35.816 кА²×с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

.539 кА > 35.575 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 100 кА > 55.358 кА.

Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-220-40/2000У1.

5.1.2 Проверка выключателей, установленных на ОРУ-110

На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-110-40/2000У1.

Таблица 5.2. Параметры блочных выключателей на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейДопустимая скорость восстанавливающегося напряженияПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
							Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кВ/мкс	кА	кА	кА	кА	кА / с
ВЭК-110-40 /2000У1	110	126	2	40	…	…	102	40	102	40	40/2
Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 5.2

Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пружинный	0.065	0.04	0.08	0.3	…	…	…	…	16.5

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 2000 А 2000 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 102 кА > 94.437 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Т_а=0,03 принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА²×с];

кА²×с > 104.233 кА²×с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

.539 кА > 60.689 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 102 кА > 94.437 кА.

Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-110-40/2000У1.

5.1.3 Проверка выключателя, установленного на стороне НН автотрансформатора (перед РТСН)

Предварительно выбран выключатель типа МГУ-20-90-6300У3 (см. табл. 8).

Таблица 5.3. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-100	20	24	6.3	90	20	300	105	150/75	60/30	105/4
МГУ-20-90-6300У3

Продолжение табл. 5.4

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0.2	0.15	0.8	0.5	3100	2030	1410	2950	4.510

Проверим выключатель по длительному режиму:

; 6300 А > 940 А.

Проверим выключатель по электродинамической стойкости:

; 300 кА > 42.93 кА.

Проверим выключатель по термической стойкости (значение Т_а принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА²×с];

кА²×с > 50.08 кА²×с.

Проверим выключатель по отключающей способности:

;

[кА];

.735 кА > 23.59 кА.

Проверим выключатель по току включения:

; 150 кА > 42.93 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.

5.1.4 Проверка генераторных выключателей

Предварительно выбран выключатель типа ВГМ-20-90/11200У3 (см. табл. 6)

Таб. 5.5 Параметры генераторных выключателей

!Синтаксическая ошибка, FНапряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
QG-1,2,3	20	24	11.2	90	20	320	125	150/75	60/30	105/4
ВГМ-20-90 /11200У3

Продолжение табл. 5.5

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг
ПС-31	0.2	0.15	0.7	0.5	3140	2030	1296	310	7.35

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 11200 А > 10189 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 320 кА > 137.255 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Т_а принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА²×с];

кА²×с > 9708,555 кА²×с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

.132 кА > 111.931 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 150 кА > 137.255 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа ВГМ-20-90/11200У3.

5.1.5 Проверка выключателей собственных нужд

Предварительно выбраны выключатели типа ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 5.6 Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токНоминальный ток отключенияНормированное содержание апериодической составляющейПредельный сквозной токНоминальный ток включения!Синтаксическая ошибка, F
						Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное действующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА / с
Q-101-108	6.6	7.2	1.6	40	20	128	40	128	40	40/4
ВЭ-6-40/1600У3

Продолжение табл. 5.6

Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная безтоковая пауза при АПВ	Габариты			Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0.075	0.06	0.075	0.5	1605	1005	630	574	3.96

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 1600 А > 1490 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 128 кА > кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Т_а принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА²×с];

кА²×с > 26.6202 кА²×с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

67.882 кА > 22.5538 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 128 кА > 32.918 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа ВЭ-6-40/1600У3.

5.2 Выбор разъединителей

Выбрать разъединители требуется для ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, для выключателя на стороне НН автотрансформатора и для генераторных выключателей.

Выбор разъединителей производится по:

· напряжению U_уст £ U_ном;

· току I_{макс.прод} £ I_ном.

Проверку разъединителей производим по:

· электродинамической стойкости;

· термической стойкости;

5.2.1 Выбор разъединителей на ОРУ-220

Предварительно выбираем разъединители типа РГ-220/1000У1 [23]:

Таблица 5.7 Параметры разъединителей на ОРУ-ВН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токСтойкость при сквозных ТКЗМассаТип приводаЦена, тыс. руб.
				главных ножей		заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА / с	кА	кА / с	кг
РГ-220/1000У1	220	230	2	100	40/1	100	40/1	628	ПРГ-6УХЛ1 или ПД-14УХЛ1	0.6
QS1-64,QST1-3, QSTV1-3, 1QSAT1-2

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 1000 А ≥ 1000 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 100 кА > 55.358 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 35.816 кА²×с.

Окончательно выбираем разъединители типа РГ-220/1000У1.

5.2.2 Выбор разъединителей на ОРУ-110

Предварительно выбираем разъединители типа РГ-110/2000У1 [23]:

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 2000 А ≥2000 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 100 кА > 94.437 кА.

Таблица 5.8 Параметры разъединителей на ОРУ-СН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токСтойкость при сквозных ТКЗМассаТип приводаЦена тыс. руб.
				главных ножей		заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА / с	кА	кА / с	кг
РГ-1-110/2000У1	110	126	2	100	40/3	100	40/1	283	ПРГ-6УХЛ1 или ПД-14УХЛ1	0.32
QS66-98, QSTV4-6, 2QSAT1-2

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА²×с];

[кА²×с];

4800 кА²×с > 104.233 кА²×с.

Окончательно выбираем разъединители типа РГ-110/2000У1.

5.2.3 Выбор разъединителей перед РТСН

Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-20/6300У3.

Таблица 6.9 Параметры разъединителя перед РТСН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токСтойкость при сквозных ТКЗМассаТип приводаЦена

тыс. руб.
				главных ножей		заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА / с	кА	кА / с	кг
РВРЗ-2-20/6300У3	20	24	6.3	260	100/4	260	100/1	248	ПЧ-50; ЗН ПЧ-50	0.330
QS100

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 6300 А > 940 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 260 кА > 42.93 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 50.08 кА²×с.

Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-2-20/6300У3.

5.2.4 Выбор разъединителей для генераторных выключателей

Предварительно выбираем разъединители типа РВПЗ-2-20/12500У3.

Таблица 5.10 Параметры генераторных разъединителей

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токСтойкость при сквозных ТКЗМассаТип приводаЦена тыс. руб.
				главных ножей		заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА / с	кА	кА / с	кг
РВПЗ-2-20/12500У3	20	24	12.5	490	180/4	250	100/1	625	ПД-12У3	1.2
QSG1-QSG3

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 12500 А > 10189 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 490 кА > 137.255 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 1165.026 кА²×с.

Окончательно выбираем разъединители типа РВПЗ-2-20/12500У3.

5.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производим в соответствии с главной электрической схемой, руководствуясь справочными данными [1, табл. 5.9, с. 294-309; табл. 5.11, с. 316-325].

Выбор трансформаторов тока производится по:

· напряжению U_уст £ U_ном;

· току I_раб. £ I_ном; i_уд. £ i_дин.

5.3.1 Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-220

Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-220Б-VI.

Таблица 5.11 Параметры ТТ на ОРУ-ВН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный токВарианты исполнения вторичных обмотокКласс точности или обозначение вторичной обмоткиНоминальная нагрузка в классеЭлектродинамическая стойкостьТермическая стойкостьНоминальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0.5

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кА

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФЗМ- 220Б-IV

220

252

0.5 10Р

…

180

68/1

TA1-17

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 1000 А ≥ 1000 А.

Проверка по электродинамической стойкости:

; 180 кА > 55.358 кА.

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

4624 кА²×с > 35.816 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-IV.

Проверим данный ТТ, установленный на ОРУ-220, по вторичной нагрузке:

Условием работы ТТ в заданном классе точности является:

[Ом], где

· R₂- расчетное значение вторичной нагрузки ТТ;

· R_приб. - сопротивление приборов;

· R_конт. = 0.05 [Ом], (при числе приборов менее или равное трем) - переходное сопротивление контактов [3, с.374].

-= 5 [Ом] для ТФЗМ-220Б-IV, [24].

Вторичная нагрузка ТТ приведена в табл. 5.11.2.

Таблица 5.11.2.

Прибор	Тип	нагрузка создаваемая прибором, В·А
		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	0.5

Самой нагруженной фазой является фаза С.

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы С:

Находим допустимое сопротивление провода:

;

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где r - удельное сопротивление меди;- длина контрольного кабеля (принимаем равной 100 м для РУ-220);

R_{пров. доп.}-допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм²

q=4 (мм² ) Þ R_пров.= 0.028×100/4=0.7 [Ом].

следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности и будет нормально работать в заданном классе точности.

5.3.2 Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-110

Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-110Б-4У1.

Таблица 5.12 Параметры ТТ на ОРУ-СН

первичный

вторичный

0.5

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кА

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФЗМ-110Б-III

110

126

0.5 10Р

…

212

68/3

TA18-26

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А ≥ 2000 А.

Проверка по электродинамической стойкости:

; 212 кА > 94.437 кА.

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 104.233 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-4У1.

5.3.3 Выбор трансформаторов тока, встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 220

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-220-I-1000/1.

Таблица 5.13 Параметры ТТ, встроенных в блочный трансформатор на 220 кВ

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеПервичный ток, включая ответвленияНоминальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токеНоминальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точностиТермическая стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность		Цена за штуку
										Кратность тока	Время
		ном.	наиб.	1	5	0.5	1	3	10
	кВ	А	А			Ом	Ом	Ом	Ом		с			руб
ТВТ-220-I-1000/1	220	1000	1000	1000/1	1000/5	-	50/2	30/1	-	25	3	2	24	200
TA1T, TA2T, TA3T TA1AT, TA3AT

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 1000 А ≥ 1000 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 35.816 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-1000/1.

5.3.4 Выбор трансформаторов тока, встроенных в автотрансформаторы на 110

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-110-I-2000/1.

Таблица 5.14 Параметры ТТ, встроенных в блочные трансформаторы на 110 кВ

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеПервичный ток, включая ответвленияНоминальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токеНоминальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точностиТермическая стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность		Цена за штуку
										Кратность тока	Время
		ном.	наиб.	1	5	0.5	1	3	10
	кВ	А	А			Ом	Ом	Ом	Ом		с			руб
ТВТ-110-I-2000/1	110	2000	2000	2000/1	2000/5	-	50/2	...	…	25	3	2	24	160
TA2AT, TA4AT

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А ≥2000 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 104.233 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-2000/1.

5.3.5 Выбор трансформаторов тока, встроенных в трансформаторы собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-4000/1.

Таблица 5.15 Параметры ТТ, встроенных в ТСН

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеПервичный ток, включая ответвленияНоминальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токеНоминальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точностиТермическая стойкость

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

0.5

кВ

Ом

руб

ТВТ35-I-4000/1

4000

4000/1

4000/5

15/0.6

30/1.2

...

…

165

TA1A-TA3A

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 4000 А > 1146 А.

Проверку по термической стойкости не проводим из-за отсутствия коммутационных аппаратов в цепи.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

5.3.6 Выбор трансформаторов тока, встроенных в резервный трансформатор собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-2000/1.

Таблица 5.16 Параметры ТТ, встроенных в ТСН

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

0.5

кВ

Ом

руб

ТВТ35-I-4000/1

2000

2000/1

2000/5

15/0.6

30/1.2

...

…

165

TA100

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А > 1146 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 234.227 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ35-I-4000/1.

5.3.7 Выбор трансформаторов тока, встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН

Предварительно выбран ТТ типа ТШЛК-10У3.

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А > 1146 А.

Проверка по термической стойкости:

Таблица 5.17 Параметры ТТ, встроенных в вводы НН ТСН

первичный

вторичный

0.5

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кА

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШЛК-10У3

0.5 10Р

1.2

35/3

TA-101-108

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 26.6202 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШЛК-10У3.

5.3.8 Выбор трансформаторов тока, встроенных в пофазноэкранированный токопровод

Предварительно выбран ТТ типа ТШ20У3.

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 12000 А > 10189 А.

Таблица 6.18 Параметры ТТ, встроенных в вводы генераторов

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНоминальный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинамическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

0.5

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

первичный

вторичный

кВ

кА

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШ20У3

0.2 10Р

1.2

160/3

TA-1-3С

Проверка по термической стойкости:

; [кА²×с];

[кА²×с];

кА²×с > 1165.026 кА²×с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШ20У3.

5.3.9 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности в нейтрали БТ И АТ (ТА1TN-TA3TN, ТА1ATN, ТА2ATN)

Согласно [1, рис. 8.1, с. 454] выбираем ТНПШ-35-1000/1.

5.3.10 Выбор трансформатора для поперечной дифференциальной защиты турбогенератора, БТ и АТ (ТА1G-TA3G, ТА1TG-TA3TG, ТА1ATG, ТА2ATG)

Согласно [1, рис. 8.5, с. 458] выбираем ТШЛО20У3.

5.4 Выбор трансформаторов напряжения

5.4.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-220 кВ

Выбираем ТН типа ЗНОГ-220-58У1по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.20 Параметры ТН, установленных на ОРУ-220

!Синтаксическая ошибка, FКласс напряженияНаибольшее рабочее напряжениеНоминальное напряжение обмоткиНоминальная мощность в классе точностиНоминальная мощность дополнительной вторичной обмоткиПредельная мощностьСхема соединенияЦена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

кВ

В×А

руб

ЗНОГ-220-58У1

220

1504006001200120032001/1/1-0-0

5450

TV-1-3

Проверим данный ТН, установленный на ОРУ-220, по вторичной нагрузке:

Вторичная нагрузка ТТ приведена в табл. 5.20.1.

Таблица 5.20.1.

Прибор	Тип	Мощность одной катушки, Вт/Вар	Число катушек	Число приборов	Общая потребляемая мощность
					P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2/2	1	1	2	0
Ваттметр	Д-335	2/2	2	1	4	0
Варметр	Д-335	2/2	3	1	6	0

Номинальная мощность в классе точности 0.2S для ЗНОГ-220-58У1

5.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-110 кВ

Выбираем ТН типа ЗНОГ-110-58У1по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.21 Параметры ТН, установленных на ОРУ-110

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

кВ

В×А

руб

ЗНОГ-110-58У1

110

1504006001200120032001/1/1-0-0

4000

TV-4-6

.4.3 Выбор трансформаторов напряжения в цепях генераторов

Выбираем ТН типа ЗНОМ-24-69У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.22 Параметры ТН, установленных в цепях генераторов

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

кВ

В×А

руб

ЗНОМ-24-69У2

100/3-75150300-6401/1/1-0-0

250

1TV1G, 2TV1G 1TV2G, 2TV2G 1TV3G, 2TV3G

5.4.4 Выбор трансформаторов напряжения в нейтралях генераторов

Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.23 Параметры ТН, установленных в нейтралях генераторов

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

кВ

В×А

руб

ЗОМ-1/20-63У2

127-100-----1/1-0175

TV-1-3-GN

5.4.5 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ТСН и РТСН

Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.24 Параметры ТН, установленных в на стороне ВН ТСН и РТСН

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

кВ

В×А

руб

ЗОМ-1/20-63У2

127-100-----1/1-0175

TV-1-4T

5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжений производится по [1, табл. 5.21, с. 366].

Выбор ограничителей напряжения производим по номинальному напряжению сети.

5.5.1 Выбор ОПН на стороне ВН БТ-220 кВ

Выбираем ОПН типа ОПН-220У1.

Таблица 5.25 Параметры ОПН, установленного на стороне 220 кВ БТ

!Синтаксическая ошибка, FНоминальное напряжениеНаибольшее рабочее напряжениеНапряжение на ограничителе (действующее значение), допустимое в течениеРасчётный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1.2/2.5 мс)

Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)

20 мин

20 с

3.5 с

1 c

0.15 с

кВ

ОПН-220У1

220

146

175

190

200

210

225

420

360

1FV1T-1FV3T

Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой

Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)

Масса

Цена за штуку

3000 А

5000 А

7000 А

10000 А

15000 А

30000 А

при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц

при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200 мкс

кВ

кг

руб

430

460

…

500

215

2150

5.5.2 Выбор ОПН на стороне АТ-110 кВ

Выбираем ОПН типа ОПН-110У1.

Таблица 5.26 Параметры ОПН, установленного на стороне 110 кВ БТ

Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)

20 м

20 с

3.5 с

1 c

0.15 с

кВ

ОПН-110У1

110

100

105

112

280

180

1FV2-3T

Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой

Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)

Масса

Цена за штуку

3000 А

5000 А

7000 А

10000 А

15000 А

30000 А

при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц

при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200 мкс

кВ

кг

руб

230

250

…

280

115

…

5.5.3 Выбор ОПН на стороне НН блочных трансформаторов (2FV1-3T)

Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.

5.5.4 Выбор ОПН на ВН резервного трансформатора собственных нужд (3FVAT1)

Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.

Остальные ОПН принимаются аналогичными, выбранным на данном напряжении.

5.6 Выбор КРУ

Распределительные устройства собственных нужд выполняются комплектными с выключателями. По [1, табл. 9.6, с. 517-518] выбираем КРУ типа КЭ-6/40.

Таблица 5.27 Основные технические данные КРУ внутренней установки типа КЭ-6/40

Номинальное напряжение

Номинальный ток сборных шин

Номинальный ток сборных шкафов

Число и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий

Номинальный ток отключения

Электродинамическая стойкость

Тип выключателя

Тип привода

Габариты

Масса шкафа отходящей линии

Оптовая цена шкафа с выключателем

кВ

мм2

кА

мм

кг

руб.

2000

4 (3´240)

128

ВЭ-6

Встроенный пружинный

750

1125

1850

1600-280

6430-7060

5.7 Выбор токоведущих частей

Выбор ТВЧ производим в соответствии с рис. 36.

Рис. 36. Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)

5.7.1 Участок 1,2,3 (от генератора до блочного трансформатора)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 по [1, табл. 9.13, с. 539-540].

Таблица 5.28 Основные технические данные пофазно экранированных токопроводов генераторного напряжения с электрически непрерывными кожухами

Номинальное напряжение	Номинальный ток	Электродинамическая сойкость	Токоведущая шина d´s	Кожух (экран) D´d	Междуфазное расстояние, А	Тип опорного изолятора	Шаг между изоляторами	Тип применяемого ТН	Тип встраиваемого ТТ	Предельная длина блока	1 м
кВ	кА	кА	мм	мм	мм		мм			м	кг/р
20	12.5	400	420´15	870´5	1200	ОФР-20-500	3000	ЗОМ-1/20 ЗНОМ-20	ТШВ-20-12000/5	6.5	125/295

5.7.2 Участок 4,5,7 (от отпайки на СН до ТСН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-2000-560 УХЛ1 по [11, табл. 1, с. 4].

5.7.3 Участок 6 (от обмотки НН АТ до РТСН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-2000-560 УХЛ1 по [11, табл. 1, с. 4].

5.7.4 Участок 8,9,10,11 (от ТСН/РТСН до шин СН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный трёхфазный токопровод ТЗКР-6-1600-51 с междуфазными перегородками. Выбор производим по [1, табл. 9.14, с. 543-544].

Таблица 5.29 Основные технические данные комплектных токопроводов

Номинальное напряжение	Номинальный ток	Электродинамическая сойкость	Сечение токоведущих шин	Расположение шин	Междуфазное расстояние, А	Характеристика кожуха (форма и материал)	Габариты		Предельная длина блока	1 м
							Ш	В
кВ	А	кА	мм2	мм	мм		мм	мм	м	кг/р
6	1600	51	Двутавр 14600	по треугольнику	1000	цилиндр, Dн = 622 сталь	622	666	³12

5.7.5 Участок 12,13,14 (от блочного трансформатора до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим j_эк = 1 А/мм² (для Т_max > 5000 ч).

кВ; А.

[мм²].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм².

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.30 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение	Расчётные данные проводов АС								Допустимый продолжительный ток
	Сечение	Диаметр		Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 °С	Разрывное усилие провода		Масса
		провода	стального сердечника		АТ	АТП	1 км алюминиевой части	1 км стального сердечника	вне помещений	внутри помещений
мм2	мм2	мм	мм	Ом	Н	Н	кг	кг	А	А
240/39	236/38.6	21.6	8	0.12428	78581	80895	650	302	610	505

Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется.

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 2 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

.7.6 Участок 15 (от АТ до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим j_эк = 1 А/мм² (для Т_max > 5000 ч).

кВ; А.

[мм²].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм².

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.31 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение	Расчётные данные проводов АС								Допустимый продолжительный ток
	Сечение	Диаметр		Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 °С	Разрывное усилие провода		Масса
		провода	стального сердечника		АТ	АТП	1 км алюминиевой части	1 км стального сердечника	вне помещений	внутри помещений
мм2	мм2	мм	мм	Ом	Н	Н	кг	кг	А	А
240/39	236/38.6	21.6	8	0.12428	78581	80895	650	302	610	505

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 1 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

.7.7 Участок 16 (от АТ до ОРУ-110 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим j_эк = 1 А/мм² (для Т_max > 5000 ч).

кВ; А.

[мм²].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-110 кВ составляет 70 мм².

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.32 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение	Расчётные данные проводов АС								Допустимый продолжительный ток
	Сечение	Диаметр		Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 °С	Разрывное усилие провода		Масса
		провода	стального сердечника		АТ	АТП	1 км алюминиевой части	1 км стального сердечника	вне помещений	внутри помещений
мм2	мм2	мм	мм	Ом	Н	Н	кг	кг	А	А
240/39	236/38.6	21.6	8	0.12428	78581	80895	650	302	610	505

Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется.

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 4 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

.7.8 Участок 17 (ОРУ-220 кВ)

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39

5.7.9 Участок 18 (ОРУ-110 кВ)

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

5.7.10 Участок 19-22 (кабель СН)

Выбор кабеля к самому мощному электродвигателю собственных нужд на секции - АТД-8000 с номинальной мощностью Р=8000 кВт, номинальным током I=875 А и коэффициентом К_п=5.5 о.е. Ток короткого замыкания на данной секции равен I_кз=17.163 кА. Кабель прокладывается в сыром помещении в канале, υ₀=35 ˚С, Т_max=6600 ч.

По [5, с.106 табл. 3.41] Выбираем кабель марки АПБпШв, U=6 кВ, одножильный.

Определяем экономическое сечение:

[мм²], где [А/мм²] (По [3, табл. 4.5, с. 233] для Т_max > 5000 ч).

Принимаем 2 одножильных кабеля 2×500 мм², I_{доп, ном}=650 А, поправочный коэффициент на температуру воздуха К₂=0,87 [5, с.107 табл. 3.43], тогда

Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока короткого замыкания:

где =0,07; Т_а=0,1 с; =0,04 с [3, с. 178].

Минимальное сечение по термической стойкости:

где С=62 для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и алюминиевыми жилами [3,с.194, табл.3.14].

Условие выполняется, так как

Проверим кабель по допустимому нагреву в длительном режиме:

, где

-коэффициент перегрузки, принимаем равным 1.15 [4, с.235, табл. 19.2],

-поправочный коэффициент на число рядом расположенных кабелей, принимаем равным 0.9 [8, п.1.3.18],

-поправочный коэффициент на температуру:

где

-допустимая температура жилы кабеля [8, п. 1.3.12],

-номинальная температура окружающей среды (для прокладки в земле) [8, п. 1.3.13];

-поправочный коэффициент, учитывающий отличие удельного сопротивления земли от номинального, принимаем равным 1,

- коэффициент допустимой кратковременной перегрузки, принимаем равным 1 для данного коэффициента предварительной загрузки:

=875·1≤(1131·0.9·1.04·1)·1=875≤1058.616

Окончательно выбираем кабель марки АПБпШв.

6. Релейная защита блока 300 мВТ

.1 Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие

Поскольку типовым решением для защиты генераторов является решение, разработанное институтом “Атомэнергопроект”, то целесообразно использовать соответствующие панели защит для блоков конденсационной электрической станции.

По согласованию с заказчиком количество дублирующих комплектов может быть изменено.

Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:

1. Первая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.

2. Вторая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.

. Первая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.

. Вторая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.

. Первая дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.

. Вторая дифференциальная защита ошиновки ВН блока.

. Первая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора, реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.

. Вторая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора, реагирующая на производную напряжение 3-й гармоники.

. Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.

. Резервная защита генератора от асинхронного режима на реле сопротивления с блокировкой по току обратной последовательности.

. Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.

. Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.

. Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.

. Защита генератора от симметричных перегрузок статора.

. Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока, установленная в нейтрали блочного трансформатора.

. Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.

. УРОВ генераторного выключателя.

. Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

. Защита генератора от повышения напряжения.

. Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).

. Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.

. Индукционный короткозамкнутый датчик ротора.

. Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.

В унифицированном комплексе предусматривается 13 промежуточных реле:

ВР1- выходные промежуточные реле первой защиты ошиновки ВН блока, действуют на полный останов блока, в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей, связанных с ВЛ.

ВР2- выходные промежуточные реле второй защиты ошиновки ВН блока, действуют аналогично промежуточным реле группы ВР1.

ВР3- выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима, производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока, действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя, связанного с ВЛ, в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).

ВР4- выходные промежуточные реле основных защит блока, производящие полный останов блока, (отключение выключателей ВН блока, действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя, связанного с ВЛ, на гашение поле генератора и возбудителя, действие на останов турбины, на отключение выключателя 6,3 кВ ТСН, в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).

ВР5- выходные промежуточные реле основных защит генератора, производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии, действие на гашение поля генератора и возбудителя, действие на останов турбины)

ВР6- выходные промежуточные реле резервных защит блока, действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.

ВР7 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока, действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.

ВР8 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока, действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).

ВР9 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора, действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.

ВР10 - выходные промежуточные реле, повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).

ВР11 - выходные промежуточные реле, повторяющее действие технологических защит блока.

ВР'_АХ- выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии основной защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины, разгрузки по активной мощности).

ВР"_АХ- выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии резервной защиты генератора от асинхронного режима (действует аналогично ВР'_АХ).

6.2 Продольная дифференциальная защита генератора

Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей, чувствительной (I_с.з.<=0,3I_ном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.

По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-11/5 с торможением.

Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора, причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных, так и со стороны нулевых вводов.

Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.

Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков, общее число которых составляет 36.

Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками, в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено, и м.д.с., создающиеся этими токами, вычитаются. М.д.с., создаваемая в тормозной обмотке, препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса. При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с., сопровождающиеся этими токами, складываются, что приводит к срабатыванию защиты.

Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]

Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения

I_ср.
мин=F_ср/W_р (6.1)

где F_ср=100 А*В - м.д.с. срабатывания реле;

W_р=144 витка.

Ток срабатывания реле составляет 0,7 А, что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (0,15-0,2)I_{ном. г.}и не превышает ток срабатывания 0,3 I_{ном. г}, требуемый ГОСТом.

Кроме того, дифференциальная защита с уставкой 0,7 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения, применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.

Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 180⁰.

I_{нб.
расч}=К_одн×f_i×I⁽³⁾ (6.2)

где К_одн - коэффициент однотипности, применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 0,5, а при разнотипных 1;

f_i - относительная полная погрешность ТТ, принимается равной 0,1;

I⁽³⁾ - периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода, А.

На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора, а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки - при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.

Торможение должно надежно превышать действие м.д.с., создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки К_отс.=1,6.

F_p=(К_отс./K_I)×I_{нб. расч} W_р (6.3)

где K_I - коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;

W_р - число витков рабочей обмотки, равное 144.

Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. F_т по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).

Расчетное число витков тормозной обмотки равно:

W_т.расч. = (F_т×I_т)/K_I (6.4)

где I_т - тоже, что I⁽³⁾.

Принимается ближайшее число витков (большее).

Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:

К_ч=I⁽²⁾/(К_т×I_ср_._мин) (6.5)

где I_ср.мин - определяется по (1) и равен 0,7 А;

I⁽²⁾ - ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.

При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:

; (6.6)

где I⁽²⁾_к - полный ток в месте КЗ;

I⁽²⁾_т - ток КЗ со стороны системы;

К_I - коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;

W_р - число витков рабочей обмотки (144);

W_т - принятое число витков тормозной обмотки.

электрический замыкание трансформатор генератор

Далее по тормозной характеристике (рис. 6.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания F_р.ср.

Чувствительность определяется соотношением:

К_ч=F_р/F_р.ср (6.7)

.3 Поперечная дифференциальная защита генератора

Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.

Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ, установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.

Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник, щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.

В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2, шунтирующие катушки исполнительного органа, (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.

Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4, б. Первичная обмотка имеет ответвления, позволяющие получить четыре диапазона уставок.

Таблица 6.1.

Диапазоны	№ зажимов	Пределы уставок, А
1 диапазон	4-8	1,75-3,5
2 диапазон	6-8	2,9-5,8
3 диапазон	4-6	4,4-8,8
4 диапазон	2-4	8,8-17,6

Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.

С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:

I_ср.и.о.=К_отс(I_нб.х+К_кр+I_нб.к) (10.8)

где К_отс=1,5 - коэффициент отстройки;

I_нб.х, I_нб.к - токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;

К_кр - коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.

(6.9)

где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора, о.е.;

- сопротивление трансформаторов блока, равное напряжению КЗ, о.е.

Если I_ср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа), то измерение токов небаланса и определение I_ср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.

По полученному значению I_ср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (I_ср.) с помощью характеристик I_вх=f(I_и.о.). показанных на рис. 10.4.б.

I_ср.з=_.I_ср.×К_I (10.10)

где К_I - коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;

Поскольку ток срабатывания защиты , как правило I_ср.з<0,2 I_ном.г., при проектировании принимается I_ср.з=0,2 I_ном.г.

Таблица 6.2. Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.

Наименование величины	Номер формулы	Расчетное выражение	Числовое значение
			Линейные вводы	Нулевые вводы
Коэффициент трансформации ТТ	-	КI	12000/5	6000/5
Номинальный вторичный ток генератора, А	-	Iном.г.в=.Iном.г./ КI
Принятое число витков рабочей обмотке реле	-	Wр	144
Вторичный минимальный ток срабатывания реле, А	1
Расчетный ток небаланса, А	2	Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)	1×1×0,1×59051=5905,1 где I(3)= Iах=59051
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле, А	3	Fp=(Котс./KI)×Iнб. расч Wр
Намагничивающая сила тормозной обмотки реле, А	-	Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.10.2)	790
Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)	4	Wт.расч. = (Fт× KI)/ Iт
Принятое число витков тормозной обмотке реле	-	Wт	30
Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора	6
	6
	-	Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.10.2)	1000
	7	Кч=Fр/Fр.ср
Ток срабатывания поперечной защиты	-	Iср.з=0,2 Iном.г.	0,2×10200=2040

7. Выбор главной схемы ору-220 кВ и ОРУ-110 кв. расчёт дисконтированных затрат ОРУ-220 и ОРУ-110

Схемы РУ повышенных напряжений входят в состав электростанций различных типов и районных подстанций. К этим РУ подключаются потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд.

Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надежность как выдачи станцией мощности, так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надежность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.

Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований [3]:

· ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединения;

· воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;

· трансформаторы блоков отключается от РУ не более, чем тремя выключателями;

· автотрансформатор связи двух РУ отключается не более, чем шестью выключателями на обоих РУ и не более, чем четырьмя в одном из РУ;

· отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, а также одновременному отключению нескольких линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы системы;

· при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном режиме РУ- не более двух блоков, при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.

В виду отсутствия агрессивной среды и тяжелых природных условий Центрального района отдается предпочтение РУ открытого типа.

7.1 Выбор главной схемы ОРУ-220 кВ

В соответствии с нормами технологического проектирования выбор главных схем производится по надёжности. Для схем, имеющих одинаковую надёжность делается сравнение вариантов по технико-экономическим показателям.

Требования по надёжности к станциям блочного типа:

На блочных станциях отказ любого из выключателей, кроме секционного и шиносоединительного, не должен, как правило, приводить к отключению более одного блока и нескольких линий. При отказе секционного или шиносоединительного выключателей допускается отключение двух блоков. Отказ любого из выключателей не должен, как правило, приводить к отключению транзита мощности на напряжение 110 кВ и выше.

Выбор схемы производится таблично-логическим методом.

Принимаем к рассмотрению 2 схемы для ОРУ-220 кВ.:

· «Полуторная схема с подключением одной линии через развилку из 2-х выключателей»;

· «2 рабочих системы шин с обходной».

Схемы ОРУ-220 кВ представлены на рис. 7.1. и 7.2.

7.1.1 Расчёт показателей надёжности схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Расчет ведем по [2, с. 92-95].

Показатели надёжности [1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499] и [2, табл. 4.1, с. 85] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в табл. 5.1

Таблица 7.1 Показатели надёжности элементов РУ

Элемент схемы	w	mт	Тр	Тв	aст	aоп	aкз
	1/год	1/год	ч	ч	-	-	-
Выключатели 220 кВ	0.02	0.2	45	20	0.1	0.004	0.004
Автотрансформаторы	0.025	1.0	30	60	-	-	-
Сборные шины	0.013	0.166	3	5	-	-	-
Блоки	8.26	15	1007	45	-	-	-
ЛЭП (одноцепные, на металлических опорах)	0.5 на 100 км	2,8 на 1 линию	17 на 1 линию	14.3	-	-	-

Определим показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов).

Определим показатели надёжности сборных шин [2, с. 87-95].

;

[ч].

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

Определим показатели надёжности блока [1, с. 499].

[ч] - среднее время работы блока в году,

где ;

;

Определим показатели надёжности автотрансформатора.

Определим показатели надёжности выключателей Q1,Q6,Q7,Q10,Q12,Q13,Q15,Q16,Q21,Q22 и Q23, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.

;

Число операций выключателем в год:

;

Определим показатели надёжности выключателей Q2,Q5 и Q8, которые коммутируют отходящие линии и блоки.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателей Q17 и Q20, которые коммутируют отходящие линии и автотрансформаторы связи.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателей Q18 и Q19 , которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателей Q3,Q4 и Q9, которые коммутируют блоки и сборные шины.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателей Q11 и Q14, которые коммутируют отходящие линии между собой.

;

Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.

Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени T_в_i < T_р_j.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени T_в_i ³ T_р_j.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени T_в_i < T_р_j.

[ч].

Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл. 7.2

Таблица 7.2. Таблица надёжности для схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

Q15

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ1, 1.5 ч

PГ1, TВ

PГ3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ2, TВ

PГ2, 1.5 ч

PГ2, TВ

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ3, 1.5 ч

PГ3, TВ

PГ3, 1.5 ч

PГ1, 1.5 ч

PГ3, TВ

Q10

PГ2, 1.5 ч

Q11

Q12

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

Q13

PГ2, 1.5 ч

Q14

Q15

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

Q16

PГ2, 1.5 ч

Q17

Q18

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

Q19

PГ2, 1.5 ч

Q20

Q21

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

Q22

PГ2, 1.5 ч

Q23

1СШ(A1)

PГ1, TВ

PГ3, TВ

2СШ(A2)

PГ2, TВ

AT1

AT2

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ3, 1.5 ч

Продолжение таблицы 7.2.

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q16

Q17

Q18

Q19

Q20

Q21

Q22

Q23

1СШ

2СШ

АТ1

АТ2

PГ1, 1.5ч

PГ1, 1.5 ч

PГ1, TВ

PГ1, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ2, TВ

PГ2, 1.5 ч

PГ2, TВ

PГ2, 1.5 ч

PГ3, 1.5ч

PГ3, 1.5 ч

PГ3, TВ

PГ3, 1.5 ч

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

Q15

Q16

Q17

Q18

Q19

Q20

Q21

Q22

Q23

1СШ(A1)

2СШ(A2)

AT1

AT2

.1.2 Определение системного ущерба схемы 3/2 (ОРУ-220 Кв)

Определим системный ущерб, возможный в рассматриваемой схеме (см. рис. 7.1 и табл. 7.1).

7.1.3 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.

Таблица 7.3.

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.	Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.
0	1.000
1	0.8696	5960.435	5183.194
2	0.7562	5960.435	4507.28
3	0.6575	5960.435	3918.986
4	0.5718	5960.435	3408.176
5	0.4972	5960.435	2963.528
Суммарные дисконтированные затраты			127621.164

7.1.4 Расчёт показателей надёжности схемы 2 рабочие СШ с обходной (ОРУ-220 кВ)

См. п. 7.1.1

Определим показатели надёжности сборных шин [2, с. 87-95].

;

[ч].

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

Определим показатели надёжности блока [1, с. 499].

[ч] - среднее время работы блока в году,

где ;

;

Определим показатели надёжности автотрансформатора.

Определим показатели надёжности выключателей Q4-13, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.

;

Число операций выключателем в год:

;

Определим показатели надёжности выключателей Q1-3, которые коммутируют сборные шины и блоки.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателей Q14 и Q15 , которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателя QA, который коммутирует сборные шины между собой.

;

Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.

Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт сборных шин в момент времени T_вi < T_рj.

[ч].

Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл. 7.4

Таблица 7.4 Таблица надёжности для схемы 2 рабочих СШ с обходной (ОРУ-220 кВ)

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

PГ1,3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

Q10

PГ2, 1.5 ч

Q11

PГ1,3, 1.5 ч

Q12

PГ2, 1.5 ч

Q13

PГ1,3, 1.5 ч

Q14

PГ2, 1.5 ч

Q15

PГ1,3, 1.5 ч

1СШ (A1)

PГ1,3, 1.5 ч

2СШ (A2)

PГ2, 1.5 ч

СВ(QA)

PГ1,2,3, 1.5 ч

AT1

AT2

Окончание таблицы 7.4

	Отказ элемента	Ремонтные режимы
		1СШ (A1)	2СШ (A2)	СВ(QA)
Q1		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q2		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q3		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q4		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q5		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q6		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q7		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q8		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q9		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q10		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q11		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q12		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q13		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
Q14		PГ1,3, 1.5 ч	PГ1,3, 1.5 ч	-
Q15		PГ2, 1.5 ч	PГ2, 1.5 ч	-
1СШ (A1)			PГ1,2,3, Tв	-
2СШ (A2)		PГ1,2,3, Tв		-
СВ(QA)

7.1.5 Определение системного ущерба схемы 2 рабочие СШ с обходной (ОРУ-220 Кв)

.1.6 Определение дисконтированных затрат схемы 2 рабочих сш с обходной (ОРУ-220 Кв)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.

Таблица 7.5

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.	Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.
0	1.000	79560	79560
1	0.8696	8047.777	6998.347
2	0.7562	8047.777	6085.728
3	0.6575	8047.777	5291.413
4	0.5718	8047.777	4601.718
5	0.4972	8047.777	4001.354
Суммарные дисконтированные затраты			106538.56

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем схему «2 рабочие СШ с обходной».

7.2 Выбор главной схемы ОРУ-110 кВ

Примем к рассмотрению 2 схемы:

· 3/2 с подключением одной линии через развилку выключателей;

· 2 рабочие системы шин с обходной

7.2.1 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-110 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Т.к. на стороне 110 кВ нет подключенных блоков, величина системного ущерба не учитывается.

Таблица 7.6

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.	Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.
0	1.000
1	0.8696	547.052
2	0.7562	475.714
3	0.6575	413.623
4	0.5718	359.71
5	0.4972	312.781
Суммарные дисконтированные затраты			53588.88

7.2.2 Определение дисконтированных затрат схемы 2 рабочих СШ с обходной (ОРУ-110 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Таблица 7.7

Период времени t, год.	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.	Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.
0	1.000
1	0.8696	447.588
2	0.7562	389.22
3	0.6575	338.419
4	0.5718	294.308
5	0.4972	255.911
Суммарные дисконтированные затраты			43845.446

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем схему «2 рабочие СШ с обходной».

8. Вопросы по экологичности и безопасности

.1 Блокировки

Различают два основных вида блокировок: блокировки безопасности и оперативные.

Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к токоведущим частям или частям оборудования, находящимся под напряжением.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений.

Оперативные блокировки подразделяются на механические, электромагнитные и микропроцессорные.

Электромагнитная блокировка необходима для правильного выполнения операций с разъединителями, отделителями и заземляющими ножами разъединителей и отделителей. С ее помощью предотвращаются неправильные действия персонала, которые могут привести к аварии и при необходимости могут задаваться последовательности выполняемых работ с разъединителями при оперативных переключениях.

Для электромагнитной блокировки создается сеть выпрямленного постоянного тока 220(В). Оперативная блокировка на основе микропроцессорной техники (сокращенно - программная блокировка) рекомендована п. 8.3. СО 153-34.20.187-2003 «Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» Министерства энергетики Российской Федерации.

В дипломном проекте рассматривается оперативная блокировка ячейки линии в схеме РУ-110 «Две рабочие системы шин с обходной» на микропроцессорной основе.

Рис. 8.1. Характерные элементы в схеме РУ две рабочие системы шин с обходной

Рис. 7.2. Схема электромагнитной блокировки в схеме РУ две рабочие системы шин с обходной

Рис. 8.3.Задание на программирование (логическая схема) для микропроцессорной блокировки.

На ОРУ планируется установить микропроцессорный терминал оперативной блокировки Сириус-2-ОБ [25].

Прибор Сириус-2-ОБ изготовляется ЗАО «РАДИУС Автоматика» и представляет собой вычислительно-исполнительное устройство для осуществления управления элементами электромагнитной и электрической блокировки высоковольтного электрооборудования при выполнении оперативных переключений.

Функциональные возможности терминала Сириус-2-ОБ:

Рис. 8.4. Терминал Сириус-2-ОБ

· контролирование рабочего положения коммутирующих устройств и индикация текущего состояния;

· мониторинг исправности цепей и узлов блок-контактов аппаратуры распределительных установок;

· формирование команды на разрешение по оперативному переключению;

· дистанционная сетевая установка посредством канала связи с диспетчерским комплексом или местная загрузка исходных данных программного задания внутренней конфигурации;

· постоянная запись заданных параметров конфигурации в течение всего срока эксплуатации с формированием журнала событий;

· тестирование работоспособности с последующим информированием о наличии сбоев в работе и о появлении неисправностей, связанных с релейными или сетевыми каналами с помощью светодиодов;

· сброс удаленным методом инициализации сигнализации с пульта управления прибора или путем подачи соответствующего сигнала на дискретный вход;

· отсечение напряжения со всех выходов при выявлении отклонений по параметрическим показателям.

При обнаружении в процессе самодиагностики неисправности микропроцессорный терминал оперативной блокировки выдает сигнал аварийной тревоги и задействует фиксирующие приводы для исключения ложных включений.

8.2 Расчет зон защиты молниеотводов

На электростанциях и ОРУ от прямых ударов молнии объекты защищают молниеотводами трех типов: в виде тросовой защиты, в виде отдельных стержневых молниеотводов и в виде сетки. В РУ защищаются несколько уровней расположения оборудования. Как правило, должны учитываться три уровня высоты: линейные (входные) порталы, шинные порталы и оборудование. В общем виде рисуются три зоны защиты для каждого уровня.

Проведем расчет молниеотводов для ОРУ-220 кВ:

Принцип размещения молниеотводов на ОРУ-220 кВ приведен на рис. 8.5.

Молниеотводы стоящие на линейных порталах (1-8):

Высота конуса защиты (м), где h=30 м;

Радиус основания конуса защиты:

(м);

Радиус зоны защиты на высоте 11 м.:

(м);

Радиус зоны защиты на высоте 16.5 м.:

(м);

Расчет парных молниеотводов (2-5, 3-6, ...):

h<L<2h, L=40.5 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м. :

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м.:

(м);

Расчет парных молниеотводов (1-5, 2-6, ...):

h<L<2h, L=46 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м.:

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м.:

(м).

Расчет парных молниеотводов (1-2, 5-6, ...):

h<L<2h, L=30,8 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м.:

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м. :

(м).

Установленные молниеотводы полностью закрывают зоны на уровнях 16.5 и 11 м. ОРУ-220 кВ, так как все значения положительны, что видно на рис. 8.5. Таким образом, принятых мер достаточно для обеспечения надежной защиты оборудования и конструкций от прямых ударов молний.

Рис. 8.5. Схема молниезащиты на высотах 11 (А) и 16,5 (Б) м. для ОРУ 220 кВ.

8.3 Расчет заземляющего устройства ОРУ-110

На электрических установках защитному заземлению подлежат корпуса турбин, генераторов, трансформаторов, насосов и всего вспомогательного оборудования, где имеется электропривод, корпуса, рамы, фланцы и цоколи электрических аппаратов, каркасы щитов и щитков, приводы, ограждения и все прочие металлические конструкции, которые нормально не находятся под напряжением, но при пробое изоляции на корпус получают потенциал.

На корпусах, аппаратах и конструкциях предусматривается болт для заземления или присоединение осуществляется приваркой.

Все элементы присоединяются параллельно к проводникам заземления и далее к общей магистрали этажа, прокладываемой обычно под окнами помещений с зазором между шиной и стеной; зазор предохраняет стены от ржавых пятен и металл от коррозии. Шины защитного заземления окрашиваются внутри помещения в черный цвет.

Минимальное сечение стальных шин заземляющих проводников для присоединений 8´3 мм [3, стр. 270-276], для магистралей 30´4 мм или 40´3 мм.

Магистрали всех этажей привариваются к нескольким стоякам здания, которые выводятся через фундамент и привариваются к наружному, располагаемому в грунте на глубине 0.5 - 0.7 м и отстоящему от стен здания на 1 - 2 м, кольцевому контуру заземления вокруг периметра здания.

Для контура применяется полосовая сталь сечением 40´4 мм, с прокладкой «на ребро».

Вдоль контура забиваются стержневые заземлители из круглой (арматурной) стали, труб или уголков. Круглая сталь берется диаметром 12 - 15 мм, трубы диаметром 40 - 60 мм, уголки 50´50 или 60´60 мм. Длина стержневых заземлителей 2 - 3 м, расстояние между ними не менее 3 - 4 м, соединение с полосой контура осуществляется сваркой.

Для выравнивания потенциала с целью снижения напряжения прикосновения и напряжения шага и, следовательно, повышения безопасности эксплуатации применяются выравнивающие сетки, прокладываемые под полом помещений.

Расчет заземляющего устройства (ЗУ) выполнен методом по напряжению прикосновения. Метод по напряжению прикосновения основан на методе Оллендорфа-Лорана, который в свою очередь основан на положении того, что величина сопротивления ЗУ в основном определяется площадью ЗУ, поэтому вводится параметр , где S - площадь реального ЗУ.

Рассчитаем напряжение прикосновения:

, где

- расчетный ток стекающий с ЗУ при однофазном коротком замыкании;

- сопротивление ЗУ;

- коэффициент напряжения прикосновения.

, где

м - длина вертикального заземлителя;

- суммарная длина горизонтальных полос;

м - расстояние между вертикальными заземлителями;

;

- параметр, зависящий от соотношения - сопротивления верхнего и нижнего слоя грунта соответственно;

измерения производились летом в сухую погоду (период наибольшего промерзания)

- поправочный коэффициент;

Ом×м, Ом×м,

, тогда по [3, стр. 598] М=0.69.

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней

[Ом×м], .

Сопротивление человека принимаем по [3, стр. 598] Ом×м.

Тогда .

Коэффициент напряжения прикосновения определится как:

Определим расчетный ток:

Из расчетов токов к. з.

кА, о.е., о.е., тогда

Расчетный ток за пределами электроустановки:

[кА].

Для дальнейшего расчета принимаем большее значение из двух токов, таким образом кА.

Определяем удельное эквивалентное сопротивление:

, для .

, где

м - глубина верхнего слоя грунта;

м - глубина заложения контура заземления.

[Ом×м].

Общая длина горизонтального заземлителя:

[м].

Определим число ячеек модельного ЗУ:

, принимаем .

Длина полос в расчетной модели:

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии

а/l_в=1 : , примем n=54.

Общая длина вертикальных стержней:

[м].

Относительная глубина закладки заземлителей в грунт:

, .

Сопротивление искусственного заземлителя определится как [3, стр. 596]:

[Ом].

Условие выполняется Ом.

Напряжение прикосновения равно:

[В].

Допустимое значение напряжения прикосновения для t_в=0,1+0,03=0,13 c., где

t_в- суммарное время действия релейной защиты и отключения выключателя, равно U_пр.дом.=470 В. В, таким образом обеспечена безопасность персонала на рабочих местах и участках обслуживания.

8.4 Экологическая безопасность при эксплуатации элегазовых выключателей

8.4.1 Введение

С начала 80-х годов прошедшего века произошел качественный скачок в технологии выпускаемых высоковольтных коммутационных аппаратов: на смену масляным и воздушным выключателям пришли аппараты с использованием в качестве изоляционной и дугогасительной среды вакуума или элегаза (газообразной шестифтористой серы).

Элегазовому оборудованию среднего напряжения традиционно отдают предпочтение во Франции, Италии, странах Скандинавии и Испании, а вакуумному - в Германии, Великобритании, Японии.

Что касается выключателей высокого, сверхвысокого и ультравысокого напряжения (от 110 до 1150 кВ), элегазовые выключатели в технически развитых странах практически вытеснили все другие типы аппаратов.

В ходе дипломного проектирования было принято решение установить элегазовые выключатели на ОРУ-220 и -110 кВ.

В данной главе дипломного проекта рассматриваются следующие вопросы:

· воздействие элегаза на здоровье человека;

· влияние элегаза на окружающую среду;

· меры безопасности при работе с чистым элегазом;

· меры безопасности при работе с элегазом, загрязненным продуктами разложения;

· описание режимов работы вентиляции;

· перспективы развития коммутационного и силового оборудования с элегазовой изоляцией в Российской Федерации и в других странах.

8.4.2 Свойства элегаза

Рис. 8.6 Молекулярное строение элегаза

Элегаз - это очень стойкий и инертный газ, который при нормальных условиях не вступает в реакцию ни с одним веществом, с которым контактирует, не растворяется в воде. Это тяжелый газ, его молекулярный вес - 146,0 г/моль (21,5% серы и 78,05% фтора).

Сродство с электроном у молекулы SF₆ имеет положительный знак, благодаря чему свободный электрон, попавший в поле молекулы элегаза, захватывается ею и образуется устойчивый отрицательный ион.

Благодаря положительному сродству молекул SF₆ с электроном и устойчивости получившегося отрицательного иона объясняется высокая электрическая прочность элегаза по сравнению с другими газами, например азотом или воздухом. На рисунке 2 [30] приведены зависимости пробивного напряжения для трансформаторного масла, элегаза и воздуха.

Соединение не стареет, т. е. не меняет своих свойств с течением времени, при электрическом разряде распадается, но быстро рекомбинирует (процесс, обратный ионизации), восстанавливая первоначальную диэлектрическую прочность, по этой причине элегаз является основным изоляционном материалом в коммутационном оборудовании 35 кВ и выше.

Рис. 8.7 Пробивное напряжение трансформаторного масла, воздуха и элегаза в зависимости от давления

Анализируя график, видно, электрическая прочность элегаза при давлении 3 бара (кг/см²) примерно в 2,5 раза выше, чем для воздуха, и равняется электрической прочности трансформаторного масла. Поэтому габариты элегазового оборудования более чем на порядок ниже габаритов воздушного оборудования такого же класса напряжения. Это позволяет сэкономить на площади, отводимой под электроустановку, что играет большую роль для северных территорий и стран с маленькой площадью.

Под воздействием электрических разрядов происходит разложение элегаза с образованием низших фторидов и свободного фтора.

В реальных условиях в электрических аппаратах в элегазе присутствуют пары воды, минеральных масел, примеси воздуха, а при возникновении электрического разряда пары металлов и других материалов камеры [30].

Рис. 8.8 Зависимость состояния элегаза от давления и температуры.

Как видно из рис. 3, температура сжижения элегаза при избыточном давлении (давлении заполнения оборудования) 0,3 МПа составляет -45 °С, а при 0,5 МПа она повышается до -30 °С. Таким образом, наибольшее рабочее давление и, следовательно, наибольший уровень электрической прочности элегаза в изоляционной конструкции ограничиваются возможностью сжижения элегаза при низких температурах. В связи с этим, выходом из ситуации является применение смеси элегаза с другими газами, у которых электрическая прочность лишь на 10...15 % ниже прочности чистого элегаза, а допустимое давление резко возрастает. Так, например, у смеси из 30 % элегаза и 70 % азота сжижение при температуре -45 °С наступает при давлении 8 МПа. Таким образом, допустимое рабочее давление для смеси оказывается примерно в 30 раз выше, чем для чистого элегаза. Еще одним вариантом повышения надежности работы электрооборудования при температурах - 40 °С и ниже является подогрев элегаза (бак элегазового выключателя во избежание перехода элегаза в жидкое состояние нагревают до плюс 12°С)

8.4.3 Воздействие элегаза на здоровье человека

Во время эксплуатации аппаратов интерес с экологической точки зрения представляют утечки элегаза и содержащихся в нем примесей различного происхождения. При работе с чистым элегазом опасно разбавление кислорода воздуха с понижением его концентрации ниже 16%. За счет высокой плотности элегаз способен длительное время сохраняться в открытых сосудах с горловиной в верхней части и заполнять углубления, траншеи, кабельные каналы, закрытые помещения, вытесняя из них воздух. Пребывание человека в среде с пониженной концентрацией кислорода (ниже 16%) может привести к удушью и потере сознания. Причем человек теряет сознание без каких-либо тревожных симптомов. Также опасен выброс газа из баллона под давлением, поскольку может произойти обморожение.

Таблица 8.1 Перечень продуктов разложения SF₆, их свойства, характер воздействия на человека

Продукт распада	Химическая устойчивость в атмосфере	Отличительные особенности	Воздействие на организм человека
Монофторид серы	Быстрый распад	Бесцветный с неприятным запахом газ, при соединении с водяными парами выделяется сера и образуется туман, при электрических разрядах образуются сернистый ангидрид и сероводород	Затрудненное дыхание
Дифторид серы	Быстрый распад	Ядовитый, бесцветный газ с острым, раздражающим запахом	Головная боль, недомагание, раздражает дыхательные пути
Тетрафторид серы	Быстрый распад	Ядовитый, бесцветный, пахнущий газ	Кашель
Теонил фторид	Медленный распад	Ядовитый, пахнущий газ. Запах - "тухлых яиц"	Отек легочных тканей
Пентафторид серы	Полностью разлагается при температуре +200°С. Образуется при частичных разрядах, короне	Сильноядовитый бесцветный газ	В 20 раз сильнее фосгена
Тионид тетрафторид	Быстрый распад	Бесцветный с неприятным запахом газ	Затрудненное дыхание

8.4.4 Воздействие элегаза на окружающую среду

Рассмотрим влияние элегаза на окружающую среду.

Утечкам элегаза может способствовать проницаемость поверхностей оборудования, недостаточная герметичность или несоответствующее обращение с оборудованием, в том числе во время заправки. Данный аспект регулируется законодательно - по международным стандартам утечки из высоковольтных аппаратов должны составлять не более 1 % в год от массы заправки. Таким образом, утечки гексафторида серы являются нежелательным процессом, но при соблюдении установленных правил эксплуатации и допустимых уровней они не представляют собой особой опасности, несмотря на то, что официально элегаз признан парниковым газом с большим временем жизни в атмосфере - 3200 лет (согласно подсчетам экспертов из Межправительственной группы по изменению климата IPCC [32]). Но. вследствие чрезвычайно низкой концентрации элегаза в атмосфере (6,4 х 10-12 % [32]), его вклад в глобальное потепление является исчезающее малой величиной (менее 0,001%). Обратимся к массовым отношениям газов в атмосфере (точнее, стратосфере, если согласиться со сценарием IPCC, что элегаз сразу уходит в стратосферу):

Ежегодное производство элегаза составляет примерно 7000 т/год, утечки - 5000 т/год.

Массовый выпуск элегаза начался с 70-х годов, т.е. длится около 40 лет. Тогда максимально возможное общее содержание элегаза, перенесенного в стратосферу, составит 5000 т/год х 40 лет = 2 х 10⁵ т. Содержание воздуха в атмосфере Земли - 5 х 10¹⁵ т. Концентрация элегаза при условии полного сохранения в стратосфере составит (2х 10⁵т)/(5х 10¹⁵т) = 4х 10^-11. Эта величина на 7 порядков меньше количества углекислого газа (3,5x10^-4), поэтому трудно утверждать, что она является значимой с точки зрения влияния на парниковый эффект.

8.4.5 Меры безопасности при работе с чистым элегазом

1. Основная опасность при работе с чистым элегазом заключается в возможности (вероятности) попасть в среду с пониженной концентрацией кислорода и в связи с этим непригодную для дыхания. За счет высокой плотности элегаз способен длительное время сохраняться в открытых сосудах с горловиной в верхней части и заполнять углубления, траншеи, кабельные каналы, закрытые помещения, вытесняя из них воздух.

Пребывание человека в среде с пониженной концентрацией кислорода (ниже 13 %) может привести к удушью. Следует помнить, что человек теряет сознание без каких-либо тревожных симптомов.

. В помещении, где производятся работы с элегазом и элегазовым оборудованием, должна быть установлена приточно-вытяжная вентиляция с забором воздуха из нижнего уровня.

. Помещения, где возможно затопление элегазом, должны быть специально помечены плакатом и вход в них ограничен.

. Прежде чем приступить к работе в аппарате, траншее, кабельном канале или закрытом помещении, необходимо включить вентиляцию и убедиться в наличии там подходящей для дыхания среды. Это можно сделать аналитическими методами или в крайнем случае с помощью горящей свечи или лучины: если огонь не горит, вентиляцию следует продолжить.

При необходимости выполнения работ в заполненном элегазом помещении или углублении следует пользоваться изолирующим противогазом. При организации работ в траншее, кабельном канале и тому подобное необходимо иметь наблюдающего наверху, в поле зрения которого будут находиться все работающие, и средства для экстренного подъема работающих наверх.

. Пострадавший - потерявший сознание в заполненном элегазом помещении вследствие удушья - должен быть немедленно вынесен на свежий воздух и приведен в сознание с помощью энергичного искусственного дыхания.

. При выбросе чистого элегаза (в результате, например, прорыва мембраны в аппарате или других неполадок) немедленно должна быть включена аварийная вентиляция на срок, обеспечивающий снижение концентрации до ПДК.

. Категорически запрещается оставлять открытыми сосуды заполненные элегазом.

. При выполнении каких-либо работ с элегазом и элегазовым оборудованием (заполнение, дозаполнение, отбор пробы на анализ и т.д.) в помещении запрещается курить, пользоваться нагревательными приборами и открытым пламенем.

8.4.6 Меры безопасности при работе с элегазом, загрязненным продуктами разложения

1. В результате актов коммутации, а также при электрическом пробое изоляции в оборудовании может произойти накопление вредных для здоровья человека веществ: газообразных (фтор, фтористый водород, низшие фториды серы и продукты их гидролиза) и твердых (фториды, сульфиды и другие соединения металлов, на которых горела дуга). В результате прожога оболочек или разрыва мембран образовавшиеся вредные вещества могут попасть в атмосферный воздух рабочих помещений. Газообразные продукты разложения элегаза ядовиты и обладают резким, специфическим запахом.

. При аварийном выбросе элегаза из аппарата необходимо включить аварийную вентиляцию и продолжить вентилировать до значительного снижения специфического запаха.

. Выполнение работ по ликвидации последствий выброса продуктов разложения в производственное помещение сводится к удалению вредной пыли и производится дежурной бригадой посредством сухой (пылесосами) или мокрой обработки после продолжительной вентиляции. При этом должны быть использованы легкий защитный костюм, перчатки, очки и респиратор. При мокрой уборке дополнительно используются резиновые перчатки и сапоги.

. При необходимости экстренного выполнения работ в помещении, воздух которого загрязнен продуктами разложения элегаза, необходимо вместо респиратора воспользоваться противогазом: если выброс элегаза в расчете на объем помещения не превышает 1 % по объему и помещение не представляет собой углубление, предрасположенное к затоплению, то для работы по ликвидации аварии может быть использован фильтрующий противогаз, а в противном случае - изолирующий.

. Ревизия коммутационных аппаратов осуществляется в ремонтном помещении, оснащенном местной вентиляцией, позволяющей осуществить отсасывание газов из вскрытого аппарата. Перед вскрытием элегазовый аппарат должен быть освобожден от элегаза с применением дополнительного адсорбционного фильтра-поглотителя для удаления продуктов разложения и отвакуумирован форвакуумным насосом с выхлопом в вентиляцию или за пределы помещения с барботажем через щелочный раствор. Вскрытый аппарат должен проветриваться с помощью местной вентиляции до значительного ослабления запаха.

. При аварийном выходе из строя элегазового аппарата без нарушения его герметичности производится его замена на резервный. Ремонт вышедшего из строя аппарата осуществляется в ремонтном помещении, также как и ревизия коммутационного аппарата.

. Обработка внутренних полостей и деталей коммутационных аппаратов и аппаратов, в которых произошел электрический пробой, с целью удаления ядовитой пыли осуществляется в комбинезоне или защитном костюме, очках, респираторе и хлопчатобумажных перчатках, а при мокрой уборке - в резиновых перчатках и сапогах.

. Дополнительный фильтр-поглотитель, использованный для очистки элегаза при его эвакуации, подлежит разборке в средствах индивидуальной защиты с целью ликвидации адсорбента (замачиванием водой с последующим выбросом в отвал) и промывки всех деталей водой.

. Средства индивидуальной защиты подлежат машинной стирке.

8.4.7 Описание режимов работы вентиляции

Удаление выбросов загрязняющих веществ элегазовой электроэнергетики из рабочей зоны осуществляется, как правило, с помощью вентиляции: вытяжной или приточно-вытяжной. При этом вентиляция может быть организована, по крайней мере, в двух вариантах:

) постоянно включенная общеобменная вентиляция и дополнительно к ней включаемая в экстренном случае аварийная вентиляция,

) вентиляция, включаемая эпизодически (например, перед входом персонала в помещение, в том числе и в случае аварии).

Во втором варианте с учетом особенностей элегаза организуются либо естественные стоки, либо перекрытые решетками каналы-сборники ниже уровня пола. Забор воздуха вытяжной вентиляции осуществляется из этих каналов. Доступ персонала в каналы-сборники по условиям техники безопасности закрыт, и несанкционированное проникновение невозможно. Дополнительно к этому, следует установить допустимый интервал обязательного включения вентиляции для проветривания помещения.

Очевидно, что второй способ организации вентиляции более экономичен.

Для снижения расходов на вентиляцию при ее расчете используется не весь объем вентилируемого помещения, а его часть. Зона действия персонала ограничивается двухметровым по высоте пространством - так возникает понятие «2-метровый приземный слой». Зону действия явлений взрывного характера (разрыв оболочки аппарата) ограничивают «6-метровым приземным слоем». Введение этих понятий с данным физическим обоснованием позволяет рассчитывать процесс удаления загрязнений по модели «полного вытеснения» (в отличие от модели «полного перемешивания» - эти вопросы будут обсуждаться далее), что в значительной степени снижает расчетную производительность вентустановок и время их включения.

Основными характеристиками вентиляции являются: производительность (F, м3/ч) и кратность (K, ч-1). Под кратностью обмена понимают отношение производительности вентиляции к объему вентилируемого помещения V, м3,

= F /V, (1)

т.е. сколько раз полностью обновляется воздух в помещении в течение часа в режиме «полного вытеснения». Объем удаленного воздуха с по-мощью вытяжной вентиляции или объем помещения, освобожденный от загрязненного воздуха, для модели «полного вытеснения» равен про-изведению производительности вентиляции на время ее включения , ч,

= F. (2)

Поскольку концентрация загрязнителя равна его массе в единице объема

= m /V,

то с учетом уравнения (2) при одновременном действии вентиляции концентрация загрязнителя в воздухе будет определяться отношением скорости поступления загрязнителя к производительности вентиляции

= (m /) /F. (3)

Если в качестве концентрации рассматривается значение ПДК, то взаимосвязь скорости выброса загрязнителя и производительности вентиляции выражается формулой

= m /(V·ПДК). (4)

Эти общие формулы с учетом размерности величин используются в последующих расчетах.

В соответствии с уравнением (3) концентрация загрязнителя в помещении не зависит от объема помещения, если она обусловлена постоянно действующим источником при постоянно работающей вентиляции. Это - случай, связанный с утечкой элегаза. Концентрация элегаза в помещении C, г/м3, обусловленная постоянной потерей элегаза из оборудования, называемой утечкой, равна

C = 103u·m /(100·8765,83·F) = 1,14·10-3 u·m /F,

где u - утечка, %/год; m - масса элегаза в оборудовании, кг; F - производительность вентиляции, м3/ч; 8765,83 - число часов в году. Это уравнение позволяет рассчитать усредненную утечку по анализу выхлопа вентиляции

= 877CF /m. (5)

8.4.8 Перспективы развития коммутационного и силового оборудования с элегазовой изоляцией в российской федерации и других странах

Современные высоковольтные элегазовые выключатели очень надежны, безопасны, требуют минимального обслуживания и рассчитаны на длительную работу. Они относятся к классу высоких технологий (Hi-Tech). Поэтому теперь начинается соревнование между производителями по уменьшению габаритов выключателей.

Использование элегаза за рубежом обуславливается его отличными изоляционными свойствами и потребностью в эксплуатации малогабаритного и безопасного оборудования.

В странах, по населению сравнимых с РФ, но гораздо меньших по территории, возникает серьезная необходимость в компактных электроустановках. Возьмем, к примеру, Японию:

Япония:

население - 127,4 млн. чел;

территория - 372,8 тыс. кв. км.

РФ:

население-144 млн. чел;

территория - 17075 тыс. кв. км.

Из-за высокой плотности населения в Японии значительная часть распределительных устройств устанавливается на городской территории, преимущественно под зданиями, что вынуждает использовать максимально компактные и пожаро- и взрывобезопасные электроустановки. Здесь и находят применение силовые трансформаторы и РУ с элегазовой изоляцией, позволяющие устанавливать комплектные подстанции под жилыми кварталами.

Россия не испытывает подобных проблем, и поэтому развитие элегазового машиностроения не так востребовано. Так же производство аппаратов с элегазовой изоляцией является наукоемкой отраслью, требующей значительных капиталовложений, что так же играет большую роль.

Ещё одной важной особенностью элегаза является его затрудненная эксплуатация при пониженных температурах, что играет значимую роль для большей части территории России.

Единственной достойной альтернативой элегазу является вакуум, но на данном этапе развития энергетики парк вакуумного оборудования рассчитан преимущественно на напряжения до 110 кВ.

Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что эксплуатация элегазового оборудования более сложна в эксплуатации и опасна экологически, чем эксплуатация аналогичного вакуумного оборудования, но на данном этапе развития электротехники является единственно рациональным решением для электроустановок повышенного напряжения (110 кВ и выше).

9. Экономическая часть

В данном разделе дипломного проекта проведена оценка технико-экономических показателей проектируемой КЭС 900 МВт, проведен анализ рынка двигателей до 300 кВА, использующихся на проектируемой станции в качестве двигателей собственных нужд.

9.1 Расчет технико-экономических показателей КЭС

Годовая выработка электроэнергии:

- число часов использования установленной мощности(см. задание на ДП),

- установленная мощность станции (см. задание на ДП).

Капиталовложения в строительство КЭС:

где по [16], 1$ = 31.1582 ( руб). (по курсу ЦБ РФ на 22.05.2012).

По [18] находим расчетный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии для турбин К-300-240:

Такому удельному расходу топлива соответствует годовой расход условного топлива (расход на собственные нужды принят из электрической части проекта и равен 7%):

где

Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд:

КПД брутто станции:

КПД нетто станции:

Расход натурального топлива на КЭС (т/год):

- теплотворная способность условного топлива;

-теплотворная способность натурального топлива для угля Печорского бассейна. [22].

Определение статей затрат:

1. Топливные издержки:

где - цена топлива от предприятия «ООО Гидромаш» по [21], включая налоги.

Издержки на воду:

. Годовые издержки на амортизацию определяются как доля от капиталовложений в КЭС. Среднюю норму амортизации для КЭС принимаем , тогда:

3. Затраты на основную заработную плату работникам станции:

где (руб./мес.) - средняя зарплата эксплуатационного персонала за 1 месяц по [22].

Штатный коэффициент для замещаемой КЭС рекомендуется принимать в размере (чел./МВт).

4. Затраты на дополнительную заработную плату работникам станции:

Принимаем:

5. Затраты на отчисления в социальные фонды:

где - ставка отчислений на социальные нужды [21]:

) Пенсионный фонд Российской Федерации - 22 процентов; 2) Фонд социального страхования Российской Федерации - 2,9 процента;

) Федеральный фонд обязательного медицинского страхования - 3,1 процента; 4) территориальные фонды обязательного медицинского страхования - с 1 января 2011 года - 2,0 процента. (в ред. Федерального закона от 16.10.2010 N 272-ФЗ)

Данные приведены в соответствии с Федеральным законом.

6. Цеховые расходы, руб./год:

где -доля цеховых расходов,

для МВт

тогда

(руб/год).

7. Общестанционные расходы.

Учитываются расходы по управлению КЭС:

- содержание аппарата управления,

- общепроизводственные затраты (содержание, ремонт и амортизация зданий общественного назначения).

где = 429384 руб./год - среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала [22];

=45 чел. - численность административно-управленческого персонала (5 % от общей численности персонала - 900 чел.);

- коэффициент, определяется приближенно: для =900 МВт, =0.07

Суммарные годовые издержки по КЭС:

Таблица 9.1 Статьи затрат

Статьи	%
Топливные издержки	60.5
Издержки на воду	2.3
Издержки на амортизацию	19.7
Затраты на основную заработную плату	3.3
Затраты на дополнительную заработную плату	0.3
Затраты на отчисления в социальные фонды	1.1
Цеховые расходы	9.8
Общестанционные расходы	3
Итого	100

Себестоимость вырабатываемой электроэнергии:

руб./кВт ч.

Себестоимость отпущенной электроэнергии:

руб./кВт ч.

Результаты расчета сведены в таблицу 4.2

Таблица 5.2 Технико-экономические показатели КЭС 900 МВт.

№ п/п	Показатель	Значение
1	Установленная мощность Руст, МВт	900
2	Число часов использования установленной мощности hу, ч	6600
3	Годовая выработка электроэнергии,
4	Годовой отпуск электроэнергии,
5	Годовой расход натурального топлива,
6	КПД станции (брутто)	0.414
7	КПД станции (нетто)	0.384
8	Расход электроэнергии на собственные нужды, %	7
9	Капиталовложения в КЭС Ккэс, млрд. руб.
10	Удельные кап.вложения в КЭС Куд.кэс, тыс.руб./
11	Численность эксплуатационного персонала, чел.	900
12	Себестоимость выработанной электроэнергии, руб./()1.45
13	Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб./()1.56
14	Цена топлива, 1400

.2 Анализ рынка двигателей до 300 кВА

В данной работе рассмотрен рынок электродвигателей до 300 кВА. Двигатели такой мощности широко применяются на электростанциях в собственных нуждах. Двигатели используются в качестве приводов механизмов, таких как насосы и вентиляторы, относительно не большой мощности. Кроме электрических станций двигатели такой мощности применяются во всевозможных областях, начиная от промышленных предприятий заканчивая бытом людей.

Характеристики оборудования и краткий анализ

На сегодняшний день на рынке представлено огромное количество электродвигателей.

Основными характеристиками оборудования являются:

Напряжение сети [кВ];

Номинальный ток [A];

Напряжение самозапуска [кВ];

Число фаз двигателя;

Номинальная мощность двигателя [кВт];

Число оборотов в минуту [об/мин];

Место установки двигателя,

Габаритные размеры.

Характеристика рынка.

Уровень конкуренции велик, т.к. на данный вид продукции большой спрос. Это связано с тем, что двигатели широко распространены, а следовательно большая потребность в них. В сети Internet можно найти огромное количество рекламы о продаже электродвигателей.

В основном всю дополнительную информацию предоставляют менеджеры фирм по телефону или по электронной почте.

Анализ продукции на рынке.

Приведены основные производители и поставщики электродвигателей в России:

1) Мосэлектромаш, Россия, г. Лобня;

2) Унитэлл, Россия;

) Сибэлектромотор, Россия, г. Томск;

) Уралэлектро-К, Россия, г. Медногорск;

) Псковские электрические моторы, Россия, г. Псков;

) Русэлпром, Россия, г. Владимир;

7) Siemens, Германия, г. Берлин;

) Электромотор, Украина, г. Полтава;

9) HELZ, Украина, г. Харьков;

) ДЭМЗ, Украина, г. Днепропетровск;

) ЗКЭМ, Украина, г. Новая Каховка;

) Электродвигатель, Беларусь, г. Могилёв.

Источники информации:

. Официальный сайт компании МПО “Электромонтаж”. Здесь представлены описание электродвигателей, их технические характеристики, а так же прайс-листы с ценами на них. На этом сайте самый большой выбор электродвигателей, но есть сайты цены на которых ниже на аналогичную продукцию.

. Сайт компании производителя электродвигателей, филиал г. Владимир. Здесь представлена вся информация о производителе и о выпускаемой им продукции. Есть прайс-лист с указанием цен на электродвигатели.

. Представлен список фирм занимающихся продажей эл. оборудования, в том числе и электродвигателей. На сайте повышенная вирусная активность. Цен нет.

. На сайте представлен весь ряд электродвигателей. Есть технические характеристики: тип двигателя, мощность, частота вращения, КПД, ток, М_пуск, М_ном, размеры исполнения, чертежи электродвигателей. Информация о ценах только при обращении к дилерам.

. На сайте представлена электронная версия технического каталога с указанием характеристик электродвигателей и цен на них. Технический каталог представлен в виде *.pdf файла.

. Сайт электротехнического рынка России и СНГ. Существуют ссылки на производителей электродвигателей. На самом сайте цен нет.

Вывод:

По результатам оценки технико-экономических параметров можно сделать вывод о том, что эксплуатация проектируемой КЭС экономически выгодна, сравнительно невысокая себестоимость вырабатываемой электроэнергии позволяет конкурировать предприятию на рынке электроэнергии Российской Федерации.

В результате анализа рынка было выявлено 12 производителей электродвигателей, а так же группа фирм занимающихся их реализацией. В ходе выполненного анализа рынка по ряду технических и ценовых критериев было принято решение на стадии проектирования отдать предпочтение двигателям марки Siemens, как наиболее надежному варианту.

10. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели Щ-20 ОРБ-06-48 У3

10.1 Введение

Для присоединения внутренних электрических сетей электроустановок к внешним питающим кабельным линиям, а также дли распределения электрической энергии и защиты от перегрузок и короткого замыкания отходящих линий служат вводные (ВУ) или вводно-распределительные устройства (ВРУ).

Вводное устройство (ВУ) - совокупность конструкций, аппаратов и приборов, устанавливаемых на вводе питающей линии в здание или в его обособленную часть.

Вводное устройство, включающее в себя также аппараты и приборы отходящих линий, называется вводно-распределительным (ВРУ).

В данной работе рассматривается панель марки Щ-20 Орб-06-48У3 производства ОАО «Орбита».

10.2 Общие данные

Панель подстанционная вводная Щ20-Орб 06-48 У3 предназначена для ввода электроэнергии от трансформатора, подачи ее на сборный шинопровод, защиты трансформатора при коротких замыканиях и перегрузках сборного шинопровода, для нечастых (до трех в час) оперативных коммутаций.

Панели Щ20 предназначены для комплектования щитов распределительных устройств напряжением 0,4 кВ (РУ-0,4 кВ) подстанций, главных распределительных щитов (ГРЩ) производственных и общественных зданий и для эксплуатации в закрытых помещениях.

Рис. 1. Схема главных цепей

Панель представляет собой каркасную металлическую конструкцию с передней дверью, открытую сзади, сверху и с боков. На рейках внутри панели смонтированы рубильник Р-63 (QS1), автоматический выключатель ВА-53-43(QF1), три трансформатора тока типа ТШП-0.66 (TA1-3) и клеммные наборы для подключения внешних устройств. С помощью автоматического выключателя и рубильника осуществляется включение и отключение трансформатора. В качестве аппаратуры измерения используется измеритель РМ 500 (подключается к трансформаторам тока для контроля тока в каждой фазе и фазам). Измеритель РМ 500 устанавливается на приборной панели сбоку двери. Учет активной и реактивной энергии может быть осуществлен внешними счетчиками, подключаемыми через установленную в панели коробку измерительных зажимов.

Рис 2. Панель Щ-20-Орб. Общий вид

Таб.10.1 Панель вводная Щ20-Орб 06. Технические данные.

Наименование показателя	Значение
Номинальное напряжение, В	380/220
Номинальная частота, Гц	50
Вил системы заземления	TN-C
Номинальное напряжение изоляции, В	380
Номинальный ток панели, А. не более	2000
Номинальный режим работы	продолжительный
Конструктивное исполнение	одностороннего обслуживания
Класс защиты от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.007.0-75	I
Исполнение по способу установки	напольное
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69. ГОСТ 15543.1-89	УЗ
Степень защиты оболочки со стороны фасала по ГОСТ 14254-96	IP20
Габаритные размеры Н х L х В. мм - ПСН. ШКС	2200 х 800(1000) х 600 1750 х 400(800) х 200
Масса панели, кг. не более	320
Срелняя наработка на отказ, ч. не менее	9000
Срок службы, лет	25
Содержание серебра, г	118.4256

.3 Технические данные выключателя ВА 53-43

Для включения и отключения рабочих цепей используется выключатель ВА 53-43. Выключатель ВА 53-43 предназначен для проведения тока в нормальном режиме и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках и недопустимых снижениях напряжения, а также для нечастых (до 6 в час) оперативных включений и отключений электрических цепей и рассчитан для эксплуатации в электроустановках на номинальное напряжение до 440 В постоянного тока и напряжения до 660 В переменного тока частотой 50 и 60 Гц.

Таб. 10.2. Выключатель ВА53-43 334730-ОО УХЛЗ. Технические данные.

Номинальный ток, А	1600; 2000
Номинальное напряжение, В	660
Количество полюсов	3
Расцепитель	электронный/электромагнитный
Количество свободных контактов	1 замыкающий
	2 с ручным приводом
	1 с эл.маг. приводом
Количество дополнительных свободных контактов	2 замыкающих
Дополнительные механизмы	независимый расцепитель
	вспомогательный контакт сигнализации автоматического отключения

Включенный автоматический выключатель в нормальном режиме длительно проводит ток в защищаемой цепи. Если в защищаемой цепи хотя бы одного полюса ток достигает величины, равной или превышающей значения уставки по току срабатывания максимальных расцепителей тока в зоне токов перегрузки или короткого замыкания, срабатывает соответствующий максимальный расцепитель и выключатель отключает защищаемую цепь независимо от того, удерживается ли рукоятка во включенном положении или нет.

Полное время отключения цепи токоограничивающими выключателями в зоне токов короткого замыкания не превышает 0,04 с.

Выключатели ВА53-43 допускают:

Выключатели допускают:

немедленное повторное включение после оперативного отключения при нагрузке номинальным током.

первое повторное включение немедленно после срабатывания выключателя при токе перегрузки и короткого замыкания;

два включения подряд тока перегрузки и короткого замыкания с паузой после отключения не менее 5 мин.

Для выключателей ВА53-43 (токоограничивающего исполнения) максимальными расцепителями тока являются полупроводниковые и электромагнитные расцепители.

Электромагнитные расцепители устанавливаются в каждом полюсе.

Полупроводниковый максимальный расцепитель тока в условиях эксплуатации допускает ступенчатый выбор следующих параметров:

)номинального тока расцепителя;

)уставки по току срабатывания в зоне токов короткого замыкания;

)уставки по времени срабатывания в зоне токов перегрузки;

)уставки по времени срабатывания в зоне токов короткого замыкания;

)уставки по току срабатывания при однофазном коротком замыкании.

.4 Принцип работы электромагнитного привода выключателя

Электромагнитный привод обеспечивает дистанционное управление выключателем, осуществляя включение и отключение его, а также взвод выключателя после его автоматического отключения.

Электромагнитный привод допускает возможность перехода на ручное управление.

Электромагнитный привод выполнен в виде отдельного блока, устанавливаемого над крышкой выключателя. Привод имеет свое основание, на котором смонтирован его механизм. Привод закрывается пластмассовой крышкой. На поверхность крышки сквозь специальное отверстие выведена рукоятка 3 (чертеж 6, рис 3.), указывающая коммутационное положение выключателя при работе привода, а также обеспечивающая возможность ручного управления выключателем при отсутствии напряжения в цепи привода. Основание привода крепится к крышке выключателя посредством шпилек. На основании привода установлен соединитель для присоединения внешних проводников.

- выключатель; 2 - привод электромагнитный; а - ось горизонтальная электромагнитного привода. Рис. 3 Выключатель стационарного исполнения с передним присоединением и с электромагнитным приводом

Кинематическая и принципиальная электрическая схемы представлены на чертеже №6.

Кинематическая схема привода приведена на рис.3. чертежа №6 Привод работает в пульсирующем режиме, как шаговый двигатель. Пульсирующий режим обеспечивают полупроводниковые диоды VD, импульсно подающие напряжение на обмотки электромагнитов. При наличии напряжения на разъеме ХТ3:5 (рис. 1 чертежа №6), отключенный выключатель всегда подготовлен к включению.

При нажатии кнопки "Вкл." цепь ХТ3:5- КТ2 замыкается через замкнутые контакты путевого выключателя S1П и блок-контакт кнопочного выключателя SB1. На обмотку реле KT2 подается напряжение и оно замыкает свой контакт с выдержкой 0.5 секунды. Подается импульсное напряжение на катушки электромагнитного привода YA1 и YA2, приводящие упоры 1 в движение. Под действием электромагнитов и пружины 4 упоры 1 начинают возвратно-поступательное движение со скоростью подачи импульсов, сцепляясь с зубцами рабочего колеса 2, вращая его по часовой стрелке на длину шага h, равного расстоянию между зубцами. Вместе с рабочим колесом вращается металлическая пластина 5 и валик 7, механически связанный с контактами выключателя. В конце хода рабочего колеса металлическая пластина 5 упирается в блок-контакт SП1, действуя на его размыкание, и протекание тока через катушки электромагнитов привода прекращается.

Контакты S2 механически связаны с контактами S1П и S2П. При замыкании/размыкании контактов S2 создается цепь индикации с помощью лампочек HL1 и HL2.

На коробке привода наружу выведена ручка положения контактов выключателя 3. Ручка движется вместе с рабочим колесом. При замыкании контактов выключателя ручка останавливается у отметки «I» («Включено»), при размыкании - у отметки «О» («Отключено»). При отсутствии напряжения в цепи привода, ручкой можно осуществлять замыкание/размыкание контактов вручную.

При нажатии кнопки «Откл» замыкается цепь ХТ3:5- ХТ2:10, через блок-контакт кнопочного выключателя SB2 и замкнутый контакт путевого выключателя привода S2П. Подается напряжение на катушки электромагнитов привода YA1 и YA2, что вызывает работу привода. При этом привод работает так же, как и при включении выключателя.

Взвод выключателя осуществляется автоматическим приводом.

При автоматическом отключении выключателя его контакты вспомогательной цепи S2 замыкаются, через замкнутые контакты путевого выключателя привода S2П подается напряжение на катушки электромагнитов привода YA1 и YA2, что вызывает работу привода.

Диаграмма работы путевых выключателей приведена в таблице 3.

Таб. 10.3. Диаграмма работы путевых выключателей

Положение ручки электромагнитного привода	SП1	SП2
Отключено
Включено

Список используемой литературы

1. 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.

2. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400 с.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов, - 2-е изд., перераб. И доп. / А.А. Васильев, И. П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.: Под ред. А. А. Васильева. - М.: Энергия, 1990. - 608 с., ил.

. Файбисович Д.Л. - Справочник по проектированию электрических сетей. Справочное издание (2-е переработанное и дополненное) под редакцией Файбисовича Д.Л. Изд-во М.: НЦ ЭНАС, 2006 г. 350 стр.

. Электрическая часть электростанций: Учебник для вузов. / Под ред. С.В. Усова. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1987. - 616 с.

. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / Министерство топлива и энергетики РФ, РАО "ЕЭС России". РД 34.20.501-95. - 15-е изд., перераб. и доп. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996. - 160 с.

. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2007. - 648 с.

. Оценка экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике: Методические указания для курсового и дипломного проектирования / ИГЭУ; Сост. А.В. Введенская. - Иваново, 2001. - 71 с.

. ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»

. ОАО “МОСЭЛЕКТРОЩИТ»: «Комплектные токопроводы и шинопроводы. Техническое описание» 2007 г.

. ОАО «ФСК ЕЭС»: «Инструкция по эксплуатации трансформаторов», стандарт организации, 2012 г.

. Баженов И.А., С.И. Марьянова. Режимы работы основного электрооборудования электрических станций: Учебное пособие/ ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2010. - 142 с.

14. Проектирование системы собственных нужд электростанций с учётом требований эксплуатации: Методические указания к самостоятельной работе/ ИГЭУ, кафедра ЭСПДЭ; Сост. О.Н. Калачева, В.М. Лапшин - Иваново, 2010 - 64 стр.

15. ОАО «ФСК ЕЭС»: «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кв. Типовые решения», стандарт организации, 2007 г.

16. Определение затрат на расширение и эксплуатацию ТЭЦ: метод. Указания для выполнение курсовой работы / сост. Н.И. Дюповкин; Иван.энерг.ун-т; Каф. экономики и организации предприятия. - Иваново, 2007. - 20 с.

. Экономика, организация и планирование энергетического производства: Учебник для вузов/С.Л. Прузнер - НГМИ, 1984 - 1662 с.

. ОАО «Холдинговая компания «ЭЛВО»: «Разъединители серии РГ на напряжение 35-500 кВ», каталог, 2011 г.

. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия». 2001 г.

. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». 2001 г.

21. МУ по расчету заземляющих устройств в электроустановках выше 1000 В. Рассказчиков А.В. 1990.

22. МУ Защита от грозовых перенапряжений оборудования электростанций и подстанций. Рассказчиков А.В. 2000.

. Методические указания по выполнению дипломного проектирования для студентов специальности «Электрические станции» / сост. А.В. Рассказчиков; Иван.энерг.ун-т; Каф. электрических станций и диагностики электрооборудования. - Иваново, 2008. - 12 с.

. Электрические аппараты с элегазовой изоляцией / Под редакцией Ю.И. Вишневского - М: Энергия, 2002.3

. РД 153 - 34. 0 - 03. 150 - 00. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

. Прикладные вопросы использования элегаза в промышленности / И. Мазурин, Р. Герасимов, Е. Безбородова - Энерго info, № 1, 2010.- С.10-14.

. Элегазовые выключатели: проблемы, пути модернизации, современное состояние, тенденции развития / Р.М. Сабирлжанов - Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2009.

. Меры безопасности при работе с элегазом / Материал каталога машиностроительного завода «Молния».

. Панели подстационные Щ20-Орб 06. Руководство по эксплуатации, 2007 г.

. Выключатели автоматические типов ВА53-43, ВА55-43, ВА56-43. Техническое описание, 2005 г.

Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт