Проектирование тепловых конденсационных электрических станций

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

135,46 Кб
Опубликовано:

2015-07-11

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 тепловых конденсационных электрических станций

Введение

Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС).

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа - государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

Основными особенностями КЭС являются:

− удаленность от потребителей электроэнергии, так как передача электроэнергии на дальние расстояния к месту потребления более выгодна, чем перевозка низкосортного топлива;

− блочный принцип построения электростанции.

Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

− облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

− упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

− уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

− сокращается объем строительных и монтажных работ;

− уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

− обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40 - 42 %.

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн. кВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны.

1.Электрическая часть

.1 Краткое описание назначения и технических характеристик тепловых турбин

Паротурбинные ТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем. Конденсационные электростанции (КЭС), предназначены только для производства электроэнергии, с установкой на них турбин чисто конденсационного типа. Главное назначение конденсационных турбин обеспечение производства электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС.

Конденсационная паровая стационарная турбина паровая стационарная турбина без регулируемого отбора пара, с отводом пара из последней ступени в конденсатор и предназначенная для выработки механической энергии. Они, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные КЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара.

.2 Выбор типа и мощности турбогенераторов

Выбираем генераторы типов ТФ110-2УЗ,ТВ-125, на основе исходных данных, параметры генератора приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1-Паспортные данные турбогенераторов

Тип	Pн, МВт	S_н, МВ×А	U_н, кВ	сoj	КПД	X_d’’, о.е.	X_d’,о.е.
ТВФ - 110 - 2УЗ	110	137.5	10.5	0,8	98,7	0,153	0,223
ТФ - 125 - 2УЗ	125	156	10.5	0.8	98,7	0,278	0,192

.3Выбор структурной и электрической схем электростанции

электрический тепловой турбина релейный

1.3.1 Выбор вариантов структурной схемы

Для выдачи потока энергии, вырабатываемой на проектируемой электростанции, необходима электрическая сеть. Естественно, что схема выдачи мощности электростанции зависит от напряжения и схемы электрической сети существующей энергосистемы, в которой будет работать проектируемая электростанция. Если проектируется мощная электростанция, то она в свою очередь существенно влияет на дальнейшее развитие сети энергосистемы.

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.

КЭС имеет четыре генераторов мощностью 500 МВт. Для выдачи такой мощности в сеть применяется блочное включение генераторов.

Исходя из исходных данных: величин напряжения и мощности к рассмотрению принимаем два варианта структурных схем:

1) 1-й вариант: 4 блока общей мощностью 470МВт подключим к ОРУ-110кВ, к ОРУ-220 кВ,связь с системой через 2 автотрансформатора связи.

) 2-й вариант: схема с блочными автотрансформаторами, подключенными к ОРУ-110кВ.

Первый вариант.

Рисунок 1.1- Вариант структурной схемы №1

Расчет мощности на собственные нужды электростанции:

(1.1)

P_c_/н.% - нагрузка собственных нужд, %, от установленной мощности блока. Принимается 5 % для КЭС на газомазутном топливе[5];

- установленная мощность блочных генераторов, МВт ;

К_спроса - коэффициент спроса. Принимается 0,85для КЭС на газомазутном топливе.

Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 110 МВт

Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 125 МВт

Суммарная мощность собственных нужд

МВт.

Принята КЭС на газомазутном топливе .

Расчет распределения мощности по обмоткам трансформаторов связи в нормальном режиме.

)Нормальный режим, максимальная нагрузка на распределительном устройстве

(1.2)

3)Аварийный режим - отключение одного блока 125 МВт , подключенного к РУ 110 кВ:

(1.3)

4)Режим минимальных нагрузок - уменьшение нагрузок на 25%

(1.4)

Второй вариант.

Рисунок 1.2- Вариант структурной схемы №2

Перетоки мощности в обоих вариантах структурных схем одинаковы.

На электростанции предполагаются два повышенных напряжения и сети обоих напряжений эффективно-заземленные (110 кВ и 220), то возможны следующие варианты построения структурной схемы. Перетоки мощности в схеме №1с отдельными автотрансформаторами связи (АТС) между РУ ВН и РУ СН и схеме №2с использованием для двух генераторов блочных повышающих автотрансформаторов (АТБ), которые одновременно обеспечивают связь между РУ двух напряжений одинаковы, однако в схеме №2 количество элементов (автотрансформаторов связи) меньше чем в схеме №1,поэтому для дальнейшего расчета принамаем схему №2

1.4 Выбор трансформаторов

1.4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на КЭС

Мощность блочных трансформаторов выбирается из условия выдачи агрегатами всей располагаемой мощности. Мощность турбогенераторов и блочных повышающих трансформаторов согласованы. Так для турбогенератора 125 МВт полная мощность равна 156МВА, мощность блочного трансформатора составляет 200 МВА.

Исходя из этого, выбираем трансформаторы типа ТДЦ ТДЦ - 200000\110. Параметры трансформатора приведены в таблице1.2.

Таблица 1.2 - параметры трансформатора ТДЦ 250000/500

Тип трансформатора	, МВА	, кВ	, кВ	, %	, кВт	, кВт
ТДЦ - 200000\110	200	121	10,5; 15,75	10,5	550	170

1.4.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи КЭС

Выбор автотрансформатора связи производим по перетокам мощности, так как перетоки были подсчитаны в пункте1.3 результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - расчет перетоков мощности

Режим максимальных нагрузок	Режим минимальных нагрузок	Аварийный режим
S = 157.6 МВА	S = 266 МВА	S = 1.35 МВА

Из таблицы видно, что перетоки максимальные в режиме минимальных нагрузок. Мощность автотрансформатора выбираем по максимальному перетоку мощности :

(1.5)

МВА.

- коэффициент перегрузки АТ.

- коэффициент выгодности

Выбираем трехфазный автотрансформатор АТДЦТН - 200000/220-У1. Параметры данного автотрансформатора приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4- параметры автотрансформаторов АТДЦТН - 200000/220-У1



200	230	121	10,5	32	11	20

Проверяем на перегрузочные способности автотрансформатор

(1.6)

Автотрансформатор проходит проверку

Автотрансформаторы работают в автотрансформаторном режиме. В обоих случаях, что при протекании из ВН-СН, СН-ВН в общей обмотки протекает разность токов, а поэтому общая и последовательная обмотка загружена типовой мощностью, что допустимо.

.5 Выбор электрических схем РУ станции

1.5.1 Выбор схемы на 220 кВ.

Для РУ напряжением 220 кВ используются схемы многоугольников. По сравнению с одиночной и двойной системами шин эти схемы позволяет сэкономить одни выключатель, т.е. ячейку РУ с выключателем и всем прочим оборудованием.

При четырех цепях - четырехугольник или квадрат рисунок 1.3

Рисунок 1.3 -Выбранная схема РУ для шин 220 кВ

1.5.2 Выбор схемы на 110 кВ

На напряжение 110 кВ могут применяться те же схемы, что и на 220 кВ. Однако мы не можем применить схему многоугольник, т.к. количество присоединений к данному РУ ограничивается шестью (в нашем случае их 10). Также мы не можем применять схемы без обходной системы шин, т.к. они применяются только на напряжение 35 кВ. Оптимальным вариантом для нашего количества присоединений будет схема с двумя рабочими и обходной системой шин

Данная схема представлена на рисунке 1.4:

Рисунок 1.4 - Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения

.5.3 Выбор схемы на 10 кВ

На КЭС РУ 10 кВ предназначено для питания местных потребителей. Для ошиновки допустимы к выбору следующие варианты: одна рабочая система шинВышеперечисленные варианты могут выполнятся как секционированными, так и нет. Для данной проектируемой станции примем одну секционированную систему шин в силу ее простоты и наглядности,

1.6 Расчет токов короткого замыкания и теплового импульса

.6.1 Расчет токов короткого замыкания

Рассматриваются точки короткого замыкания в ветви каждого генератора, на шинах РУ ВН и РУ СН, а также в системе собственных нужд на шинах 6 кВ и 0,4 кВ. В качестве примера разберем точку КЗ на шинах РУ СН 110 кВ.

Рисунок 1.5 - Исходная схема

Рисунок 1.6- схема замещения в общем вид

1.6.2Короткое замыкание на шинах 110 кВ

Определение параметров схемы замещения.

Выбор базисных условий

кВ; МВА.

Базисный ток определим по формуле:

; (1.7)

где - базисная мощность;

- базисное напряжение

кА.

Базисное сопротивление определим по формуле:

, (1.8)

Ом.

Определение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов для точного приведения.

Коэффициент трансформации определим по формуле:

, (1.9)

где - напряжение со стороны основной ступени;

- напряжение со стороны приводимого элемента;

Определение ЭДС схемы замещения

Система GS:

, (1.10)

где - номинальное напряжение системы;

- ЭДС системы;

- базисное сопротивление

Определение ЭДС генераторов

, (1.11)

Определение сопротивления автотрансформатора

сопротивление высшей обмотки напряжения

, (1.12)

сопротивление средней обмотки напряжения

, (1.13)

сопротивление низшей обмотки напряжения

, (1.15)

сопротивление автотрансформатора

, (1.15)

Сопротивление системы:

, (1.16)

Сопротивления трансформаторов:

, (1.17)

Сопротивление нагрузки:

(1.18)

Сопротивления генераторов:

, (1.19)

Преобразование схемы замещения:е

Рисунок 1.7-итоговая схема замещения

1.6.3 Определение токов в нулевой момент времени от генераторов

Общий ток короткого замыкания:

++++)

Ударный ток КЗ генератора

=(1.20)

для генератора, Ку = 1.983

Ударный ток КЗ системы

=(1.21)

для системы, Ку = 1.85

Ударный ток КЗ нагрузки

(1.22)

для нагрузки , Ку = 1

Таблица 1.6 - Результаты расчета токов КЗ в точке К1.

Источник	, кА	, кА
Генератор G125	1	2,8
Генератор G110	2,62	7,34
Система GS	4,36	11,4
Сумма:	7,4	21,54

Таблица 1.7 - Результаты расчета токов КЗ в точке К2.

Источник	, кА	, кА
Генератор G	11,8	33,042
Генератор G2	6,2	17,3
Система GS	5,87	15,3
Нагрузка 110 кВ, 4х72МВт	3,7	5,2
Сумма:	20.446	66,4

Таблица 1.8 - Результаты расчета токов КЗ в точке К3.

Источник	, кА	, кА
Генератор G1	9,13	25,064
Генератор G2	2,34	6,56
Генератор G3	54,4	152,55
Система GS	9,07	23.73
Сумма:	74,9	207.9

Таблица 1.9- Результаты расчета токов КЗ в точке К4

Источник, кА, кА
Генератор G1	14,2	39,7
Генератор G2	15,8	44,2
Генератор G3	44,3	143,36
Система GS	26	48,1
Сумма:	82,5	312

Таблица 1.10 - Токи короткого замыкания в схеме электроснабжения собственных нужд

Место КЗ	Iп.о.дв кА	Iуд.эд кА	∑Iпо., кА	∑iуд. Макс,кА
Шины6,3кВ бл.	2,33	14,79	14	44,29
Шины 0,4кВ бл.	8,66	23,33	16,93	70,34

.6.4Расчет теплового импульса

Тепловой импульс, , определяется по формуле

(1.23)

где -начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при КЗ в рассматриваемой точке, кА;

- время отключения КЗ, с:

для цепей генераторов ТВФ-125-2У3 выбор аппаратов и проводников производится по наибольшему току КЗ или от генератора, или от остальных источников питания, вместе взятых . Так как P_ном_G> 60 МВт, то t_откл принимается t_откл = 4 с;

для цепей РУ 110 кВ и РУ 220 кВ выбор аппаратов и проводников производится по суммарным токам КЗ от всех источников питания при КЗ на соответствующих сборных шинах, принимается t_откл = 0,2 с.

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Принимается наибольшее значение Т_а источников, подпитывающих место КЗ [7]:

при коротком замыкании в т.К1 Т_а= 02 с;

в т.К2 Т_а = 0,2 с;

- в т.К3 Т_а = 0,4 с;

в т.К4 Т_а = 0,4 с;

Тепловой импульс для цепей РУ 220 кВ

Тепловой импульс для цепей РУ 110 кВ

Тепловой импульс для цепей генераторов 125 МВт

Тепловой импульс для цепей генераторов 110 МВт

Тепловой импульс для шин 6 кВ

Тепловой импульс для шин 0.4 кВ

1.7Выбор и проверка электрических аппаратов

1.7.1Выбор и проверка выключателей и разъединителей

.7.1.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях СН блочных трансформаторов, автотрансформаторов, линейных, обходных и разъединителей ОРУ 110 кВ Предварительно выбирается выключатель типа ВВБК-110-50\3150 и разъединитель РГП-110\2000. Рассчитываются необходимые величины для выбора и проверки выключателя и разъединителя.

Ток генератора в нормальном режиме, А

(1.24)

где S_ном - полная мощность тансфоматора, ВА;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора, В.

Ток утяжеленного режима, А

, (1.25)

На термическую стойкость проверяются коммутационные аппараты по следующим условиям

²_{тер.ном} t_откл≥ В_к, если t_откл≤ t_{тер.ном} , (1.26)²_{тер.ном} t_{тер.ном}≥ В_к, если t_откл≥t_{тер.ном} , (1.27)

где I ²_{тер.ном} - номинальный ток термической стойкости аппарата, кА;

t_{тер.ном} - номинальное время термической стойкости аппарата, с.

Для данного выключателя, так как t_откл>t_{тер.ном} (4> 3), то

. (1.28)

Принимается

Апериодическая составляющая тока КЗ для момента времени , кА

, (1.29)

Нормируемое значение апериодической составляющей тока КЗ для выключателя, кА

(1.30)

где - нормированное содержание апериодической составляющей для выключателя, % , из каталога на данный выключатель .

Выбор и проверка выключателя типа ВВБК-110 - 50\3150, разъединителя типа РГП - 110\2000сводятся в таблицу 1.11.

Выбор и проверка остальных аппаратов будет проводиться по вышеприведенным формулам.

Таблица 1.11 - Выбор и проверка выключателя типа ВВБК-110 - 50\3150, разъединителя типа РГП - 110\2000

Расчётные данные	Параметры выбранных аппаратов
	Выключатель	Разъединитель
	ВВБК-110-50/3150	РГП - 110\2000



		-
		-
		-
		-

Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.

.7.1.2Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВ-125-2У3. Предварительно выбирается выключатель типа HECS-25.3-130/18000 и разъединитель РВК-20/18000-УЗ. Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 - Выбор и проверка выключателя типаHECS-25.3-130/18000, разъединителя типаРВК-20/18000-УЗ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
	HECS-25.3-130/18000	РВК-20/18000-УЗ


		-
		-

Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки

1.7.1.3Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВФ-110-2У3. Предварительно выбирается выключатель типа МГГ-90-900и разъединитель РВПЗ-20/12500.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 - Выбор и проверка выключателя МГГ-10-90-9000 и разъединитель РВПЗ-20/12500

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
	МГГ-10-90-9000	РВПЗ-20/12500


		-
		-

Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.

.7.1.4 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях ВН , автотрансформаторов, линейных, обходных, секционных выключателей и разъединителей ОРУ 220 кВ. Предварительно выбирается выключатель типа ВГТЗ - 220 - 40\2500,разъединительтипаРНДЗ - 220\2000.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.14.

Таблица 1.14 - Выбор и проверка выключателя типа ВГТЗ - 220 - 40\2500, разъединителя типа РНДЗ - 220\2000

Расчётные данные	Параметры выбранных аппаратов
	Выключатель	Разъединитель
	ВГТЗ - 220 - 40\2500	РНДЗ - 220\2000



		-
		-
			-
			-

Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки

1.7.1.5РУ напряжением 10 кВ предназначено для организации питания местных потребителей. Такое РУ исполняется комплектным и комплектуется необходимым электрооборудованием.

Выбираем ячейку КРУ PIX - H-10. Данная ячейка укомплектована: вакуумным выключателемсерии HVX - 10, разъединителемUTX - 10, трансформаторами тока и напряженияMTX - 10

1.7.2 Выбор изоляторов

.7.2.1 Выбор и проверка проходных изоляторов на генераторе напряжении 10.5 кВ. Выбирается изолятор типа ИП-10/10000-42.5УХЛ2.

Максимальный ток, А, определяется по формуле

(1.31)

Расчетная сила, кН, действующая на изолятор, определяется по формуле

, (1.32)

где: iуд - ударный ток трехфазного КЗ, А;

а - расстояние между фазами, принимаем а=1.5 м;- расстояние между изоляторами, м;

k_h - поправочный коэффициент на высоту шины

Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ сводится в таблицу 1.15.

Таблица 1.15- Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ

Расчетные данные	Каталожные данные токопровода ИП-20/10000-3000УХЛ	Условия выбора
U_уст=10кВ	U_ном=10кВ	U_уст£U_ном
I_max=8440.1А	I_ном=10000 А	I_max£I_ном
F_расч=1954.44 Н	F_доп=2000 Н	F_расч£F_доп

.7.2.2 Выбор и проверка подвесных изоляторов для шин РУ 220 и 110 кВ. Выбирается изоляторы типа ЛК-70/110-УХЛ, с U_ном = 110 кВ иЛК-70/220-УХЛс U_ном = 220 кВ.Подвесные изоляторы выбираются пономинальному напряжению: U_уст ≤ U_ном. На механическую прочность подвесные изоляторы не проверяются, так как расстояния между фазами принимаются большими и при выборе полимерных изоляторов механические нагрузки уже учтены.

.8Система измерения на электростанции. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока (ИТТ) и напряжения (ИТН)

.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений удобных для измерения, а так же для отделения цепей измерения и автоматики от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:

− По номинальному напряжению ;

− По номинальному току ;

− По конструкции и классу точности.

Проверка осуществляется:

− По электродинамической стойкости ;

− По термической стойкости ;

− По вторичной нагрузке ;

Для проверки трансформаторов по вторичной нагрузке необходимо составить перечень подключаемых приборов в зависимости от цепи. Перечеь приборов представлен в таблице 1.15.

Таблица 1.16 - - Перечень приборов

Цепь	Приборы			Тип		Нагрузка по фазам, ВА
						А	В		С
Генераторы Статор	Амперметр			Э - 378		0,1	0,1		0,1
	Ваттметр			Д - 305		0,5	-		0,5
	Варметр			Д - 305		0,5	-		0,5
	Счетчик активной энергии			ЦЭ6805В		1	1		-
	Датчик активной мощности			E - 748		1	-		1
	Датчик реактивной мощности			E - 849 - М1		0,2	-		0,2
	Регистрирующий ваттметр			Н - 394		10	-		10
	Регистрирующий амперметр			Н - 348		-	10		-
	Итого:					13,3	11,1		11,4
Генераторы Ротор	Амперметр			Э - 378		0,1	0,1		0,1
	Регистрирующий амперметр			Н - 348		-	10		-
	Итого:					0,1	10,1		0,1
автотрансформаторы		Амперметр	Э - 378		0,1			0,1		0,1
		Ваттметр	Д - 305		0,5			-		0,5
		Варметр	Д - 305		0,5			-		0,5
		Итого:			1,1			0,1		1,1
Блочные трансформат		ВН: Амперметр	Э - 378		0,1			0,1		0,1
Линии 10 кВ		Амперметр	Э - 378		0,1			0,1		0,1
		Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В		1			1		-
		Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811		0,3			-		0,3
		Итого:			1,4			1,1		0,4

.8.2Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи генераторов

Комплектный пофазно - экранированный провод ТЭКНЕ - 20 - 10000 - 300 комплектуется трансформатором тока ТШ-20-10000/5. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице 1.16

Таблица 1.17- Параметры трансформатора тока ТШ-20-10000/5

Тип трансформатора				Класс точности
ТШ-20-10000/5	20	10000	5	0,5	1,2	300

Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо составить перечень приборов, подключаемых к данному трансформатору. Перечень приборов представлен в таблице.

Проверка на электродинамическую стойкость

Проверка на термическую стойкость

(1.33)

Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке:

Определение расчетной вторичной нагрузки

, (1.34)

Определение сопротивления приборов

(1.35)

где - суммарная мощность всех приборов .

Для соединения приборов с трансформатором тока принимаю кабель АКВРГ с жилами 4 мм²

, (1.36)

Где - удельное сопротивление алюминиевого провода;

l= 40 - расчетная длина соединительных проводов, м.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, тогда

1.8.3 Выбор измерительных трансформаторов тока на шинах 110 кВ

Выбирается трансформатор ТГФ - 110 - 1500\5

Таблица 1.18 - Параметры трансформатора тока ТГФ - 110 - 1500\5

Каталожные данные

Z₂=r₂=0.915

Z₂_ном=2.4

Трансформатор токаТГФ - 110 - 1500\5прошёлпо всем критериям

Выбор всех трансфоматоров тока приведен в таблице 1.19

Таблица 1.19-трансформаторы тока

Цепь	Тип						Класс точности
Гене-раторы	ТШ-20-10000/5		20		1000	5	0,5		1,2			300
Автотрасформатры	ТРГ - 220\1000		20		1200	5	0,5		1,2			160
Линии 10 кВ	Встроенный в КРУ		10		5000	5	0,5		1,2			300
Линии 110 кВ	ТРГ - 110\1500		110		1500	5	0,5		2,4			160
Линии 220 кВ	ТРГ - 220\1000		220		1200	5	0,5		1,2			160
Шиносоединительный выключатель	ТРГ - 110\1500		110		1500	5	0,5		2,4			160
Секционный выключатель	ТРГ - 110\1500		110		1500	5	0,5		2,4			160
Обходной выключатель	ТРГ - 110\1500		110		1500	5	0,5		2,4			160
Сборные шины 110 кВ		ТРГ - 110\1500		110	1500	5		0,5		2,4	160
Сборные шины 220 кВ		ТРГ - 220\1000		220	1200	5		0,5		1,2	160
Блочные трансфор-маторы		ТРГ - 110\1500		110	1500	5		0,5		2,4	160

.8.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

В комплектном экранированном токопроводе ТЭНЕ-20ТЕКН-П-24установлены трансформаторы напряжения ЗНОМ- 20, соединенных в звезду. Проверка трансформатора напряжения

Таблица 1.20 выбор ТН

Расчётные данные	Каталожные данные

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения.

Таблица 1.21

Прибор	Тип	S одной обмотки В*А	Число обмоток	соsφ	siп φ	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q,В*А
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Датчик активной мощности	E-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-8ЗQ	10	-	1	0	1	10	-
Счетчик активной энергий	И-680	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9.7
Ваттметр регистрирующий	H-348	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистрирующий	H-344	10	1	1	0	1	10	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	-
Итого							71	9,7

Вторичная нагрузка

(1.37)

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель КВВГ сечением жил 2.5 мм² по условию механической прочности.

Трансформаторы напряжения ЗНОМ 20 прошли по всем критериям.

Аналогичным образом были выбаны ТН на РУ 110 кВ - НКВА-110-83 У1,на РУ 220 кВ - НАМИ-220-58 У1, на РУ 10 кВ - ЗНОЛ.10-10У

.9 Выбор и проверка токоведущих частей

1.9.1 Выбор и проверка комплектного пофазноэкранированного токопровода в цепи генераторов ТВФ-110-2У3 и ТФ-125 .Предварительно выбирается токопровод типа ТЭНЕ-20-8000-560. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.21

Таблица 1.22- Выбор и проверка токопровода типа ТЭНЕ-20-8000-560

Расчетные величины	Сравнение	Номинальные параметры токопровода
	<
	<	I_ном=8000 А
I_утяж=7958А	<	I_ном=8000 А
i_уд=312 кА	<	i_дин=560 кА
	<

Данный токопровод комплектуется следующим оборудованием:

− трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-10;

− встроенный трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5;

− тип опорного изолятора ОСК 8-10-А01-1 УХЛ1.

Отпайка к трансформатору собственных нужд выполняется тем же комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Предварительно выбранный токопровод удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

.9.2 Выбор и проверка токопроводов 110 кВ

В РУ 35 кВ и выше вся ошиновка выполняется проводами АС.

Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения блока генератор-трансформатор. Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей чем мощность генератора поэтому Iнорм= Imax

Ток нормального режима в шинах

(1.38)

Принимаем сталеалюминиевый провод марки АС-600/72,I_доп=1050 А,

Проверка провода по допустимому току

Проверка на термическое воздействие не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка проводов на схлестывание не производится т.кIпо>20кА

Проверка по условию короны не производится т.к согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ минимальное сечение 70 мм²

1.9.3Выбор и проверка токопроводов 220 кВ

.9.3.1В РУ 35 кВ и выше вся ошиновка выполняется проводами АС.

Сечение сборных шин выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах

Ток утяжеленного режима в шинах

(1.39)

Принимаем 2 сталеаллюминиевых провода марки:

АС-240/32,I_доп=605А,D=21.6 r0=17

Проверка провода по допустимому току

Проверка по условию короны.Начальная критическая напржённость, при максимальном значении которой возникает коронный разряд:

(1.40)

Напряжённость электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

(1.41)

линейное напряжение [кВ]

среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см

Условие проверки по короне:

1.9.3.2 Токоведущие части от выводов автотрансформатора 220кВ до сборных шин выполняется гибкими токопроводами.

Их сечение выбирается по экономической плотности тока.

Номинальный ток токопровода

Сечение токопровода

(1.42)

Принимаем 2сталеаллюминиевых провода маркиАС-240/32,I_доп=1210 А.

Проверка по допустимому току

.9.4 Сечения линий связи с энергосистемой

.9.4.1.В практике проектирования принято, чтобы при работе всех отходящих от станции линий, а также при отключении любой из них должна обеспечиваться выдача всей располагаемой электростанцией мощности при нормальном уровне устойчивости системы и надлежащем качестве электроэнергии у потребителей. Для определения количества и сечения линий связи необходимо определить активную мощность, передаваемую по ним в систему с учетом дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

=239 МВТ (1.42)

=266 МВА (1.43)

==2.3, (1.44)

где Р_л- пропускная способность линии, при Lo=70км.

- максимальная мощность, отдаваемая в систему.

Так как требования к проектированию КЭС, не разрешают проектировать связь с системой одноцепными линиями, принимаем.

Ток нормального режима в линии

(1.45)

Минимальное сечение, исключающее коронирование для РУ 220 кВ 2 сталеалюминиевых провода маркиАС-240/39. Исходя из этого принимаем 2 сталеалюминиевых провода марки АС-330/27,I_доп=730 А.

Проверка провода по допустимому току

1.9.5 Выбор и проверка ЛЭП 110кВ

Для питания местной нагрузки от шин 110 кВ выбираем сталеалюминиевые провода. Принимаем сечение по допустимому току, равной току наиболее мощного присоединения на нагрузке.

(1.46)

Принимаем сталеалюминевый провод марки АС-125/191,I_доп=450 А,

Проверка провода по допустимому току

Проверка проводов на эсхлестывание не производится т.кIпо>20кА

1.9.6 Ошиновки на КРУ 10 кВ

Сборные шины и ошиновка выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения, укрепленными на опорных изоляторах.

Выбор сборных шин по допустимому току производится путем определения максимального тока I_max проходящего через шины при наиболее неблагоприятных эксплуатационных режимах, и сравнения его с допустимым током I_доп. Чтобы температура проводника не превышала допустимого значения, наибольший рабочий ток присоединения не должен превышать допустимого значения, т.е.

где I_доп - допустимый ток выбранного сечения шин с учетом расположения шин на изоляторах и действительной температуры окружающей среды, А;

I_max - максимальный ток, проходящий через шины, А.

(1.47)

(1.48)

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения 150х65х7.

Проверка выбранных шин

1.9.7 Выбор кабелей на нагрузку на КРУ 10 кВ

Кабели выбирают:

− по напряжению установки

− по конструкции

− по экономической плотности тока

− по допустимому току

Выбираем ток по нагрузке на одно присоединение на КРУ

P_наг=12 МВт

(1.49)

экономическое сечение кабеля

(1.50)

Выбираем 2 кабеля на одну фазу.марки АПвВ, 10 кВ, одножильный.

Определяем экономическое сечение, мм²:

По условиям монтажа принимаем два кабеля по 400 мм ², I_{доп,ном}=830А. Поправочный коэффициент на температуру воздуха по табл. [1] = 0,93, тогда длительно допустимый ток на два кабеля:что меньше

1.10 Проектирование системы электроснабжения собственных нужд КЭС

Принимается 5 секций распределительного устройства собственных нужд (РУСН) 10 кВ с блочной электрической связью на генераторном напряжении, т.к. 5 котлов.

.10.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность собственных нужд, МВА, определяется по формуле

(1.51)

где P_c_.н - нагрузка собственных нужд, %, от установленной мощности;

Р_уст - установленная мощность генераторов, имеющих поперечную связь, кВт ;

К_спроса - коэффициент спроса

Ближайшая стандартная мощность S_ном.т = 6300 кВА.Выбираем трансформатор ТМНС - 6300/10

Его параметры приведены в таблице 1.23.

Таблица 1.23 - Параметры трансформатора типа ТМНС - 6300/10

Тип	S_ном, кВА	U_ВН, кВ	U_НН, кВ	Р_Х, кВт	ΔР_кз,,кВт	U_k, %
ТМНС - 6300/10	6300	10	6,3	12	60	8	0,75

Мощность собств. нужд 0,4 кВ принимается равной 10% от S_с.н[7]

Мощность потребителей, питающихся от шин 0,4 кВ с.н. :

(1.52)

Принимается ТСН 10/0,4 типа ТСЗ-630/6. Его параметры приведены в таблице 1.24.

Таблица 1.24 - Параметры трансформатора типа ТСЗ-630/6

Тип	S_ном, кВА	U_ВН, кВ	U_НН, кВ	Р_Х, кВт	ΔР_хх,кВт	U_k, %	I_х, %
ТСЗ-630/6	630	6	0,4	6.7	33.5	7.5	1

Так как блоки имеют генераторные выключатели и число блоков >4, то принимается к установке один резервный трансформатор той же мощности, что и рабочие. Он подключается к РУ 110 кВ. Выбирается резервный ТСН типа ТДН - 6300/110. Его параметры приведены в таблице 1.25.

Таблица 1.25 - Параметры трансформатора типа ТДН - ТДН - 6300/110

Тип	S_ном, кВА	U_ВН, кВ	U_НН, кВ	ΔР_Х, кВт	ΔР_К,кВт	U_k, %	I_х, %
ТДН - 6300/110	6300	115	6,6	14	58	10.5	0.9

.10.4 Выбор и проверка токопроводов с.н.

.10.4.1 Выбор и проверка сборных шин 0,4 кВ. Предварительно выбираются алюминиевые однополосные шины с сечением 800мм²cI_доп= . Выбирается расположение шины на изоляторе плашмя.

Проверяется выполнение условия (1.25)

А < 1480 А, условие (1.25) выполняется.

Минимальное сечение по термической стойкости

Выбранное сечение

Проверяется выполнение условия (1.25)

мм²>352,6 мм² - условие выполняется

Проверка шин на электродинамическую стойкость

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия

(1.53)

Определим напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента. Расстояние между опорными изоляторами «l» принимается 1.5 м.

Напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(1.54)

где i_У - ударный ток при трехфазном коротком замыкании;

l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м (рекомендуется l = 1-1,5 м);

а - расстояние между фазами (рекомендуется а = 0,6-0,8 м);

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³.

Проверяется выполнение условие

(1.55)

где - напряжение в материале шин, МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента;

- допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа; для алюминиевых шин =40 МПа.

.206МПа < 40 МПа , условие выполняется.

.10.4.2 Выбор и проверка сборных шин 6 кВ. Предварительно выбираются алюминиевые однополосные шины с сечением 480мм²cI_доп= . Выбирается расположение шины на изоляторе плашмя.

Проверяется выполнение условия (1.25)

,59 А <1150 А, условие (1.25) выполняется.

Минимальное сечение по термической стойкости

Выбранное сечение

Проверяется выполнение условия (1.25)

мм²>189,5 мм² - условие выполняется

Проверка шин на эектродинамическую стойкость

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия

(1.56)

Напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(1.57)

где i_У - ударный ток при трехфазном коротком замыкании;

l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м (рекомендуется l = 1-1,5 м);

а - расстояние между фазами (рекомендуется а = 0,6-0,8 м);

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³.

Проверяется выполнение условие

(1.58)

.23МПа < 40 МПа , условие выполняется.

.10.5 Выбор и проверка кабелей в цепях с.н.

Выбор кабелей в цепях с.н. (6 кВ)

Сечение кабеля выбираем по экономической плотности тока:

(1.59)

Где - экономическая плотность тока, для Тм более 5000 ч ), .

n - число отходящих линий.

Полученное расчетное сечение кабеля округляется до ближайшего большего стандартного. Выбирается одножильный кабель с алюминиевой жилой, сечением 120 мм².

.10.5.1 Выбор кабелей в цепях с.н. (0,4 кВ)

Сечение кабеля:

Полученное расчетное сечение кабеля округляется до стандартного. Выбирается одножильный кабель с алюминиевой жилой сечением 180 мм²

Параметры выбранных кабелей сведены в таблицу 1.26.

Таблица 1.26- Параметры кабелей

Марка кабеля	Номинальное напряжение	Сечение токопроводящей жилы,	Допустимый длительный ток,А
ААБв-6-1×120	6	120	295
ААБв-0,4-1×180	0,4	180	340

.10.5.2 Проверка кабелей на термическую стойкость

.10.5.3 Проверка кабелей 6 кВ

Минимальное сечение по термической стойкости :

(1.60)

где

Проверка условия:

, (1.61)

Условие выполняется.

.10.5.4 Проверка кабелей 0,4 кВ

Минимальное сечение по термической стойкости:

Условие выполняется.

1.10.5.5 Проверка кабелей по длительно допустимому току

.10.5.6 Проверка кабелей 6 кВ

Длительно допустимый ток , А

(1.62)

, (1.63)

где - аварийный ток перегрузки, А

К₁-коэффициент зависит от температуры, при Т⁰=15⁰С, принимаем его равным 1;

K₂ - коэффициент, зависящий от количества прокладываемых рядом кабелей, принимаем его равным 0,75;[5]

К₃-поправочный коэффициент напряжение кабеля, принимаем его равным 1,05.[5]

(1.64)

,31 А ≥ 145,4 А - условие выполняется, значит кабель проходит по длительно допустимому току.

.4.2 Проверка кабелей 0,4 кВ

Длительно допустимый ток:

267,75 А ≥ 229,01 А - условие выполняется, значит кабель проходит по длительно допустимому току.

.10.6 Выбор и проверка автоматического выключателя в цепи НН 0.4 кВ. Предварительно выбирается автоматический выключатель типаBB/AST 10/1600. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.27

Таблица 1.27 - Выбор и проверка автоматического выключателя типа BB/AST 10/1600в цепи НН ТСН

Расчетные данные	Данные автоматического выключателя BB/AST 10/1600	Проверка
U_уст = 0,4кВ	U_ном = 10кВ	0,4<10
		<1600
		27,13<37,5
		27,13<37,5
		70,34<120
		1029,58<4218,75

Предварительно выбранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

.10.6.1 Выбор и проверка автоматического выключателя в цепи НН 6 кВ. Предварительно выбирается автоматический выключатель типа ВВЭ-10-20/1000У3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.28.

Таблица 1.28 - Выбор и проверка автоматического выключателя типа ВВЭ-10-20/1000У3 в цепи 6 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВВЭ-10-20/1000У3	Проверка
U_уст = 6кВ	U_ном = 10кВ	6<10
Ic=916,59 А	I_ном = 1000А	916,59<1000
I_пt = 14 кАI_{отк.ном.}= 20 кА14,6<20
I_по =14 кА	I_дин =20 кА	14,6<20
i_у = 44,29 кА	i_дин = 52 кА	46,02<52
В_к=297,31 кА²с	I_терм.²·t_терм.=20²·3=1200 кА²·с	328,19<1200

Предварительно выбранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

.10.6.2 Выбор и проверка разъединителя в цепи НН 6 кВ. Предварительно выбирается разъединитель типа РВФЗ - 6/1000. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.29.

Таблица 1.29 - Выбор и проверка разъединителя типа РВФЗ - 6/1000

Расчетные условия	Данные разъединителя РВФЗ - 6/1000	Проверка
		6 = 6
		< 1000
		14,6< 100
		14,6< 40
		46,02< 100
		328,19< 6400

.10.7 Выбор и проверка опорных и проходных изоляторов для сборных шин 6 кВ. Предварительно выбирается опорный изолятор типа И16-80 УХЛ3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.30

Таблица 1.30- Выбор и проверка опорного изолятора типа И16-80 УХЛ3 для шин 6 кВ

Расчетные величины	Срав-ие	Ном. параметры изолятора
	<
	<

Предварительно выбранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.

.10.7.1 Выбор и проверка опорных и проходных изоляторов для сборных шин 0,4 кВ. Предварительно выбирается опорный изолятор типа ИО-6-3,75 У3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.30.

Таблица 1.31- Выбор и проверка опорного изолятора типа ИО-6-3,75 У3 для шин 0.4 кВ

Расчетные величины	Срав-ие	Ном. параметры изолятора
	<
	<

Предварительно выбранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.

.10.7.2 Выбор и проверка проходных изоляторов для сборных шин 6 кВ. Предварительно выбирается проходной изолятор типа ИП-10/1000-750 УХЛ1. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.31.

Таблица 1.32- Выбор и проверка походного изолятора ИП-10/1000-750 УХЛ1 для шин 6 кВ

Расчетные величины	Срав-ие	Ном. параметры изолятора
	<
	<

Предварительно выбранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.

1.10.7.3 Выбор и проверка проходных изоляторов для сборных шин 0,4 кВ. Предварительно выбирается проходной изолятор типа ИП-10/5000-4250 УХЛ1,. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.33.

Таблица 1.33- Выбор и проверка походного изолятора ИП-10/5000-4250 УХЛ1, для шин 0,4 кВ

Расчетные величины	Срав-ие	Ном. параметры изолятора
	<
	<

Предварительно выбранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки..

.10.8 Выбор и проверка ИТТ для цепи ТСН на стороне 6 кВ. Перечень приборов и их потребляемая мощность приведена в таблице 1.34.

Таблица 1.34 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	ИТС-Ф1	6	6	6
Ваттметр	ЦЛ2134	2	2	2
Варметр	Д335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	Е-829	-	1	-
Счётчик реактивной энергии	Е-830	-	1	-
Итого:		8,5	10	8,5

Предварительно выбирается ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II. Его выбор и проверка сводится в таблицу 1.35.

Таблица 1.35- Выбор и проверка ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II для цепи ТС

Расчетные данные	Каталожные данные	Проверка
U_уст=6кВ	U_ном=35кВ	6<35
I_max=481,23 А	I_ном=1000 А	481,23<1000
i_у=44,29 кА	i_дин=125 кА	44,29<125
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5	0,5=0,5
S₂=10 ВА	S_2н=I_2н²×r=5²×30=750 ВА	10<750
В_к=297,31кА²с	I²_тер·t_тер =49²·3=7203 кА²с	297,31 <7203

ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

.10.8.1 Выбор и проверка ИТН шин 6 кВ собственных нужд. Предварительно выбираются три ИТН типа ЗНОЛ.06-6. Вторичная нагрузка ИТН сводится в таблицу 1.36.

Таблица 1.36 - Определение вторичной нагрузки ИТН шин 6 кВ с.н.

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА
		А	В	С
Ваттметр	ЦЛ2134	2	2	2
Варметр	Д335	0,5	-	0,5
Счетчик активной мощности	Е-829	-	1	-
Счетчик реактивной мощности	Е-830	-	1	-
Вольтметр	Э-335	2	2	2
Частотомер	Ф-5137	1	1
Итого:		5,5	7	5,5

Предварительно выбирается три ИТН типа ЗНОЛ.06-6. Выбор ИТН типа ЗНОЛ.06-6 сводится в таблицу 1.36.

Таблица 1.37 - Выбор и проверка ИТН типа ЗНОЛ.06-6 с учетом класса точности 0,5

Расчетные данные	Каталожные данные ТН	Проверка
U_уст=6кВ	U_ном=6кВ	6=6
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5	0,5=0,5
S_2нагр=7 ВА	S_2ном=50 ВА	7<50

Предварительно выбранный ИТН удовлетворяет всем условиям выбора.

.10.9 Выбор предохранителей

Для защиты трансформатора напряжения по номинальному напряжению выбираем предохранитель марки ППН-6/50-630.

Расчетные и данные предохранителя представлены в таблице 1.38.

Таблица 1.38- Выбор предохранителя марки ППН-6/50-630.

Расчетные данные	Данные предохранителя
U_уст = 6 кВ	U_ном = 6кВ
I_max =916,5 А	I_{номплвс}=2000 А
Iпо=14 кА	Iотк.ном.=50 кА

2. Проектирование релейной защиты станции

Разработка релейная защита резервного трансформатора СН ТДН-10000/110/10, асинхронного электродвигателя А4-450Х-4МУЗ, РУ СН 6кВ, генератора ТВФ-110

В измерительных цепях применены трансформаторы тока ТШ-20 10000/5,ТОЛ-10 200/5,ТВТ-110 300/5, ТШЛ-10 3000/5, трансформаторы напряжения НТМИ-6, микропроцессорный терминал «Сириус-ГС», полупроводниковые статические реле тока РС80М-1, РТЗ-51, дифференциальные реле РСТ-15, реле напряжения РН -01Е, реле РС80- АВР, газовое реле BF-50/Q.

В защите ТСН применены автоматы ВА57-43, предохранители ПКТ 10.

Построена карта селективности и проверена чувствительность защит.

В оперативных цепях применены промежуточные реле РП23, реле времени ВЛ-6U, указательное реле РЭУ-11-20, звуковая и световая сигнальная арматура.

.1 Расчет защиты генератора на микропроцессорном терминале «Сириус - ГС»

.1.1 Продольная дифференциальная защита генератора выполняется на микропроцессорном терминале «Сириус-ГС» [5] производства ЗАО «Радиус Автоматика» (г. Зеленоград)..

Продольная дифференциальная защита (ДЗ) является основной защитой генератора и относится к защитам с абсолютной селективностью. В зону действия этой защиты входит вся статорная обмотка и выводы защищаемого синхронного генератора. Продольная ДЗ работает без выдержки времени. Это уменьшает разрушения в генераторе при междуфазных к.з., обеспечивает устойчивость параллельно работающих синхронных машин и минимизирует длительность переходного процесса в сети. «Сириус-ГС» обеспечивает реализацию всех токовых защит генератора, в том числе выполнение продольной ДЗ.

.1.2 Расчет параметров характеристики продольной ДЗ

Выполняем построение первого и третьего участков характеристики продольной ДЗ. На первом участке характеристика продольной ДЗ в области токов торможения защиты меньше IG.ном., коэффициент торможения принимают равным КТ = 0, и продольная ДЗ работает без торможения. В этом случае ток срабатывания продольной ДЗ определяется из выражения при КТ = 0

(2.1)

Такая уставка обеспечивает высокую чувствительность защиты при:

вводе генератора в работу;

внутренних междуфазных к.з. в генераторе, работающем на нагрузку.

Значение Ipaб.min определяется из выражения :(2.2)

(2.2)

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока ДЗ;

- коэффициент, учитывающий дополнительную погрешность трансформаторов тока в переходном процессе;

- полная погрешность трансформаторов тока;

- приведенная погрешность измерения токов терминалом «Сириус - ГС»;

- технологический запас.

На втором участке характеристики продольной ДЗ максимальная погрешность трансформаторов тока ε = 10%. Определим значение коэффициента торможения КТ2 для второго (наклонного) участка характеристики: (2.3)

(2.3)

Принимается

На третьем (наклонном) участке характеристики погрешность трансформаторов тока продольной ДЗ не превышает 30% с учетом влияния тока апериодической составляющей при внешнем междуфазном к.з. Определим коэффициент торможения третьего участка характеристики защиты :

(2.4)

Принимаем КТ2 = 0.45

Ток начала торможения для третьего (наклонного) участка характеристики:

Чувствительность продольной ДЗ проверяется при двухфазном КЗ на верхних выводах защищаемого генератора (в режиме одиночно работающего генератора на холостом ходу) и в режиме самосинхронизации по выражению (2.5)

(2.5)

Таблица 2.1 - Карта уставок защит

Тип защиты	Наименование уставки	Значение уставки
Защита асинхронного двигателя
Защита от междуфазных КЗ		658 А
Защита от перегрузки		112 А
Защита от замыканий на землю		0.5 А
Защита от понижений напряжения		3471 В
		9 с
Защита генератора
Продольная дифференциальная защита		857 А
Защита резервного ТСН
Дифференциальная защита		214А
АВР
АВР на секционном выключателе		25 В
		2 с
		70 В
		0,5 с

3. Технико-экономическое обоснование проекта

Установленная мощность проектируемой станции составляет 470 МВт и состоит из 4 блоков: 2х110 МВт 2х125 МВт;

Район расположения: г. Ижевск;

Тариф на оптовую покупку электрической энергии: ;

Районный коэффициент на заработную плату: 1,15;

Стоимость топлива по району (газ): 3432руб/т.

.1 Определение капитальных вложений

.1.1 Первоначальные капиталовложения

В технико-экономических расчетах капитальные вложения в строительство объектов рассчитываются по укрупнённым показателям стоимости (УПС).

Таблица 3.1 - Капиталовложение в блоки, установленные на КЭС

Наименование блока	Капиталовложение в блок
	В первый млн.руб.	В последующий млн.руб.
К-110-130, 670 т/ч	60	31,5

Капитальные вложения в КЭС по укрупнённым показателям стоимости составляют

(3.1)

где -капиталовложения в первый блок;

- капиталовложения во второй блок;

n - количество блоков;

- коэффициент, учитывающий район сооружения, для Саратовской области равен 1;

- коэффициент, учитывающий вид топлива, для ТЭЦ, работающей на газе и мазуте, равен 1;

- коэффициент учитывающие инфляцию посредством коэффициента переоценки стоимости основных средств в рассматриваемом или прогнозируемом году;

.1.2 Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются по формуле (3.2)

(3.2)

где - норма амортизационных отчислений;

.2 Определение численности персонала КЭС и заработной платы

.2.1 Определение численности персонала КЭС

Определяется общая списочная численность рабочих станции, человек

(3.3)

где - численность эксплуатационных рабочих станции, определяется по формуле (3.4);

- численность ремонтного персонала, определяется по формуле (3.4);

(3.4)

где

- удельная численность эксплуатационных рабочих станции, в зависимости от количества блоков одной мощности; при 4 блоках мощностью 110,125 МВТ ;

Численность эксплуатационных рабочих станции

(3.5)

где

- удельная численность ремонтных рабочих станции, в зависимости от количества блоков одной мощности; при 2 блоках мощностью 110 и 2 блока 125МВТ ;

Тогда общая списочная численность рабочих станции, определяемая по формуле (3.3)

3.2.2 Планирование фонда оплаты труда

Определяется заработная плата за год

(3.6)

где - средняя заработная плата;

.3 Расчет выработки электрической энергии

Рисунок 3.1 -Суточный график нагрузки

Определяется общий объем выработки электрической энергии

(3.7)

где - мощность i - ступени графика, МВт;

- продолжительностьi-ой ступени, ч ;

- число суток в году;

Определяется объём электроэнергии отпущенной в сеть

(3.8)

где n = 7% - ориентировочная мощность собственных нужд;

.4 Калькуляция себестоимости отпущенной энергии

.4.1 Издержки на топливо

Издержки на топливо определяются по формуле (4.9)

(3.9)

где -годовой расход условного топлива;

- цена условного топлива, равна 2984руб./т.у.т (без учёта НДС);

- потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, равны 0,5%;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии

(3.10)

где -средние удельные расходы условного топлива на 1 кВт^.ч, равны 331 г / кВт^.ч;

- годовая выработка электроэнергии, из предыдущего расчета принимается равной кВт^.ч;

Тогда средние удельные расходы

Тогда издержки на топливо по (4.9)

3.4.2 Расходы на ремонт оборудования

Расходы на ремонт оборудования определяются по формуле (3.12)

(3.12)

где - норма затрат на ремонт оборудования и передаточные устройства (упрощено примем 6,05%).

- капиталовложения в машины и оборудование.

.4.3 Отчисления на страхование имущества

Отчисления на страхование имущества определяются по формуле (3.13)

(3.13)

3.4.4 Затраты на ремонт зданий и сооружений

Расчет затрат на ремонт зданий и сооружений производится по формуле (3.14)

(3.14)

.4.5 Общепроизводственные затраты

Определение общепроизводственных затрат осуществляется по выражению (3.15)

(3.15)

.4.6 Налог на имущество

Определяется по формуле (3.16)

(3.16)

.4.7 Водный налог

Расчет водного налога производится по формуле (3.17)

(3.17)

3.4.8 Прочие расходы

Рассчитываются по выражению (3.18)

(3.18)

.4.9 Суммарные затраты

3.4.10 Себестоимость вырабатываемой энергии

Определяется по формуле (3.19)

(3.19)

.5 Определение эффективности инвестиционного проекта

.5.1 Стоимость реализации электроэнергии

Определяется по формулам (3.20) и (3.21)

(3.20)

(3.21)

.5.2 Балансовая прибыль

Балансовая прибыль определятся по выражению (3.22)

(3.22)

.5.3 Чистая прибыль

Определяется по (3.23)

(3.23)

.5.4 Рентабельность

Расчет производится по формуле (3.24)

(3.24)

3.5.5 Срок окупаемости проекта

Определяется по выражению (4.26)

(3.25)

Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели

Наименование показателей	Ед. изм.		Сумма
Первоначальные капитальные вложения	млн. руб.
Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов реновацию основных производственных фондов	млн. руб.
Фонд оплаты труда	млн. руб.		189,300
Вырабатываемая электроэнергия в год	кВт·ч		3626,5·
Издержки на топливо	млн. руб.		3598,7
Страховые взносы во внебюджетные фонды	млн. руб.		57,547
Затраты на ремонт электрооборудования	млн. руб.		227,851
Страхование имущества	млн. руб.		8,233
Затраты на ремонт зданий и сооружений	млн. руб.		16,61
Общепроизводственные затраты		млн. руб.	54,82
Прочие расходы		млн. руб.	5,679
Налог на имущество		млн. руб.	120,604
Водный налог		млн. руб.	30,894
Суммарные затраты		млн. руб.	4518,55
Себестоимость электроэнергии		руб/кВт·ч	1,246
Прибыль		млн. руб.	1002,22
Налог на прибыль		млн. руб	801,95
Установленная мощность станции		МВт	470
Блок К-110-130, 670 т/ч ПТ - 80-130		шт.	4
Трансформаторы связи АТДЦТН-250000/220/110-75У1		шт.	2
Трансформаторы блоков ТДЦ-200000/110 125000/110		шт.	2
Общая численность персонала		чел	686

4. Микротурбогенераторы для распределенных энергетических систем

Одна из таких технологий малой энергетики базируется на применении микротурбин Capstone.

При производстве электроэнергии непосредственно в местах потребления или близко к ним полностью устраняется или существенно снижается потребность в сетевой инфраструктуре и связанные с ней затраты. Сегодня капитальные затраты на получение 1 кВт электроэнергии с помощью микротурбин стали сравнимы с традиционными решениями - большими электростанциями. Одновременно с этим системы на базе микротурбин имеют целый ряд преимуществ. Затраты на их эксплуатацию значительно меньше, и себестоимость собственной электроэнергии оказывается существенно ниже сетевой. Кроме этого, установки на базе микротурбин очень компактны и в то же время легко масштабируются, не требуют долгосрочного строительства, прокладки дорогостоящих сетей. Ввод в эксплуатацию осуществляется в течение нескольких недель или месяцев, а не длится годами. Стоимость одной микротурбины сравнима со стоимостью прокладки одного километра электрических сетей. При использовании микротурбин улучшается качество и непрерывность энергоснабжения, появляется возможность резервирования и гибкого наращивания мощностей, достигается практически абсолютная надежность при использовании кластеров (групп) турбин, когда выход из строя одной приводит к потере лишь небольшой части мощности.

Микротурбины позволяют производить электричество из природного газа, попутных нефтяных газов, метана угольных шахт и других видов газов. Важным свойством микротурбины является ее способность работать на высокосернистых газах, содержащих до 7% сернистого водорода (H₂S) с низкой или переменной теплотой сгорания. Российские нефтегазовые компании имеют огромное количество зачастую не используемого практически бесплатного топлива, которое может эффективно работать. У нефтяников это попутный газ, у газовиков - как основная продукция, так и низконапорный газ, нередко остающийся в пластах. За счет использования распределенных сетей из микротурбин могут быть оптимизированы системы энергоснабжения нефтяных компаний, выстроены генерирующие мощности при освоении удаленных месторождений. С помощью микротурбин могут функционировать системы питания насосных станций, котрольно-измерительное оборудование трубопроводов, передвижные и стационарные электростанции вахтовых поселков.

Микротурбины можно устанавливать непосредственно у скважин, использовать газ затрубного пространства. Они просты в монтаже. Высокая степень автоматизации и надежность системы управления обеспечивают работу установок в автоматическом режиме, без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Система сама контролирует параметры работы и при возникновении нештатной ситуации может выключить установку и запомнить причину отключения.

Высокие технические и эксплуатационные характеристики микротурбин Capstone являются следствием оригинальной конструкции и тщательной проработки всех конструктивных элементов и узлов с использванием новейших достижений в области материаловедения, термодинамики, электротехники, управления и механики. Обширные полевые испытания десятков прототипов, доводка всех элементов в течение десяти лет позволили в 1998 году представить рынку законченный коммерческий продукт. Совершенствование и разработка новых вариантов базовой модели непрерывно продолжается с учетом опыта промышленной эксплуатации в различных условиях и применениях более 3000 установок.

ноября 2003 года компания Capstone Turbine официально зафиксировала, что общая наработка микротурбинных генераторов, установленных по миру, превысила рубеж в 5 миллионов часов, что эквивалентно 570 годам непрерывной работы.

В конструкции турбины реализован огромный интеллектуальный капитал в виде 60 патентов на изобретения и 100 заявок на получение новых патентов.

Турбина выполнена в виде конструкции с одной движущейся деталью - вращающимся валом, на котором соосно расположены электрический генератор, компрессор и сама турбина. Особенностью микротурбин является непосредственная передача мощности от турбины к генератору без использования редуктора. Высокоскоростной вал вращается со скоростью 96000 оборотов в минуту при номинальной нагрузке и поддерживается воздушными подшипниками, которые не требуют жидкой смазки и периодического обслуживания. Их устройство является защищенной патентами интеллектуальной собственностью фирмы Capstone Turbine Corporation. Другим замечательным свойством турбины является компоновка всех основных узлов. В одном небольшом по габаритам объеме размещены компрессор, камера сгорания, рекуператор, непосредственно турбина и постоянные магниты электрогенератора. Генератор охлаждается набегающим потоком воздуха, что исключает необходимость в системе жидкостного охлаждения. Эти и ряд других конструкторских особенностей во многом определяет высокие потребительские свойства установки. В частности, установка работает без вибраций, не излучая большого шума в окружающее пространство даже без применения специальных шумопоглощаюших кожухов. Тщательные рабочие испытания и опыт эксплуатации турбины показали надежную работу топливной системы и камеры сгорания, которая пригодна для работы на разных видах топлива: природный, шахтный, сжиженный, попутный газы, причем с весьма высоким содержанием сероводорода, биогаз, а так же жидкое дизельное топливо и керосин. Низкие требования к качеству топлива (загрязненности примесями) сочетаются с отличными характеристики по выбросам вредных продуктов сгорания, которые были продемонстрированы в ходе специальных испытаний и подтверждены соответствующими сертификатами официальных органов по охране окружающей среды. Уровень их столь низок, что устанавливает новые экологические стандарты для малых электростанций.

Высокоскоростной генератор производит высокочастотный ток, который конвертируется в постоянный ток, а затем преобразовывается в выходной ток номинальной частоты и напряжения. Электрическая система обеспечивает высокое качество выходного напряжения с точки зрения стабильности, амплитуды, частоты, синусоидальности и искажений в соответствии с международными стандартами ISO. Это очень важное потребительское свойство для многих применений.

Контроль и управление микротурбиной осуществляются микропроцессорной системой автоматического управления. Благодаря высокой степени автоматизации и высококачественной и надежной системе управления установка работает в безлюдном режиме, не требуя постоянного присутствия персонала при нормальном режиме работы.

В случае критической ситуации система автоматически выключает установку и запоминает причину аварийного отключения. Система управляет режимами автоматического пуска, остановки, контроля за параметрами работы, поступающими с датчиков расхода топлива, температуры, уровня вибрации, скорости вращения, электрической нагрузки и т. д. В цифровой системе управления реализованы сложные алгоритмы управления, которые поддерживают устойчивую работу установки и многофунциональность применения с точки зрения пользователя. В частности предусмотрена возможность автоматического запуска при пропадании напряжения в сети при использовании микротурбины в качестве резервного источника электроэнергии. Система управления обеспечивает работу в полностью автономном варианте и в режиме совместной работы с сетью для снятия пиковых нагрузок и передачи дополнительной электроэнергии в сеть. Система управления оснащена пультом оператора для ручного управления и программирования различных режимов функционирования. Достоинством системы является функция удаленного управления через каналы связи и сети интернет/интранет, которая наряду с другими решает задачу координированного управления группами установок, расположенными в разных местах, но работающими как единое целое.

Для первоначального пуска турбины установка снабжена аккумуляторными батареями.

Любая энергоустановка "Capstone" обеспечивает работу в широком диапазоне мощностей - от 0 до 100% и оснащается (по желанию заказчика) модемом для непосредственной электронной связи с заводом-изготовителем.

Применение нескольких энергоустановок "Capstone" (объединённых единой системой автоматики) для наращивания мощности, гарантирует надежное и гибкое энергообеспечение. Кроме этого, системой автоматики при объединении в кластер - энергетическую станцию (предусмотрено до 100 энергоустановок), обеспечивается одинаковая наработка моточасов каждой установки, тем самым повышая общий ресурс энергетической станции.

Для оснащения своих энергоустановок фирма "Capstone" сама изготавливает всю автоматику, системы управления и КИП, соответствующую мировым стандартам.

В настоящее время каталог фирмы "CapstoneMicroTurbine™" содержит около 60 вариантов исполнения энергоустановок, различающихся значениями девяти признаков комплектации, сочетание которых определяет конкретное изделие. Такое разнообразие вариантов комплектации выпускаемой продукции призвано удовлетворить потребности самых широких слоев потребителей. Варианты индивидуальных корпусов могут быть различными, а индивидуальный арктический контейнер оборудуется каталитическим газовым обогревателем и каплеотбойником. В зависимости от размера контейнера в нем могут быть смонтированы 2, 3 и более микротурбин без кожуха в соответствии с требуемой мощностью. Микротурбины могут быть также смонтированы на колесном шасси.

Выхлоп микротурбин является экологически чистым, что подтверждается сертификатами соответствия, в том числе наиболее строгими Калифорнийскими (эмиссия NOx (оксиды азота) < 0.2 кг на МВт·час, CO (угарный газ) < 1.3 кг, другие летучие органические соединения < 0.4 кг). Благодаря тому, что выхлоп одной микротурбины содержит до 120 кВт тепловой энергии (модель С60), возможно сопряжение с теплообменниками и климатическими системами, используемыми для нагрева воды, отопления (кондиционирования) помещений, сушки продукции. При этом производительность такой когенерационной системы может достигать 96% при одновременном снижении приведенной стоимости одного кВт·часа электроэнергии до уровня 30-35 коп (с учетом стоимости оборудования и обслуживания микротурбины, а также расходов на природный газ).

Подключение микротурбины производится в двух режимах - параллельно с сетью и тогда микротурбина играет роль основного или дополнительного источника тока, автоматически настраивающегося на параметры сети по напряжению (360-520 В, трехфазное) и частоте (45-65 Гц) или автономное. При автономном подключении микротурбина снабжена аккумуляторными батареями, которые позволяют производить запуск генератора и являются буфером для сглаживания колебаний потребления нагрузки. С помощью дополнительного контроллера возможно построение схемы автоматического переключения режимов работы для обеспечения гарантированного энергоснабжения объектов.

Регламент обслуживания микротурбин предполагает долговременную эксплуатацию в постоянно включенном режиме работы или в режиме периодического включения/выключения. Общий ресурс работы до капитального ремонта составляет 64000 часов. При этом каждые 8000 часов необходимо менять воздушный и топливный фильтры, каждые 16000 часов - инжекторы. Микротурбина не требуют охлаждающих жидкостей, смазывающих масел или других химически опасных расходных материалов для своей работы. Управление работой микротурбины производится с встроенного пульта ли удаленно с диспетчерского компьютера.

Микротурбина производства компании Capstone Turbine Corporation (США) предназначена для решения локальных задач энергоснабжения. Ее применяют для сглаживания пиковых нагрузок при параллельной работе с централизованной сетью, для оперативного наращивания дополнительных генерирующих мощностей, для резервирования на случай нарушений в централизованной электросети, для автономного производства электроэнергии при недоступности электросети, для совместного производства тепловой и электрической энергии (когенерация)

Высокие технические и эксплуатационные характеристики микротурбин Capstone являются следствием оригинальной конструкции и тщательной проработки всех конструктивных элементов и узлов с использованием новейших достижений в области материаловедения, термодинамики, электротехники, управления и механики. Обширные полевые испытания десятков прототипов, доводка всех элементов в течение десяти лет позволили в 1998 году представить рынку законченный коммерческий продукт. Совершенствование и разработка новых вариантов базовой модели непрерывно продолжается с учетом опыта промышленной эксплуатации в различных условиях и применениях более 3000 установок.

ноября 2003 года компания CapstoneTurbine официально зафиксировала, что общая наработка микротурбинных генераторов, установленных по миру, превысила рубеж в 5 миллионов часов, что эквивалентно 570 годам непрерывной работы.

Для первоначального пуска турбины установка снабжена аккумуляторными батареями.

В настоящее время каталог фирмы "Capstone Micro Turbine™" содержит около 60 вариантов исполнения энергоустановок, различающихся значениями девяти признаков комплектации, сочетание которых определяет конкретное изделие. Такое разнообразие вариантов комплектации выпускаемой продукции призвано удовлетворить потребности самых широких слоев потребителей. Варианты индивидуальных корпусов могут быть различными, а индивидуальный арктический контейнер оборудуется каталитическим газовым обогревателем и каплеотбойником. В зависимости от размера контейнера в нем могут быть смонтированы 2, 3 и более микротурбин без кожуха в соответствии с требуемой мощностью. Микротурбины могут быть также смонтированы на колесном шасси.

Список используемой литературы

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 2000. - 608 с.: ил.Правила устройства электроустановок все действующие разделы 6-го и 7-го изд. с изменениями и дополнениями -М: Кнорус 2012г. 488с.

2. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 2006. - 648 с.:ил.РТМ 36.18.32.4-92 Методика расчет электрических нагрузок

3. Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 2002. - 400 с., ил.Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. -М.: Форум - Инфра -М., 2006г., - 480 с.

4. .Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вызов. - 2-е изд., стереот. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 288с., ил.Неклепаев Б.Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания по выбору электрооборудования. РД 153-34.0-20527.-98-М.; НЦЭНАС, 2002, 152с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие, стер. СПБ, БХВ Петербург 2014 г - 608с. ил (5-е изд., учебная литература для вузов)

6. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др.- 8-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы. - изд.4-е. М.: Энергоатомиздат, 2014. - 608с.

7. Упит А.Р., Банкин С.А. Релейная защита и автоматика в системах ЭПП: Методические указания для студентов специальности «Электроснабжение»: Алт. гос. тех. у-нт. им. И.И. Ползунова.- Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2004. - 51 с.

. Андреев В.. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов/ В.А. Андреев. - 6-е изд., стер. - М.: Высш. шк., 2008. - 639с.:ил.

9. Сайт компании «Российская кабельная база». Режим доступа: http://rkbaza.ru/

10. Cайт строительной компании ООО "Стройарт", www.stroyart.ru/download/str_wbd/1-meter.xls

11. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 9 декабря 2014 г. N 297-э/3 г. Москва. Режим доступа: http://www.rg.ru/2014/12/26/etarif-dok.html

12. Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения: методические указания/ Н.Ф. Кравченко.-Оренбург: ГОУ ОГУ, 2009. - 122 с.

. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 2002. - 400 с., ил

Проектирование тепловых конденсационных электрических станций