Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

163,02 Кб
Опубликовано:

2016-02-14

Все дипломные работы по физике

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

. Анализ исходных данных

.1 Роль ЩГРЭС в электрической сети

.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

.3 Анализ схемы собственных нужд и планы возможного совершенствования главной схемы и собственных нужд ЩГРЭС

.4 Расчет на ЭВМ режима работы станции в различных режимах

.5 Анализ возможных вариантов развития и цели развития

. Развитие схемы ЩГРЭС за счет присоединения ГТУ

.1 Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

.2 Определение расчётных электрических нагрузок на напряжение 0,4 кВ. Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 кВ

.3 Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ. Выбор типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ

.4 Электрические расчёты в схеме собственных нужд блока

.4.1 Разработка схемы питания электродвигателей механизмов, общестанционных трансформаторов электрических сборок собственных нужд блока

.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели

.4.3 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4 кВ

.4.4 Определение суммарных расчётных нагрузок на шины КРУ 3, 4 трансформатора ТРДН - 32000/15

.4.5 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

. Разработка схемы внешнего электроснабжения

.1 Выбор мощности блочного трансформатора Т1

.2 Выбор сечений проводов питающей линии 220кВ и определение ее параметров

.3 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания

.4 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 15,75 кВ

.5 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ

.6 Расчет токов короткого замыкания в программе «Энергия»

.7 Проверка сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ по условию термической стойкости

.8 Проверка кабельных линий на напряжение 0,4 кВ по условию термической стойкости

. Выбор электрооборудования и токоведущих частей

. Расчеты динамической устойчивости программе «MUSTANG.WIN»

. Релейная защита

. Диагностика состояния электрооборудования на ЩГРЭС

. Безопасность и экологичность проекта

. Экономическая часть

Заключение

Список литературы

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Система собственных нужд является важным звеном, влияющим на показатели работы электрической станции в целом. Ненадёжная работа системы собственных нужд, повреждение её элементов подчас приводят к нарушению функционирования не только электростанции, но и энергосистемы. Поэтому, правильное, проектирования системы собственных нужд является важной задачей для проектировщика.

Понятие «система собственных нужд» включает в себя рабочие машины, обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов электростанции, электродвигатели, приводящие рабочие машины в действие, источники питания, распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии), обеспечивающие электроснабжение двигателей - приводов. Электродвигатели, приводящие в действие рабочие машины, являются значительными потребителями электрической энергии, вырабатываемой на электростанциях. В процессе проектирования неизбежно возникает вопрос об экономичной работе этих потребителей.

Система собственных нужд должна быть гибкой, простой в эксплуатации и допускать развитие технологического процесса. Схема электроснабжения собственных нужд должна обеспечивать сохранность основного оборудования электростанции при аварийном останове.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы собственных нужд, заключаются в оптимизации параметров этой системы путём рационального выбора напряжений, определения расчётных нагрузок, обоснования числа и мощности трансформаторов, конструктивного исполнения сети.

При проектировании, сооружении и эксплуатации электростанций сложились некоторые общие принципы организации схем электроснабжения собственных нужд. Это упрощает разработку схем собственных нужд при проектировании конкретных станций, уменьшая возможное количество вариантов решений. Эти общие принципы следующие:

а) рабочее питание всех видов электроприёмников собственных нужд, включая и особо ответственные, осуществляется путём отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов. Они работают раздельно, чем достигается ограничение токов короткого замыкания в сети собственных нужд и уменьшение влияния токов короткого замыкания в сети, подключённые к другим секциям;

б) для питания электроприёмников собственных нужд необходимы два уровня напряжения:

· 6 ч 10 кВ - для питания мощных электроприёмников;

· 0,4 ч 0,66 кВ - для питания электроприёмников небольшой мощности, освещения и прочей нагрузки;

в) резервное питание ответственных и неответственных электроприёмников собственных нужд также обеспечивается отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что места присоединения резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей собственных нужд предусматривается дополнительный, независимый источник энергии.

На схемы питания собственных нужд заметное влияние оказывают следующие факторы:

·мощность, состав и ответственность электроприёмников собственных нужд, что в первую очередь определяется типом станции;

·режимы работы основного оборудования;

·параметры элементов системы собственных нужд, выпускаемых заводами - изготовителями.

Необходимая надёжность работы собственных нужд ГРЭС обеспечивается также наличием на всех элементах электрической сети собственных нужд устройств релейной защиты и автоматики, отключающих с минимально возможным временем защищаемые элементы при возникновении в них повреждений. Это предотвращает длительные падения напряжений во всей сети собственных нужд в результате короткого замыкания, которое приводит к нарушению работы технологического оборудования.

Итак, к основным требованиям, предъявляемым к собственным нуждам, относятся необходимая надёжность и высокая экономичность в их совместном сочетании.

1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Роль ЩГРЭС в электрической сети

Щекинская ГРЭС является конденсационной электростанцией (КЭС), входящей в состав ОАО Квадра.

Строительство электростанции осуществлялось в четыре очереди. В первой очереди установлены первые четыре турбогенератора мощностью 35 МВт каждый. Ввод в эксплуатацию первых турбогенераторов был осуществлен в 1950 году. В этот год основным потребителем электрической энергии был город Москва. ЩГРЭС в те годы носило название ГРЭС-19 и в ходило состав «Мосэнерго». Связь с сетями «Мосэнерго» осуществлялась по линиям ГРЭС-19-Кашира (на данный момент эти линии были приделаны построена подстанция Северная 103, Химическая 8.С подстанция Химической 8 идет линия на подстанцию «Каширской ГРЭС»). В 1951 году был закончен монтаж и включены в работу еще два турбогенератора №5 и №6 мощностью 35 МВт каждый. В этом же году было начато сооружение второй очереди двух турбогенераторов №7 и 8 по 100 МВт с прямоточными котлами производительностью 230 тонн пара в час, с давлением 100 атм. И температурой 510°С. На третью очередь отводилось сооружение береговой насосной станции №2, ввод в действие турбогенератора №9 мощностью 100 МВт и двух котлов агрегатов, аналогичных предыдущим. Турбогенератор №9 мощностью 100 МВт и котел №13 были введены в строй в 1955 году. Работы по строительству 4-й очереди были начаты в 1956 году. Турбогенератор №10 и два котлоагрегата №14 и 15 заработали в 1957 году. Мощность электростанции возросла до 640 МВт, и она стала самой мощной тепловой электростанцией в Европе.

апреля 1959 года было принято решение Правительства о дальнейшей реконструкции Щекинской ГРЭС.

Перед персоналом станции была поставлена задача в 1964-1965гг. ввести в строй два турбоагрегата №11 и 12 мощностью по 200 МВт с прямоточными котлоагрегатами №16 и 17 производительностью 640 тонн пара в час.

Поставленная перед энергетиками задача была выполнена. Первый блок 200 МВт был введен в работу в 1964 году, в 1965 году был включен в работу блок №2. Мощность электростанции превысила на тот момент превысила миллион киловатт.

На сегодняшний день мощность электростанции составляет 400 МВт, а морально устаревшее оборудование было демонтировано.

Щекинская ГРЭС с установленной мощностью 400 МВт имеет два распределительных устройства высокого напряжении: ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ, которые используются энергосистемой в качестве узловых. Структурная схема и связи Щекинской ГРЭС с энергосистемой представлены на (рис. 1.1.;1.2).

Рис. 1.1. Главная схема Щекинской ГРЭС

Рис. 1.2. Схема соединения ЩГРЭС с тульской эноргосистемой

ОРУ 220 кВ имеет 5 присоединительных линий, из которых по 3 преимущественно осуществляется отпуск электроэнергии потребителям. Линии Тула 1, Тула 2 питают подстанцию Тула 14. Подстанция Тула 14 это основной источник электрической энергии для города Тулы и предприятий Ленинского района. Две линии (Северная 2, Бегичево) работает в реверсивном режиме и по ней происходит как отпуск, так и поступление электроэнергии на РУ 220 кВ, которое в среднем не превышает 1,3% от суммарной выработке на станции. Линии Серная 1, Северная 2 как уже говорилось ранее, соединяются с подстанцией Северная 103. На подстанции северная 103 находится одино из крупнейших предприятий Тульской области «Новомосковске Химический завод». Который должен стабильно получать электрическую энергию, из-за своего технологического процесса (наращение которого может повлечь за собой аварию с возможным выбросом хлора что показала авария 25 мая 2005 года).

ОРУ 110 кВ имеет 9 присоединенных линий. По 7 из них происходит преимущественно отпуск электроэнергии, а по 2-м (Плавская и Лазарево) поступление от энергосистемы, которое составляет приблизительно 30% от отпуска в линии 110 кВ.

В период осенне-зимнего максимума «Тульская энергосистема» нуждается в дополнительном источнике электроэнергии, т.к. «Московская электрическая система» начинает поступать электроэнергия. ЩГРЭС в этот период работает с максимальной нагрузкой.

Авария 25 мая 2005 года показала что Тульская энергосистема, без помощи других энергосистем (Орловской, Рязанской, Московской и т.д.) не способна обеспечить электрической энергией всех потребителей Тульской области. В следствии чего нуждается в дополнительных мощностях.

1.2 Описание технологического процесса ЩГРЭС и режимы ее работы

В состав котельной установки входят котел, тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, оборудование топливоподачи и топливоприготовления в пределах установки, оборудование шлако и золоудаления, золоулавливающее, устройства для предварительного подогрева воздуха, а также трубопроводы, арматура, устройства контроля и защиты, дымовая труба.

В состав турбоустановки входят турбина, конденсационная установка, система регенеративного подогрева, трубопроводы пара и воды запорная, регулирующая и предохранительная арматура.

Энергоблок состоит из прямоточного котла, паровой турбины и синхронного генератора.

Котел ПК-33 производительностью 640 тонн/час на сверхкритические параметры пара (Р= 140 кгс/смІ, t = 545°С) состоит

Турбина паровая конденсационная типа К-200-130-1 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 200 МВт, представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат, состоящий из цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД).

Турбина рассчитана на параметры пара: t = 545°С, Р= 140 кгс/смІ, скорость вращения 3000 об/мин.

Турбогенератор типа ТВВ-220-2-ЕУЗ является синхронной машиной переменного тока с замкнутой системой водородного охлаждения статора и ротора с газоплотным корпусом. В корпусе генератора газоохладители размещены горизонтально. Турбогенераторы имеют непосредственное охлаждение обмоток ротора водородом и непосредственное охлаждение обмоток статора дистиллированной водой, а сталь статора охлаждается водородом косвенно. В качестве системы возбуждения используются тиристорные возбудители ВТ-4000.

Котел ПК-33-1 - прямоточный “П” - образной компоновки, имеет промежуточный перегрев пара. Изготовлен Подольским машиностроительным заводом им. С. Орджоникидзе. Котел работает в блоке с вышеуказанными турбинами. Все элементы поверхностей нагрева котла выполнены в одном корпусе по двухпоточной схеме с независимым питанием по всему контуру. Топка котла разделена на три равные секции двумя двухсветными экранами от холодной воронки до начала поворотной камеры, оборудована 12-ю газовыми горелками типа ГМПВ-50, расположенными с фронта котла в два яруса. На задней стенке в три яруса по 6 сопел смонтировано острое дутьё (в связи с установкой горелок ГМВП-50 сопла острого дутья 1 и 2-го ярусов отглушены). Крепление элементов топочной камеры и горизонтального газохода осуществлено подвесными трубами.

Отработавший пар поступает в конденсатор турбины, где он охлаждается водой из реки УПЫ, собранной возле ГРЭС в искусственном водохранилище (пруде-охладителе).

Конденсатные насосы подают образовавшийся конденсат в деаэраторы, откуда питательными насосами вода опять нагнетается в котел. Цикл замкнулся. Далее процесс повторяется.

На блоках 200 МВт для повышения КПД цикла принята более разветвленная система регенерации и имеется ступень промежуточного перегрева, т.е., после отдачи части энергии ротору высокого давления, пар возвращается в котел, в специальную промежуточную зону, где он подогревается (повышается его энтальпия ПВД и ПНД) и вновь подается в турбину.

В состав энергоблока с прямоточным котлом включается обессоливающая установка для очистки основного конденсата от растворенных примесей.

Качество свежего пара, поступающего в турбину, контролируется по давлению, температуре, содержанию Na, электропроводимости и значению рН. Турбины должны длительно работать при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °С и влажности до 9 %. Предельная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, как правило, составляет 33 °С.

Рис. 1.3. Продольный разрез котла

В проектной тепловой схеме турбоустановки с турбиной (рис. 1.4) подогреватели высокого давления включались по типовой последовательной схеме, В ходе эксплуатации было установлено преимущество подсоединения ПВД по схеме Виолен. В течение года значительную часть времени турбоустановка работает с нагрузками, меньшими номинальной (разгрузка ночью и в выходные дни). При этом перегрев пара второго регенеративного отбора незначителен. Незначительный перегрев пара на пониженных нагрузках и потеря части давления в пароохладителе снижают его эффективность. Возможно повышение энергетической эффективности тепловой схемы при установке среднего ПВД без пароохладителя. Подогреватель низкого давления П-2 смешивающий. Для восполнения утечек в схему включена испарительная установка. В состав испарительной установки входят испаритель И, конденсатор испарителя КИ и деаэратор испарителя ДИ.

Воздух, подаваемый в котёл, также проходит подогрев, т.к. воздух без подогрева может конденсироваться на стенках котла, что может привести к появлению кислот, которые разрушают трубопроводы котла.

После сгорания природного газа образуется углекислый газ, который удаляется с помощью дутьевых вентиляторов. Часть горячих углекислых газов отбираются дутьевыми вентиляторами рециркуляции для обогрева холодного воздуха.

Рис. 1.4.Принципиальная тепловая схема турбоустановки с турбиной:

ОЭУ- охладитель эжектора уплотнений; ОЭ - охладитель пара эжекторов

Режимы работы ЩГРЭС зависят от нагрузки на энергоблок, из всего диапазона нагрузок можно выделить 3 основных режима энергоблока.

1.Полная нагрузка на блоке 200МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 2-х ПЭН, максимальная нагрузка котла - 640 т/ч по паромерам, при температуре питательной воды 158ч242 С.

2.Минимальная нагрузка на блоке 100МВт- в этом режиме в котёл подается вода от 1-го ПЭН, Минимально длительная нагрузка котла - 360 т/ч.

Нагрузка (активная мощность) на блоке зависит от количество пара подаваемого в турбину, чем больше пара тем активная мощность выше, реактивная мощность вырабатываемая на генераторе зависит тока подаваемого на обмотку возбуждения.

Изменять нагрузку котла следует ступенями в соответствии со скоростью нагрузки и разгрузки турбины.

При подъеме нагрузки необходимо:

нагрузить тягодутьевую установку, исходя из увеличения нагрузки;

увеличивать подачу топлива равномерно на всех горелках, по мере роста температуры дымовых газов в поворотной камере увеличивать подачу воды в котел, поддерживая на заданном уровне температуры пара по тракту котла впрысками;

при нагрузке и разгрузке котла вести контроль за показаниями температуры металла поверхностей нагрева котла;

после достижения устойчивого режима котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара, повторяя операции, повысить нагрузку котла до величины, указанной начальником смены или старшим машинистом.

При снижении нагрузки необходимо:

уменьшить расход топлива равномерно на всех работающих горелках, по мере снижения температуры дымовых газов в поворотной камере уменьшать подачу воды в котел, поддерживая на заданном уровне температуры пара по тракту котла с помощью впрыска;

разгрузить тягодутьевую установку, исходя из снижения нагрузки, поддерживая разрежение вверху топки 2-3 мм.вод.ст;

после достижения устойчивого режима работы котла и подрегулировки температуры первичного и вторичного пара повторяя операции предыдущих подпунктов данного пункта, снизить нагрузку до величины, указанной начальником смены или старшим машинистом.

В пределах от минимальной до максимальной нагрузки котла должны быть в работе:

два дымососа;

по два дутьевых вентилятора и ДВР;

четыре РВП;

12 газовых горелок.

Постоянная температура перегретого пара по первичному тракту обеспечивается поддержанием постоянного соотношения подачи питательной воды по ниткам - W и топлива B при всех режимах работы котла.

Соответствие подачи питательной воды и топлива контролируется величиной впрысков и температурами пара по тракту котла.

Средние температуры пара по тракту кола в пределах нагрузок от 60% до 100% при средней величине впрысков должны быть следующие:

Тпз - за переходной зоной 354 С

ТСРЧ - за СРЧ 385С

Т1 ВПР - за первым впрыском 360 С

ТВРЧ - за ВРЧ 400 С

Тпе - за потолочным экраном 430 С

ТШ-1 - за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 480 С

ТШ-2 - за ширмовый пароперегревателем 1 ступени 515 С

Т2ВПР - за вторым впрыском 465 С

Т0 - за конвективным пароперегревтелем 545 С

Средняя величина расхода воды на первый впрыск должна составлять 6% (при колебании от 0 до 12%) от нагрузки котла. Регулирование расхода воды на первый впрыск следует вести исходя из поддержания постоянной температуры за ВРЧ.

Средняя величина расхода воды на второй впрыск должна составлять 3% (при колебании от 0 до 6%) от нагрузки котла.

Нормы и допуски.

Температура пара за конвективным пароперегревателем:

нормальная - 545 С;

аварийная - верхний предел - 570 С - защита на отключение с выдержкой 3 минуты;

аварийная - нижний предел - 490 С - защита на отключение.

Температура пара за промперегревателем:

нормальная - 545 С;

аварийная - верхний предел - 570 С - защита на сигнал;

аварийная - нижний предел -490 С - защита на сигнал.

Температура отдельных витков НРЧ:

нормальная температура - 347 С;

предельно-допустимая отдельных витков - 380 С;

аварийная - 400 С.

Останов котла.

Получив разрешение от НСС на останов блока, начальник смены блоков предупреждает персонал о предстоящем останове блока.

Прогреть паропровод БРОУ, т.к. при снижении нагрузки на турбине избыток пара сбрасывается через БРОУ в конденсатор.

При нагрузке 150ч160 МВт персонал турбинного отделения производит отключение ПВД, после чего приступить к дальнейшей разгрузке котла. Снижение нагрузки производить со скоростью 2 МВт/мин., при нагрузке 100 МВт ключи защит ПЗБ 1,2,3 перевести в положение «Сигнал»

При нагрузке 60ч70 МВт начать открывать клапан БРОУ, за счет чего разгрузить турбину до 5ч7 МВт.

Поочередно закрыть арматуру на газовые горелки в каждом отсеке котла, обжать газовые задвижки перед всеми горелками.

После полного погасания факела закрыть и обжать задвижки. Проверить открытие свечей безопасности, открыть все продувочные свечи.

После отключения генератора от сети остановить дутьевые вентиляторы рециркуляции.

Остановить питательный насос после прекращения подачи топлива в топку.

Закрыть БЗЗ, ЗВ, ГПЗ, Д- 3, Д-4, впрыски.

После вентиляции топки в течении 10 минут отключить дутьевые вентиляторы. Если требуется быстро расхолодить топку для производства ремонтных работ, после погашения котла, дымососы оставить в работе на первой скорости.

При температуре уходящих газов 800С остановить РВП.

. Блок находится в резерве- генератор отключен от сети. Основные двигатели с.н. блока находятся в отключённом положении (ждущий режим). Котёл подготовлен к растопке.

. Блок находится в ремонте- на всех механизмах проводятся ремонтные работы.

1.3 Анализ схемы собственных нужд и планы возможного совершенствования главной схемы и собственных нужд ЩГРЭС

Собственные нужды ЩГРЭС разделяются на две части блочные и не блочные.

При рассмотрении технологических схем КЭС отмечено, что производство тепловой и электрической энергии полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов электростанции - питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуляционных насосов и др.

Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при их надежном электроснабжении. Потребители с.н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Электроснабжение выполняются по радиальной схеме, на каждое КРУ подключается основное и резервное питание.

Генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ применяют трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ.

Кроме рабочих источников с.н., должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи.

. Блочная часть собственных нужд относятся КРУ-16, КРУ-17 6кВ и секции-16, сексии-17 0,4кВ. (рис.1.5)

Основными источниками питания на КРУ являются электродвигатели основных механизмов, которые не должны останавливаться при отключении блока от сети (ДС- для вентиляции топки котла во избежание взрывоопасных смесей и т.д.). Рабочее питание КРУ это трансформаторы Т-661, Т-662, данные трансформаторы подключены к шинопроводу генератора жестко. Блочные КРУ имеют резервное питание от трансформатора Т-120Б, который подключен по обмоткой ВН на 110кВ (подстанция 110кВ). При работе генератора ТГ-11, ТГ-12 Собственные нужды питаются от трансформаторов Т-661, Т-662. Если блоки 1, 2 отключены или находятся в состоянии растопки питания собственных нужд осуществляются от резервного трансформатора Т-120Б, после синхронизации блока с энергосистемой и набора нагрузки собственные нужды переводятся на рабочее питание. Трансформатор Т-120Б обмотки низкого напряжения объедены, для увеличения пропускаемой нагрузки при пуске ПЭН. Это связано с тем что при работе одного бока №1 от резервного трансформатора, на втором блоке секцию КРУ 17А переводят на питание от резервного трансформатора (для первого и второго блока он один Т-120Б) происходит увеличение нагрузки. Если трансформатор Т-120Б будет работать с расщеплением обмоток по секциям, то его мощности недостаточно чтобы запитать 2 секцию, а при пуске ПЭН на одной секции произойдет резкое падение напряжения на секциях что приведет к срабатыванию минимальной защиты КРУ, и отключению всех двигателей КРУ.

Секции 0,4кВ также оснащены рабочим и независимым резервным питанием. Рабочее питание секций осуществляется от трансформаторов К-16, К-17 .

. Собственные нужды не блочная часть ЩГРЭС могут питаться как от трансформатора основного питания Т-659, Т-658 так и от резервного трансформатора Т-120А рис. 6. Трансформатор 658, 659 питается от трансформаторной группы 8, 9 по стороне 13,8 кВ.

От трансформатора 659 отходит кабель на кабельную сборку рабочего питания, а с нее запутываются все остальные не блочные КРУ (10, 11, 12, 13, 14, 15, 20, 21) Из всех КРУ основная нагрузка находится на КРУ-14, КРУ-15, на них располагаются электродвигатели участвующие в технологическом процессе Котлов 14, 15. Котлы 14, 15 нужны для производства пара для фабрики SCA и отопления города Советска.

Город Советск отапливается от ЩГРЭС, для этих целей на станции используются Сетевые насосы города установленные на КРУ-1,2. Данное КРУ используются для оборудования бойлерной (отопление ЩГРЭС и города Советска). КРУ-1 запинывается от КРУ-11, КРУ-2 запинывается от КРУ-10 по кабельным линиям. Между КРУ-1 и КРУ-2 установлен между секционный масленый выключатель, для обеспечения резервирования.

На всех оставшихся КРУ нагрузки не значительны. В планы по реконструкции собственных нужд не блочной части входят вопросы переноса оставшегося рабочего оборудования в КРУ 11, 10. И замене на оставшихся КРУ масленых выключателей на вакуумные. Масленые выключатель, были установлены еще 60 годы (на данный момент не возможно найти деталей для ремонта, имеют большую выработку механизмов приводов).

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

Рис. 1.5. Схема питания собственных нужд блока 1

В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой, применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

Главная схема ЩГРЭС состоит из подстанций 220кВ, 110кВ соединённых между собой трансформаторными группами 8, 9 (рис. 1.6). Схема подстанция 220кВ собрана по американской схеме две системы шин и на одно присоединение приходится два выключателя. Достоинство данной схемы пред остальными заключается в том, что при ремонте одной системы шин все присоединения остаются в работе. Данная схема дороже, чем о стальные схемы. Главной целью модернизации подстанции 220кВ является замена масляных выключателей на элегазовые. Системы шин выполнена медными проводом, на систему шин в прошлом работали 10 генераторов с общей мощностью 600МВт. Замена проводов на системе шин не целесообразна.

Рис. 1.6. Главная схема Щекинской ГРЭС

Подстанция 110кВ состоит из 2-х систем шин, с обходной системой шин. На каждое присоединение приходится один выключатель, в случае ремонтов выключателя линия работает от обходной системы шин. Это схема дешевле, чем на подстанции 220кВ, но не так надежна. На обходной системе шин установлен один выключатель, который заменяет рабочий выключатель линии при работе линии от обходной системы шин. Основным этапом реконструкции подстанции необходимость замены воздушных выключателей на элегазовые.

Как было показано, схемы выдачи электроэнергии КЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим схему реконструкции более подробно схемы энергоблоков генератор - трансформатор (рис. 1.7).

В блоках между генератором и двухобмоточным трансформатором, как правило, должен устанавливаться генераторный выключатель (допускается применять выключатель нагрузки) [3]. Наличие генераторного выключателя упрощает операции по включению и отключению блока, а также уменьшает количество оперативных переключений в РУ 110-750 кВ, что особенно важно в схемах с 3/2 или 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы (см. рис. 1.12) применяют для энергоблоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы.

Рис. 1.7. Схема энергоблока генератор трансформатор

Следует отметить, что наличие генераторных выключате резервного трансформатора с. н. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с. н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с. н. После всех операций по пуску генератор синхронизируется и включается выключателем Q2.

Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться выключатели нагрузки. В этом случае повреждение в любом энергоблоке приводит к отключению выключателя QL

На современных ТЭС отпайка к трансформатору с. н. выполняется комплектным токопроводом с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически исключая междуфазные КЗ в этих соединениях, поэтому никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении к трансформатору с.н. не предусматривается. Если ответвление к ТСН от блока GT выполнено открытой ошиновкой или кабелями, то устанавливается выключатель, рассчитанный на КЗ на открытой ошиновке.

1.4 Расчет на ЭВМ режима работы станции в различных режимах

Установившиеся режимы электрических сетей - это режимы при практически неизменных параметрах (напряжение, нагрузки, частота) или очень медленных их изменениях. Расчет производится для оценки уровней напряжения в узлах и элементах сети и разработки мероприятий, обеспечивающих поддержание уровней напряжения в допустимых пределах.

В данном дипломном проекте производится расчет режимов нормальных, ремонтных и т.д. Расчет производится с помощью программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» на ЭВМ. Результаты расчета режимов приведены на в приложении П.2.

В установившиеся режиме максимальных нагрузок электрических сетей собственных нужд: Блок 1-загрузка рабочего и резервного трансформатора при работе механизмов участвующих в технологическом процессе блока 1 равна 0,759. Загрузка находится в пределах нормы и допускается. Нагрузка на трансформаторы 6/0,4кВ 0,8-0,856 данная загрузка меняется. Блок 11 - на трансформатор Т-661 подключена большая нагрузка, перегружающая его. Коэффициент загрузки 1,11. Для разгрузки трансформатора необходимо перенести часть двигателей на не блочные КРУ. Самый мощный двигатели на блоке ПЭНы 4МВт. Рекомендуется для нормальной работы трансформатора включать ПЭНы на разных секциях. Трансформатор освещения 0-24 перенести в КРУ-21. Напряжение на шинах КРУ 6,05кВ ОПН -5 положении. Остальные загрузки трансформаторов ЩГРЭС показаны в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Результаты расчеты нагрузок в программе «Энергия»

Режим работы		Загрузка трансформатора				№ РПН	Напряжение на шинах НН кВ
Максимальная нагрузка		Т-1 Т-601 Т-658 Т-659 Тр-ная гр. 8 Тр-ная гр. 9 Т-11 Т-661 Т-12 Т-662 К-33 К-34 К-16 К-17	0,765 0,805 0,806 0,758 0,773 0,481 0,861 1,1 0,828 0,86 0,808 0,856 0,758 0,773			0 -4 -2 -1 0 0 0 -5 0 -1 -2 -2 0 0	15,1 6,15 6,16 6,06 6,16 14,3 14,9 6,09 15,8 6,12 0,391 0,394 0,782 0,79
Блоки нагружены на 50%	Т-1 Т-601 Т-658 Т-659 Тр-ная гр. 8 Тр-ная гр. 9 Т-11 Т-661 Т-12 Т-662 К-33 К-34 К-16 К-17			0,375 0,72 0,705 0,954 0,302 0,481 0,385 0,871 0,411 0,613 0,754 0,690 0,758 0,773	0 -4 0 1 0 0 0 -7 0 -4 -2 -2 0 0		15,1 6,15 6,16 6,16 13,9 14,3 14,1 6,06 14,9 6,18 0,39 0,398 0,782 0,799

Для работы блоков на 50% по технологическому процессу, часть двигателей отключается, а двух скоростные двигатели переходят на первую скорость. В следствии этого нагрузка на трансформаторах собственных нужд уменьшается.

1.5 Анализ возможных вариантов развития и цели развития

Как уже говорилось выше все оборудование ЩГРЭС включено в работу 1975 году. Данное оборудование отработало свой срок службы и нуждается в замене. Цена на вырабатываемая электро энергия на данный момент ЩГРЭС выше чем на новых энергоблоках в (табл. 1.1) приведены «ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ России от 30.12.2010 № 498-э/3 ООО Квадра». Из (табл. 1.2) следует отметить что ЩГРЭС не конкурентно способна на рынке электроэнергии.

ЩГРЭС находится в центральной части Тульской области, и имеет связи с самыми мощными потребителями электроэнергии, что дает ей перспективу для развития перед остальными станциями «ООО Квадра».

Многочисленные публикации посвящены ГТУ [1] различного назначения, используемым в авиации, наземном и морском транспорте, на газоперекачивающих станциях. В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе - единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58 %.

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики. От ее состояния и уровня развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения страны.

Важными факторами при оценке эффективности работы отдельных энергосистем служат себестоимость отпуска электроэнергии, удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования и сроки ввода различных объектов энергетики в эксплуатацию. Учет этих факторов осуществляется при расширении энергосистем и появлении новых генерирующих мощностей.

Таблица.1.1. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ) ПОСТАВЛЯЕМУЮ ОАО «КВАДРА» НА ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) на 2011г., установлены приказом ФСТ России от 30.12.2010 № 498-э/3

СУБЪЕКТ ОРЭ	НАИМЕНОВАНИЕ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ	ТАРИФ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (РУБ./МВТ.Ч) (БЕЗ НДС)	ТАРИФНАЯ СТАВКА НА РАСПОЛАГАЕМУЮ МОЩНОСТЬ, (РУБ./МВТ) В МЕСЯЦ (БЕЗ НДС)
ОАО «Квадра»	Губкинская ТЭЦ ТЭЦ Луч Брянская ГРЭС Клинцовская ТЭЦ Воронежская ТЭЦ-1 Воронежская ТЭЦ-2 Липецкая ТЭЦ-2 Елецкая ТЭЦ (ПГУ-52) - новый ввод, ДПМ Тамбовская ТЭЦ Котовская ТЭЦ Калужская ТЭЦ	837,80 1 288,81 785,50 1 793,49 1 499,12 1 234,62 х 983,82 1 121,41 989,79 1 294,87 2 099,17	1 296 726,19 4 519 533,55 1 412 814,09 354 251,80 913 667,86 155 979,58 155 979,58 202 192,53 х 110 392,74 95 841,76 636 518,38
ОАО «Квадра»	Курская ТЭЦ-1 Курская ТЭЦ-4 Орловская ТЭЦ Ливенская ТЭЦ Дягилевская ТЭЦ Смоленская ТЭЦ-2 Дорогобужская ТЭЦ Щекинская ГРЭС Новомосковская ГРЭС Алексинская ТЭЦ Ефремовская ТЭЦ	1 024,92 1 364,92 864,57 1 533,94 921,26 846,10 1 146,40 1 127,34 1 348,69 1 519,66 1 174,92	84 327,63 259 604,99 71 579,58 68 569,53 132 056,71 114 777,73 130 021,01 126 024,34 137 563,83 139 849,88 221 464,63

Таблица 1.3. Удельные затраты на различные виды электрогенерирующего оборудования в мире (2000-2010 гг.) у.е./кВт

Технология, используемая для производства электроэнергии

Удельные капиталовложения

ГТУ, дизельные электростанции Комбинированный цикл (ПТУ) ТЭС Усовершенствованные ТЭС Котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением Циклы с газификацией топлива (угля) Волновые установки берегового типа Приливные электростанции ГЭС большой мощности ГЭС малой мощности Ветровые электростанции берегового типа.

325 535 1150-1470 1350-1600 1340-1370 1435-1450 4800 1840-3680 1840-2760 1150-3450 1200

Таблица 1.4.Сроки ввода объектов энергетики в эксплуатацию

Тип установок	Продолжительность строительства, год
Паросиловые ТЭС ПГУ АЭС Кооперационная установка	6-8 1-3 7-10 0,5-2

Из всего, что было сказано в разделе 1 можно отметить. Тульская область нуждается в дополнительных мощностях в связи с ростом потребителя мой электроэнергии. ЩГРЭС располагается экономически выгодно расположена перед остальными станциями. Для возращения конкурента способности станции необходимо установить новый энергоблок типа ГТУ, т.к. стоимость на электро энергию ниже чем на тепловых блоках, затраты на строительство ГТУ меньше чем на ПГУ в 40%, и имеет возможность дальнейшей модернизации. Сроки строительства меньше чем паросиловых установок почти в 2 раза.

Все это делает установка ГТУ экономически выгоднее перед остальными вариантами развития.

2. РАЗВИТИЕ СХЕМЫ ЩГРЭС ЗА СЧЕТ ПРИСОЕДИНЕНИЯ

2.1 Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

ГТУ монтируется в главном корпусе не блочной части ЩГРЭС. Трансформаторы Т-611, Т-1 устанавливаются у стены главного корпуса (в 1984 г. на этом месте находилась трансформаторная группа 6). В ГРУ 1находится шины генератора с выключателями. На подстанции 220кВ есть место для установки новых выключателей, после демонтажа старых МВ оставшихся после трансформаторной группы 10. Трансформатор Т-120В (резервное питание КРУ) Установленный на подстанции 110кВ около трансформаторной группы 8 (рис. 2.1.).

2.2 Определение расчётных электрических нагрузок на напряжение 0,4 кВ

Выбор типа и мощности трансформаторов 6/0,4 Кв

Расчетные нагрузки определяются по установленной мощности:

, (квар) (2.1)

, (кВА) (2.2)

Данные и результаты по расчету силовой нагрузки цехов представлены в табл. 2.1 и табл. П.1.1.

Таблица 2.1.Определение полной нагрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование присоединения	Рн, кВт	Iн, A	cosφ	tan φ	Qн квар	Sн кВА
Секция 3
Насос газоохладителя (НГО-1А)	129,7	234,01	0,8	0,75	97,28	162,125
Сетевой электронасос (СЭН-1А)	84,8	153,00	0,8	0,75	63,60	106,000
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1А)	98,22	175,02	0,81	0,724	71,11	121,260
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1А)	54,73	99,99	0,79	0,776	42,47	69,276
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1А)	27,71	48,19	0,83	0,672	18,62	33,385
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1А)	75,84	127,29	0,86	0,59	44,75	88,056
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1А)	44,93	83,14	0,78	0,802	36,03	57,595
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1А)	54,7	93,99	0,84	0,646	35,34	65,121
Насос охлаждения стержней (НОС-1А)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос охлаждения стержней (НОС-1Г)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос пожара тушения №5	94,65	170,77	0,8	0,75	70,99	118,313
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1А)	12,8	23,09	0,8	0,75	9,60	16,000
Валоповорот Г-1	27,6	48,00	0,83	0,672	18,55	33,253
Дренажный насос №5	39,7	71,63	0,8	0,75	29,78	49,625
Сумма:	788,38				569,24	972,405

Рис 2.1. Схема подключения ГТУ к действующей схеме ЩГРЭС

Расчётным режимом для выбора ТСН 6/0,4 кВ является режим максимальных нагрузок основных агрегатов станции.

Таким образом, расчётная нагрузка ТСН 6/0,4 кВ определяется по формуле:

расч=0,7∙Р1+0,35∙Р2+0,15∙Р3+0,85∙Р4, (2.3)

где Р1 - суммарная мощность электродвигателей мощностью свыше 70 кВт,

Р2 - суммарная мощность электродвигателей мощностью менее 70 кВт,

Р3 - суммарная мощность электрических сборок, кВт,

Р4 - мощность осветительной нагрузки, кВт.

Таблица 2.2.Определение расчётной нагрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Наименование ЭП	Расчётный коэффициент группы ЭП	Номинальная мощность одного ЭП, кВт	Суммарная мощность группы, кВт	Расчётная, полная мощность группы, кВ*А
НГО - 1А	0,7	130	590	413
СЭН - 1А		90
НОЛТ-1А		100
НОЛТ-1Б		100
Нас. Пожар. Туш. №5		95
ЦНВД-1А		75
МЭН смазки Г-1А	0,35	30	309	108,15
НРГПК-1А		55
ЦННД-1А		45
МЭН уплот. Г-1А		55
НОС 1А		21,5
НОС 1Г		21,5
Валоповорот Г-1		28
МЭН ПЭН 1А		13
Дренажный №5		40
Сборки	0,15	-	295,8	59,2
Суммарная расчётная полная мощность секции				580,35

На основании выше изложенного составляются таблицы нагрузок трансформаторов 6/0,4 кВ, и определяется их расчётная, полная мощность. В качестве примера показано определение расчётной нагрузки на секцию 3 (трансформатор К - 33). ). Данные по расчёту остальных нагрузок на трансформаторы 6/0,4 приведены в табл. П.1.3. Приложения 1.

Трансформаторы 6/0,4 кВ питают нагрузку только присоединённых к ним секций 0,4 кВ и не резервируют никакую другую нагрузку, поэтому номинальная их мощность выбирается по условию:

н.т ≥ Sнагр. (2.4.)

где Sн.т - номинальная мощность трансформатора;нагр - суммарная расчётная полная мощность.

Параметры трансформаторов представлены в таблице 2.2. Поскольку в [4] отсутствуют данные по потерям реактивной мощности холостого хода, активному и реактивному сопротивлениям трансформаторов, которые потребуются в дальнейших расчётах для определения потерь в трансформаторах, найдём эти величины по выражениям:

(2.5.)

(2.6.)

(2.7.)

где Iх.х. - ток холостого хода в % от номинального;

ΔРк. - потери короткого замыкания; кВтк - напряжение короткого замыкания в % от номинального;- напряжение на высокой стороне трансформатора.

Таблица 2.3. Параметры ТСН 6/0,4 блока 1

Тип	Sн.т, кВ*А	Каталожные данные						Расчётные данные
		Uном.обмоток кВ		Uk,%	ΔРк,кВт	ΔРх,кВт	Iх,%	Rт,Ом	Хт,Ом	Qх,квар
		ВН	НН
ТСЗС-1000	1000	6,3	0,4	8	12	3	2	0,47628	3,1752	20
ТСЗС-1000	1000	6,3	0,4	8	12	3	2	0,47628	3,1752	20
ТСЗУ	1600	6	0,69	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2
ТСЗУ	1600	6	0,69	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2

Примечание: значения Rт и Хт приведены к высшему напряжению трансформатора.

В качестве независимого источника резервного питания используем трансформатор Т-30Г. Мощность данного трансформатора определяется по сумме нагрузок секций 3,4.

Так как на секциях 0,4 кВ по технологическому процессу не все двигатели включены (находятся в резерве на АВР), и не могут одновременно включится. Выбираем для установки трансформатор ТСЗС-1600/6, параметры трансформатора приводим в табл. 2.4 .

Таблица 2.4. Параметры резервного ТСН 6/0,4 блока 1

Тип	Sн.т, кВ*А	Каталожные данные						Расчётные данные
		Uном.обмоток кВ		Uk,%	ΔРк,кВт	ΔРх,кВт	Iх,%	Rт,Ом	Хт,Ом	Qх,квар
		ВН	НН
ТСЗС	1600	6	0,4	5,5	17	3,4	0,7	0,23906	1,2375	11,2

2.3 Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ. Выбор типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ

На основании рекомендации [1] расчётная мощность ТСН, питающего шины 6 кВ, определяется по выражению:

(2.8.)

где Красч - расчётный переводной коэффициент;

- суммарная расчётная мощность электродвигателей, подключённых к шинам секций 6 кВ;

- суммарная номинальная мощность понижающих ТСН 6/0,4 кВ.

Расчётный переводной коэффициент определяется по формуле:

(2.9.)

где Кр - коэффициент разновремённости максимумов нагрузок двигателей;

Кн.ср, - средние значения коэффициента нагрузки, КПД и двигателей.

Для нагрузки 0,4 кВ [1] рекомендует переводной коэффициент 0,9.

Согласно указаниям [1], расчётная мощность каждого электродвигателя принимается равной расчётной мощности на валу механизма. Все электродвигатели (рабочие и резервные) принимаются присоединёнными к секциям. Расчётная мощность на валу механизма определяется:

для вентиляторов

(2.10.)

где Q - расход (производительность) рабочей машины, м3/ч;

Н - напор (давление), кгс/м3;

- КПД вентилятора;

- КПД передачи.

для насосов

(2.11.)

где G - производительность, кг/ч;

Н - полный напор, м вод.ст.

Определение расчётной мощности на валу механизма покажем на примере дымососа ДС - 1А.

Таблица 2.5. Технические характеристики дымососа

Наименование	Размерность	Величина
Производительность Полный напор КПД дымососа КПД передачи (муфта)	м3/час кг/м2 о.е. о.е.	775000 475 0,71 0,98

кВт

Согласно [1], установленная (номинальная) мощность электродвигателя дымососа определяется по формуле:

Рн=Кзап∙Рр (2.12.)

где Кзап - коэффициент запаса двигателя (1,1ч1,3).

Таким образом, номинальная мощность электродвигателя дымососа составляет:

Рн=1,1∙1421=1563,1 кВт

Для привода дымососа установлен двигатель ДАЗО-1914-10/12 А, Рн=1500 кВт, следовательно, определение расчётной мощности на валу дымососа проведено верно.

Примечание: данные по технической характеристике дымососа взяты из[2,6].

Расчёт нагрузок на шины 6 кВ представлен в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Расчёт нагрузок на шины 6 кВ блока №1

Наименование присоединения	Тип двигателя, трансформатора	Рн, кВт	Рр, кВт	Кол-во	Суммарная мощность, кВт
					КРУ-3	КРУ-4
ДВ 1А,Б ПЭН 1А,Б,В ДК-1А,Б ДС 1А, Б ЦЭН 1А, Б КЭН 1А, Б, В Пусковой МЭН Золосмывной 1 А,Б Промывочный №4 СЭН города №5 Насос ПТЭЦ 4 СЭН города №6 Насос кислотной промывки 1	ДАЗО-1916-8/10 4АЗМ-2000/6000 2АЗМ-4000/6000 ДАЗО-1914-10/12 ДВДД-215/39-12/16 АВ-113-4 А-114-6 MQUe18 ДАМТ 137-4 А-114-4 А-13-59-6 А-114-4 АВ-113-4	625/1100 2000 4000 850/1500 500/1000 250 200 230 220 200 800 200 250	1027 1904 3544 1421 982 180 146 129 77 166 560 166 130	2 2 2 2 2 3 1 1 1 1 1 1 1	1027 3808 3544 1421 982 360 - 129 77 166 - - -	1027 1904 3544 1421 982 180 146 129 - - 560 166 130
К-33 К-34 ТСВ-1 ТПУ-1	ТСЗ 630/10 ТСЗ 630/10 ТСЗУ-1600/10 ТСЗУ-1600/10	- - - -	- - - -	1 1 1 1	- # - #	# - # -
Итого на блок по секциям					∑Рр.д = 11514кВт	∑Рр.д = 10189кВт
					∑Sн.т =2230кВ*А	∑Sн.т =2230кВ*А

р=0,9∙ (11514+2230+10189+2230) = 23546,7 кВ∙А

Примечание: Знаком # в таблице обозначены секции 6 кВ (А или Б), от которых запитывается соответствующий трансформатор.

После проведения расчётов, представленных в (табл. П.1.2.), получены следующие результаты: Sр.т.= 23546,7 кВ*А

На основании данных [7.т.3.4.] в качестве рабочего трансформатора, питающего шины 6 кВ, выбран трансформатор ТРДН-32000/15, параметры которого приведены в (табл. 2.7).

Таблица 2.7. Параметры рабочего трансформатора ТРДН-32000/15

Тип	Sн.т. кВ*А	Каталожные данные						Расчётные данные
		Uном.обмоток, кВ		Uк,%	ΔРк.з,кВт	ΔРх.х,кВт	Iх.х,%	Rт,Ом	Хт,Ом	ΔQх.х, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/15	32000	15,75	6,3-6,3	12,2	145	29	0,6	0,035	0,946	192

В качестве резервного питания на КРУ 3, 4 используется трансформатор Т-120Г. Так как нагрузка на секциях КРУ подчитана выше выбираем трансформатор [7.табл. 3.6] ТРДН-40000/110, параметры которого приведены в (табл. 2.8)

Таблица 2.8.Параметры рабочего трансформатора ТРДН-32000/110

Тип	Sн.т. кВ*А	Каталожные данные						Расчётные данные
		Uном.обмоток, кВ		Uк,%	ΔРк.з,кВт	ΔРх.х,кВт	Iх.х,%	Rт,Ом	Хт,Ом	ΔQх.х, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/110	32000	121	6,3-6,3	10,5	170	34	0,55	1,556	38,433	220

2.4 Электрические расчёты в схеме собственных нужд блока

Для питания электродвигателей 6 кВ и 0,4 кВ применим электрические кабели, идущие от секций КРУ 6 кВ и 0,4 кВ в кабельных каналах, находящихся на отметке -1 метр. Каждый электродвигатель запитывается по отдельной кабельной линии от секций 6 или 0,4 кВ. В схемах питания сборок, согласно рекомендаций [5], избегают ступенчатого их питания от основных секций 0,4 кВ с тем, чтобы исключить затяжку времени отключения повреждения на отходящих от основных секций линиях и избежать затруднений, связанных с обеспечением селективного отключения, неизбежных при ступенчатом питании. Таким образом, сборки запитываются каждая по отдельной линии.

2.4.2 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели

Выбор сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ производится по экономической плотности тока. Для этого необходимо определить расчётный ток, который будет протекать по линии. Выполним расчёты для кабелей, питающих электродвигатели 6 кВ.

Для радиальной схемы, где кабель питает один электроприёмник, расчётный ток определится по выражению:

, А (2.13)

где Рр - расчётная мощность электродвигателя, кВт;н - номинальное напряжение, кВ.

Экономическое сечение кабеля находится из отношения:

, мм2 (2.14)

где jэ - экономическая плотность тока, А/мм2, которая зависит от материала проводника и числа часов использования максимума полной мощности в году, Тмп, определяемое по [6].

Для электростанций Тмп составляет более 5000 часов, поэтому для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевыми жилами принимаем jэ равным 1,2 А/мм2.

Экономическое сечение округляем до стандартного ближайшего значения, определяемого по [5], полученный при этом допустимый ток должен быть принят с поправками на коэффициент прокладки и коэффициент температуры, принимаемыми по [5].

’доп = Iдоп.таб∙Кt∙Kп∙Кпер (2.15)

где Iдоп.таб - табличное значение допустимого тока, А;

Кt - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля;

Кпер - коэффициент перегрузки.

Выбор сечения кабеля покажем на примере дымососа, результаты расчёта для других электроприёмников сведём в(табл. 2. 9)

Расчёт ведётся по выражениям (2.13), (2.14), (2.15). Находим расчётный ток кабельной линии:

151,6 А

Экономическое сечение кабельной линии:

126,34 мм2

По [6.т.1.3.18.] определяем стандартное сечение: Fст = 120мм2, Iдоп.таб =190 А.

По [6]: Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля принимаем равным 0,75 для кабелей, проложенных открыто на лотках в кабельном туннеле;

Кt - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды принимаем равным единице;

Кпер - коэффициент перегрузки принимаем равным 1,35.

Допустимый ток кабеля с учётом коэффициентов Кп, Кt и Кпер определится’доп = 1,0*0,75*1,35*190 =192,38 А

Выбранное сечение кабеля необходимо проверить по условию работы в послеаварийном режиме: I’доп≥Iп/а.

Находим ток в послеаварийном режиме, которым будет являться режим работы двигателя при номинальных параметрах:

=160,03 А

· - условие выполнено.

Принимаем к установке кабель ААШв (3х150).

Для остальных кабелей расчёт ведётся аналогично.

Таблица 2.9. Расчёт сечений кабельных линий 6 кВ, питающих высоковольтные двигатели

Наименование двигателя	Рн, кВт	Рр, кВт	cosφ	Iр, А	Fэ, мм2	Fст, мм2	Iдоп. таб. А	I’доп, А	Iп/а, А	Марка и сечение кабеля	Проверка по нагреву I’доп≥ I’доп
ДС-1А-1ск.	800	743	0,85	80,20	66,83	50	110	111,38	86,35	ААШв 3х50	111,38˃86,35
ДС-1А-2ск.	1 500	1 421	0,86	151,60	126,34	150	225	227,81	160,03	ААШв 3х150
ДС-1Б-1ск.	800	743	0,85	80,20	66,83	50	110	111,38	86,35	ААШв 3х50	111,38˃86,35
ДС-1Б-2ск.	1 500	1 421	0,86	151,60	126,34	150	225	227,81	160,03	ААШв 3х150	227,81˃160,3
ДВ-1А-1ск.	625	597	0,87	62,96	52,47	50	110	111,38	65,91	ААШв 3х50	111,38˃65,91
ДВ-1А-2ск.	1 100	1 027	0,88	107,08	89,23	70	135	136,69	114,69	ААШв 3х70	136,69˃114,6
ДВ-1Б-1ск.	625	597	0,87	62,96	52,47	50	110	111,38	65,91	ААШв 3х50	111,38˃65,91
ДВ-1Б-2ск.	1 100	1 027	0,88	107,08	89,23	70	135	136,69	114,69	ААШв 3х70	136,69˃114,6
ЦЭН-1А-1ск.	500	462	0,85	49,87	41,56	35	85	86,06	53,97	ААШв 3х35	86,06˃53,97
ЦЭН-1А-2ск.	1 000	982	0,86	104,77	87,31	70	135	136,69	106,69	ААШв 3х70	136,69˃106,6
ЦЭН-1Б-1ск.	500	462	0,85	49,87	41,56	35	85	86,06	53,97	ААШв 3х35	86,06˃53,97
ЦЭН-1Б-2ск.	1 000	982	0,86	104,77	87,31	70	135	136,69	106,69	ААШв 3х70	136,69˃106,6
КЭН-1А	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63˃26,37
КЭН-1Б	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63˃26,37
КЭН-1В	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63˃26,37
ПЭН-1А	2 000	1 904	0,88	198,55	165,45	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81˃208,5
ПЭН-1Б	2 000	1 904	0,88	198,52	165,43	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81˃208,5
ПЭН-1В	2 000	1 904	0,88	198,52	165,43	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81˃208,5
ДК-1А	4 000	3 820	0,86	407,55	339,62	2-185	500	506,25	426,75	2х ААШв 3х185	506,25˃426,7
ДК-1Б	4 000	3 820	0,86	407,55	339,62	2-185	500	506,25	426,75	2х ААШв 3х185	506,25˃426,7
Пуск МЭН	200	146	0,85	15,76	13,13	10	42	42,53	21,59	ААШв 3х10	42,53˃21,59
СЭН города №5	200	161	0,80	18,46	15,39	16	50	50,63	22,94	ААШв 3х16	50,63˃22,94
СЭН города №6	200	161	0,80	18,46	15,39	16	50	50,63	22,94	ААШв 3х16	50,63˃22,94
Насос кислотной промывки	250	180	0,81	20,39	16,99	16	50	50,63	28,32	ААШв 3х16	50,63˃28,32
Первомайский насос №4	800	560	0,86	59,75	49,79	50	110	111,38	85,35	ААШв 3х50	111,38˃85,35
Золосмывной насос 1А	230	129	0,85	13,92	11,60	10	42	42,53	24,83	ААШв 3х10	42,53˃24,83
Золосмывной насос 1Б	230	129	0,85	13,92	11,60	10	42	42,53	24,83	ААШв 3х10	42,53˃24,83
Промывочный насос №4	220	77	0,85	8,31	6,93	10	42	42,53	23,75	ААШв 3х10	42,53˃23,75

Примечание: данные по маркам кабелей взяты из [6.т.18.28].

Полученные сечения кабельных линий должны быть проверены на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Проверка будет произведена ниже, после расчёта токов короткого замыкания.

2.4.3 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4 кВ

Для выбора сечения кабелей, питающих трансформаторов 6/0,4 кВ, необходимо определить мощность, подведённую к высокой стороне трансформаторов. Поскольку известна лишь мощность на шинах 0,4 кВ, то возникает необходимость определения потерь мощности в этих трансформаторах, или другими словами, необходимо рассчитать потокораспределение в трансформаторах. Потокораспределение рассчитывается с помощью схемы замещения, приведённой ниже. Поскольку все блочные трансформаторы двухобмоточные, то и схемы замещения для них будут одинаковые. Расчёт потокораспределения покажем на примере трансформатора К-33, питающего шины 0,4 кВ (ТС3 630/10).

Для расчёта потокораспределения необходимы следующие данные:

= 469,21 + j348,97;т = 0,47628 Ом, Хт = 3,1752 Ом;

ΔРх.х = 3 кВт,

ΔQх.х = 12 квар,

где S2 - суммарная расчётная мощность на шинах 0,4 кВ трансформатора К-16;

Rт - активное сопротивление трансформатора, приведённое к высокой стороне, по данным т.2.1.2.;

Хт - реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к высокой стороне, по данным т.2.1.2.;

ΔРх.х - потери активной мощности холостого хода (постоянные потери);

ΔQх.х - потери реактивной мощности холостого хода (постоянные потери);

Расчёт ведётся по следующим выражениям:

’2 = S”2 + ΔPт + jΔQт, кВ∙А (2.16.)

где S”2 = S2 = P2 + jQ2, кВ∙А

, кВт (2.17.)

, квар (2.18.)

где - номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора;

- потери на активном сопротивлении трансформатора (переменные потери);

- потери на реактивном сопротивлении трансформатора (переменные потери).

Определяем потери мощности на активном сопротивлении:

=4,103 кВт

Определяем потери мощности на реактивном сопротивлении:

=27,355 квар’2 = 469,21 + 4,103 +j348,97 + j27,355 = 473,313 + j376,325 кВ∙А

Таким образом, мощность, подведённая к высокой стороне трансформатора, с учётом потерь холостого хода, определится:

S1 = S’2 + ΔSхх = Р’2 +jQ’2 + ΔPxx +jQxx (2.19.)= 473,313 + j376,325 + 3,00 + j20 = 476,313+ j396,325 кВ∙А

Данные по расчёту потокораспределения для блочных трансформаторов сведём в (табл. 2.11).

Таким образом, суммарная расчётная нагрузка от трансформаторов 6/0,4 кВ, после определения потерь мощности в них, на шины 6 кВ составила

на секцию 3: ∑РТ.А. = 1691,52 кВт

∑QТ.А. = 1049,67 квар

на секцию 4 ∑РТ.Б. = 1897,45 кВт

∑QТ.Б. = 1133,097 квар

Для определения сечения кабельных линий и проверке кабелей по нагреву используем выражения (2.13), (2.14), (2.15) расчёта.

Выбранные сечения кабелей должны быть проверены на термическую стойкость к токам короткого замыкания, что будет сделано после определения токов КЗ.

Таблица 2.10. Расчёт потокораспределения в блочных трансформаторах

Трансформатор	Тип	Q2, квар	Uн ВН, кВ	Uн НН, кВ	Rт, ВН Ом	Хт, ВН Ом	ΔРх, кВт	ΔQх, квар	ΔРт, кВт	ΔQт, квар	Р1, кВт	Q1, квар
К-33	ТСЗС-1000/10	469,21	348,97	6,3	0,4	0,47628	3,1752	3	20	4,10	27,36	476,31	396,32
системы возбуждения	ТСЗС-1600/10	1 200,00	581,04	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	11,80	61,11	1 215,20	653,35
Суммарная нагрузка на секцию 3 6 кВ от трансформаторов 6/0,4 ;0,69кВ												1 691,52	1 049,67
К-34	ТС-750/10	523,00	347,00	6,3	0,4	0,73	3,47	2	9,45	7,25	34,44	532,25	390,89
пускового устройства	ТСЗС-1600/10	1350	653,67	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	11,80	77,34	1 365,20	742,21
Суммарная нагрузка на секцию 4 6 кВ от трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ												1897,45	1133,097
Т-30Г	ТСЗС-1600/10	992,21	695,97	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	9,75	50,49	1 005,36	757,66

Таблица 2.11.Расчёт сечений кабельных линий 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4; 0,69 кВ

Трансформатор	Р1, кВт	Q1, квар	S1, кВ*А	Iр, А	Fэ, мм2	Fст, мм2	Iдоп. таб. А	I’доп, А	Iп/а, А	Марка и сечение кабеля	Проверка кабеля I'доп,≥Iп/а
К-33	476,31	396,32	619,64	43,65	36,38	35,00	85,00	86,06	43,70	ААШв (3х35)	86,06> 43,70
системы возбуждения	1 215,20	653,35	1 379,70	111,36	92,80	95,00	165,00	167,06	111,50	ААШв (3х95)	167,06> 111,5
К-34	532,25	390,89	660,36	48,78	40,65	35,00	85,00	86,06	48,83	ААШв (3х35)	86,06> 48,83
пускового устройства	1 365,20	742,21	1 553,92	125,11	104,26	95,00	165,00	167,06	125,26	ААШв (3х95)	167,06> 125,86
Т-30Г	1 005,36	757,66	1 258,89	92,13	76,78	50,00	110,00	111,38	92,24	ААШв (3х50)	111,38> 92,13

2.4.4 Определение суммарных расчётных нагрузок на шины КРУ 3, 4 трансформатора ТРДН - 32000/15

После проведения расчётов по определению потерь мощностей в трансформаторах 6/0,4 кВ необходимо определить фактические нагрузки на шины рабочего трансформатора собственных нужд. Согласно данным расчёта, суммарная расчётная нагрузка от трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ на шины 6 кВ А и Б составляет

на секцию 3: ∑РТ.А. = 1691,52 кВт ∑QТ.А. = 1049,67 квар

на секцию 4 ∑РТ.Б. = 1897,45 кВт ∑QТ.Б. = 1133,097 квар

Определим суммарную расчётную нагрузку от двигателей 6 кВ на шины КРУ 3 и 4. Известны расчётные активные мощности и cosφ двигателей, определим расчётные реактивные мощности двигателей по следующему выражению:

= PP∙tgφ (2.20.)

Данные по расчёту сведём в табл 2.12.

Суммарная нагрузка от двигателей 6 кВ на шины секций 6 кВ составляет

на КРУ3: ∑РД.А. = 13587 кВт; ∑QД.А. = 7825 квар;

на КРУ 4: ∑РД.Б. = 12312 кВт; ∑QД.Б. = 7199 квар.

Таблица 2.12. Нагрузки на шины рабочего трансформатора собственных нужд от двигательной нагрузки 6 кВ

Наименование двигателя	Тип двигателя	Кол-во	Рр, кВт	cosφ	tgφ	Qр, квар	Суммарная мощность, кВт
							КРУ 3		КРУ 4
							∑Р, кВт	∑Q, квар	∑Р, кВт	∑Q, квар
ДС-1А-1ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	743	0,85	0,62	460,66	743	461
ДС-1А-2ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	1 421	0,86	0,59	838,39	1 421	838
ДС-1Б-1ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	743	0,85	0,622	462,15			743	462
ДС-1Б-2ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	1 421	0,86	0,59	838,39			1 421	838
ДВ-1А-1ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	597	0,87	0,57	340,29	597	340
ДВ-1А-2ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	1 027	0,88	0,54	554,58	1 027	555
ДВ-1Б-1ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	597	0,87	0,57	340,29			597	340
ДВ-1Б-2ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	1 027	0,88	0,54	554,58			1 027	555
ЦЭН-1А-1ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	462	0,85	0,622	287,36	462	287
ЦЭН-1А-2ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	982	0,86	0,59	579,38	982	579
ЦЭН-1Б-1ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	462	0,85	0,622	287,36			462	287
ЦЭН-1Б-2ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	982	0,86	0,59	579,38			982	579
КЭН-1А	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60	180	103
КЭН-1Б	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60	180	103
КЭН-1В	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60			180	103
ПЭН-1А	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16	1 904	1 028
ПЭН-1Б	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16	1 904	1 028
ПЭН-1В	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16			1 904	1 028
ДК-1А	2АЗМ-4000/6000	1	0,86	0,59	2 253,80	3 820	2 254
ДК-1Б	2АЗМ-4000/6000	1	3 820	0,86	0,59	2 253,80			3 820	2 254
Пуск МЭН	А-114-6	1	146	0,85	0,622	90,81			146	91
СЭН города №5	А-114-4	1	161	0,80	0,75	120,75	161	121
СЭН города №6	А-114-4	1	161	0,80	0,75	120,75			161	121
Насос кислотной промывки	АВ-113-4	1	180	0,81	0,72	129,60			180	130
Первомайский насос №4	А-13-59-6	1	560	0,86	0,59	330,40			560	330
Золосмывной насос 1А	MQUe18	1	129	0,85	0,622	80,24	129	80
Золосмывной насос 1Б	MQUe18	1	129	0,85	0,622	80,24			129	80
Промывочный насос №4	ДАМТ 137-4	1	77	0,85	0,622	47,89	77	48
Суммарная мощность:							13 587	7 825	12 312	7 199

Определим суммарную нагрузку на шины 6 кВ от двигателей и трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ по выражению:

На шины КРУ 3: РА=∑РД.А.+ ∑РТ.А. (2.21.)А=∑QД.А.+ ∑QТ.А. (2.22.)

На шины КРУ 4: РБ=∑РД.Б.+ ∑РТ.Б. (2.23.)Б=∑QД.Б.+ ∑QТ.Б. (2.24.)

РА=∑РД.А.+ ∑РТ.А.= 13587 +1691,52 = 15278,52кВт;А=∑QД.А.+ ∑QТ.А.= 7825+ 1049,67 = 8874,67 квар;

РБ=∑РД.Б.+ ∑РТ.Б. = 12312 +1897,45 = 14209,45 кВт;Б=∑QД.Б.+ ∑QТ.Б. = 7199 + 1133,097= 8332,097 квар;

S3 = = 17668,98 кВ∙А;= = 16472,168 кВ∙А.

Номинальная мощность обмотки НН трансформатора ТРДН - 32000/15 с учётом расщепления: SНН = 16000 кВ*А. Так как ПЭН 1Б в нормальном режиме находится в резерве и запускается в случае работы АВР, аналогично КЭН 1Б и Сетевые города работает только в случае отказа основного, , дымососы, дутьевые вентиляторы, цирк насосы работают на разных скоростях, , то нагрузка на шины КРУ 3 S = 10996,9 кВ∙А, КРУ 4 S = 11411,9 кВ∙А. Расчётная полная мощность которого равна Sр.в.= 22408,8 кВ∙А. Трансформатор ТРДН загружен на 0,7 допускается.

2.4.5 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

Сечение проводников электрических сетей напряжением до 1000 В выбираются по расчётному току таким образом, чтобы проводники при токах нагрузки, соответствующих работе в длительном режиме и в условиях нормированной для них температуры окружающей среды, на перегревались бы сверх допустимых пределов. Для выбранного сечения проводника должно выполнятся условие:

≤ К1∙К2∙Iдоп (2.25.)

где Ip - расчётный ток нагрузки;

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

К2 - поправочный коэффициент на число совместно проложенных проводов и кабелей;доп - длительно допустимый ток, соответствующий данному сечению.

В дальнейших расчётах произведение К1∙К2∙Iдоп обозначим I’доп.

Выбор сечения кабеля покажем на примере для электродвигателя НГО-11А, подключённого к шинам секции 16-Ю.

Электродвигатель, применяемый для привода НГО, имеет следующие параметры:

Рном=130 кВт, Iном=234,1 А, cosφ=0,8

Определение расчётного тока, протекающего по кабелю, выполняем по выражению

Согласно рекомендации [5], принимаем к прокладке в кабельном туннеле кабель ААШв.

Руководствуюсь рекомендациями, изложенными в [11], принимаем поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (К1) равный единицы, поправочный коэффициент на количество совместно проложенных кабелей (К2) равный 0,75.

По [5.т.1.3.18] выбираем кабель ААШв-120 (3х), Iдоп.таб= 320 А.

Проводим проверку:

,5 ≤ 320∙0,75∙1

,5 ≤ 240 - условие выполнено.

Проводим проверку выбранного кабеля по допустимой потере напряжения:

(2.26.)

где L - длина кабеля;, Х0 - удельные активное и реактивное сопротивления кабеля;

cosφ - коэффициент мощности и соответствующий ему sinφ.

При этом должно выполнятся условие:

ΔU≤ΔUдоп. (2.27.)

где ΔUдоп. - допустимое снижение напряжения в электрической сети.

Согласно [11], принимаем ΔUдоп.=5%.

Длина кабеля L= 60м, согласно [11], R0= 0,258 мОм/м,Х0=0,076 мОм/м.

= 1,605 %

Полученное значение ΔU= 1,605 % менее допустимого Uдоп=5%. Окончательно принимаем к установке ААШв (3х120).

Данные по расчёту остальных кабелей на напряжение 0,4 кВ представлены в таблице П.1.4. приложения 1.

Поскольку необходимо запитать сборки освещения от шин 0,4 кВ, а для питания ламп понадобится напряжение 220В, то нужно применить четырёх проводную систему электропитания с нулевым проводником. Согласно [5], сечение нулевого провода при четырёх проводной схеме системе должно быть не менее половины сечения фазного провода. Учтём это требование при составлении (табл. П.1.4).

3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор мощности блочного трансформатора Т1

На основании требований, предъявляемых к выбору числа и мощности трансформаторов.

При выборе мощности трансформаторов используем расчетную нагрузку с учетом режима работы энергоснабжающей. Так как нагрузка на блочный трансформатор может манятся в зависимости от режима работы генератора и нагрузки на трансформатор собственных нужд. Собственный нужды в свою очередь могут быть запитаны от резервного трансформатора при работе генератора. Вследствии чего блочный трансформатор преобразует генераторную мощность.

Мощность одного трансформатора определяется по условию:

>,(кВ∙А) (3.1.)

>200000 (кВ∙А); 200000-22408,8=177591,2 (кВ∙А).

Выбираем трансформатор типа ТДЦГ-250000/220. Паспортные данные трансформатора приведены в табл. 3.1 (по [7])

Таблица 3.1. Данные трансформатора Т1

ТИП	Мощно-сть, кВА	Uном, кВ		Пределы регулиро-вания	Uк, %	кВткВтIх,%Rт,ОмХт,ОмQх, квар
		ВН	НН
ТДЦГ-250000/220	250000	242	15,75	±9х1,78%	10,5	600	207	0,65	0,56221	24,5969	1625

Потери в трансформаторах:

,(кВт) (3.2.)

,(квар) (3.3.)

Полная мощность на стороне ВН без учета на собственный нужды :

На стороне ВН выбираем открытое распределительное устройство - с выключателями в цепях системы шин, по 1 выключателю на каждую систему шин.

3.2 Выбор сечений проводов питающей линии 220кВ и определение ее параметров

Выбор проводов ВЛЭП произведен по экономической плотности тока[3]:

Расчетный ток:

(3.4.)

где n=1 - число цепей ВЛЭП.

, по [5, табл. 1.3.36].

Выбираем провод марки АС-240/32 сечением 240 (т.к. для сетей напряжением 220кВ минимальное сечение ВЛ составляет 240).

По [3, табл. 1.3.29] .

По [7, табл. 7.5] (Ом/км), (Ом/км), (см/км).

Расстояние от трансформатора до системы шин 220 кВ 0,8км.

Зарядная мощность линии:

(квар) (3.5.)

Определим потери мощности, считая генерацию реактивной мощности воздушной линией равной в начале и в конце линии.

,(кВт) (3.6.)

,(квар) (3.7.)

Мощность в конце линии:

3.3 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания

При коротких замыканиях в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и значение тока оказывают группы электродвигателей, включённых в близи места повреждения.

Для привода механизмов собственных нужд применяют в основном асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. При близком КЗ напряжение на выводах двигателей оказывается меньше их ЭДС. Электродвигатели переходят в режим генератора, посылающего ток к месту повреждения.

Составляющую тока КЗ от электродвигателей необходимо учитывать при проверке аппаратов и проводников распределительных устройств собственных нужд, а также при расчёте уставок релейной защиты оборудования 6 кВ. Для указанных цепей достаточно знать начальное значение периодической составляющей, ударный ток, значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ в момент τ размыкания контактов выключателей.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от электродвигателя определится по аналогии с синхронным генератором по выражению:

(3.8.)

где - сверхпереходная ЭДС;

- сверхпереходное индуктивное сопротивление электродвигателя.

Величины и не задаются в каталогах, однако в них указываются кратность пускового тока электродвигателя Кпуск., равная отношению пускового тока электродвигателя Iпуск к его номинальному току Iном. Прямое включение в сеть рассматривается в теории электрических машин как КЗ за сопротивлением . На этом основании в практических расчётах принимают:

п,о,д=Iпуск= Кпуск∙ Iном (3.9)

В отличии от генераторов, запас электромагнитной и кинетической энергии электродвигателей мал и периодическая составляющая тока КЗ быстро затухает

п,t,д= Iп,о,д∙ l-t/Т’д (3.10)

где Т’д - постоянная времени затухания тока КЗ (периодическая составляющая) от электродвигателей.

Апериодическая составляющая тока КЗ от электродвигателя описывается выражением:

а,t,д= Iп,о,д∙ l-t/Та,д (3.11)

где Та,д - постоянная времени затухания апериодического тока для цепи электродвигателей.

Ударный ток от электродвигателя определяется

п,о,д ∙ kу,д (3.12.)

где: kу,д - ударный коэффициент, определяемый по известному Та,д.

К секциям собственных нужд электростанции подключается большое количество электродвигателей разных типов и мощностей. При оценке результирующего влияния всех электродвигателей на ток КЗ в месте повреждения целесообразно все электродвигатели заменить одним эквивалентным. Параметры эквивалентного электродвигателя следующие:

Таблица 3.2. Параметры эквивалентного электродвигателя

Коэффициент полезного действия ηд Коэффициент мощности Постоянная времени периодической составляющей тока Т,д Постоянная времени апериодической составляющей Та,д Ударный коэффициент kу,д Кратность пускового тока, Кпуск

0,94 0,87 0,07 0,04 1,65 5,6

Согласно рекомендаций [19], уровни токов КЗ в системе собственных нужд электростанции должны быть рассчитаны с учетом режимов работы рабочих и резервных источников питания:

а) КЗ на шинах РУ собственных нужд рабочего источника питания с учетом токов КЗ от электродвигателей одной наиболее загруженной секции;

б) КЗ на шинах РУ собственных нужд резервного источника питания с учетом КЗ от электродвигателей рабочей секции одного блока и токов КЗ от электродвигателей секции другого блока, находящегося в режиме пуска или останова.

. Расчет токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего источника питания

Определяем наиболее загруженную от двигательной нагрузки секцию рабочих шин 6 кВ. Согласно данным табл. 2.12. наиболее загруженной секцией является КРУ-3.

13587 кВт

Составляем расчетную схему (рис. 3.1.):

Составляем расчетную схему (рис. 3.2) замещения для определения тока КЗ от внешних источников (энергосистемы) и рассчитываем начальное значение периодической составляющей Iп,о,с. Считаем Iп,о,с незатухающим (удаленная точка).

Рис. 3.1. Расчетная схема

Рис. 3.2. Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой НН

Рис. 3.3. Схема замещения

Принимаем базисную мощность Sб = 32 МВ*А (мощность рабочего трансформатора собственных нужд) и приводим сопротивления схемы замещения (рис. 3.2) к базовым условиям. Для упрощения записей звездочки при обозначениях сопротивлений опускаем. Определяем сопротивление системы (на схеме замещения обозначено 1) по выражению:

(3.13)

= 0,0018

Для определения сопротивления повышающего трансформатора ТДЦГ-250000/220 (на схеме замещения обозначен 2) воспользуемся рекомендациями [19].

Хт% = Uк в-н% (3.14)

Хт% = 11%

(3.15)

где Sн - номинальная мощность трансформатора ТДЦГ-250000/220, МВ*А.

Генератор блока 1 имеет следующие параметры:

тип: SGen5-110B

номинальная мощность: Sном. = 200 МВ∙А

сверхпереходное значение сопротивления по продольной оси: Х’’d = 0,185о.е.

Сопротивление генератора (на схеме замещения Х3) определяется по выражению:

(3.16)

где где Sн - номинальная мощность генератора

= 0,0296

Для определения сопротивления рабочего трансформатора собственных нужд (на схеме замещения обозначен Х4) воспользуемся рекомендациями [19]. Составляем схему замещения трансформатора и определяем сопротивления обмоток.

Хтв% = 0,125∙Uк в-н% (3.17)

Хтн1% = Хтн2%= 1,75∙Uк в-н% (3.18)

Таким образом, сопротивление трансформатора (Х4), приведенное к базовым условиям, определяется:

Так как сопротивление Х2<<Х3, то можно утверждать, что генератор находится на большой электрической удаленности от места КЗ и его целесообразно для упрощения расчетов включить в состав энергосистемы. Составляем схему замещения для определения результирующего сопротивления.

Рис. 3.4. Схема замещения 2

Результирующее сопротивление от энергосистемы до места КЗ определяется:

(3.19)

При начальное значение периодической составляющей тока внешней сети будет равно

Значения ударного коэффициента kу,с и постоянной времени Та,с для заданной мощности трансформатора (32 МВ*А) определим из кривых, представленных в [19.рис.3.39]: kу,с = 1,82; Та,с = 0,05с.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного электродвигателя КРУ 3определится

(3.20)

где - суммарная мощность электродвигателей, присоединенных к КРУ-3, МВт;

Uн - номинальное напряжение электродвигателей.

Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ

п,о = Iп,о,с + Iп,о,д (3.21)

п,о = 14,72 +5,288 = 20,008 кА

Ударный ток КЗ

(3.22)

кА

Результаты расчета токов трехфазного короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания представим в виде табл. 3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета токов короткого замыкания на шинах 6 кВ

Место КЗ	I(3)п,о, кА	(3)п,о, кА
Шины рабочего источника питания	20,008	49,23

Максимальный уровень КЗ ограничивается параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки. Наиболее распространенным и действенным способом является использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в два раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки. По этой причине в данном проекте применены трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Как будет показано ниже, этой меры оказалось достаточно для ограничения токов КЗ. Применение других мер, позволяющих регулировать уровни токов КЗ, оправдано только после специального технико-экономического обоснования, поэтому в данном проекте ограничимся применением трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

3.4 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 15,75 кВ

Составляем расчётную схему

Рис. 3.5. Расчётная схема

Составляем расчётную схему замещения

Рис.3.6. Расчётная схема замещения

Расчёт выполним в относительных единицах. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 МВ*А, определим параметры схемы замещения.

Сопротивление генератора (Х3), приведённое к базовым условиям

Х3 = Х”dном = 0,185 = 0,925

Определяем ЭДС генератора по выражению:

Е” = (3.22.)

где I0 = 1;U0 = 1; = 0,85; = 0,53.

Значения параметров в относительных единицах взяты в предложении, что генератор до КЗ имел номинальную нагрузку.

Е” = = 1,1

Сопротивление повышающего трансформатора (Х2), приведённое к базовым условиям

Х2 =

Сопротивление системы (Х1), приведённое к базовым условиям

Х1 =

Сворачиваем схему замещения к точке КЗ и определяем результирующие сопротивления

Рис. 3.7. Результирующая схема замещения

Х4 = Х1 + Х2 = 0,085 + 0,55 = 0,635

Определяем базисный ток

б = кА

Токи по ветвям схемы при КЗ в точке К3 определятся

от генераторап,о,г = кА

от системып,о,с = кА

Суммарный ток при трёхфазном коротком замыкании в точке К3

п,о = Iп,о,г + Iп,о,с = 43,59 + 57,73 = 101,32 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания в точке К3

Ударный коэффициент для цепи генератора kу=1,973 [19.т.3.7.]. Ударный коэффициент для энергосистемы определим с учётом того, что ток к месту К3 поступает через блочный трансформатор 250 МВ*А. По [19.т.3.8.] имеем kу=1,8.

Ударные токи по ветвям схемы замещения:

генератора

у,г=∙ kу,г∙ Iп,о,г=∙ 1,973∙ 43,59=121,63 кА

системы

у,с=∙ kу,с∙ Iп,о,с=∙ 1,8∙ 57,73=146,96 кА

Суммарный ударный ток

у = iу,г + iу,с = 121,63 + 146,96 = 268,59 кА

Результаты расчёта представим в виде табл. 3.4.

Таблица 3.4. Результаты расчёта токов КЗ на шинах генераторного напряжения 15,75 кВ

Место КЗ	I(3)п,о, кА	(3)п,о, кА
Шины генераторного напряжения	101,32	268,59

3.5 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ

В электроустановках напряжением до 1000 В расчётным видом является трёхфазное КЗ, так как при этом ток, его динамическое и тепловое воздействие достигают своего наибольшего значения. Расчёт тока КЗ покажем на примере для шин секции 3 , данные по расчёту токов КЗ на шинах НН других трансформаторов сведём в таблицу 4.7.1.

Шины 0,4 кВ секции К-33 питает трансформатор ТСЗС-1000, подключённый обмоткой НН непосредственно к шинам секции, поэтому при расчётах сопротивление шин учитываться не будет. В цепи обмотки НН трансформатора установлен автоматический выключатель. Рассчитываем ток трёхфазного КЗ за автоматом.

Составляем расчётную схему.

н =const. Zт Zкв Rк К(3)4

На схеме: Zт - полное сопротивление трансформатора ТСЗС-1000;кв - полное сопротивление токовых катушек автоматического выключателя ВА 5735;к - суммарное сопротивление различных контактных соединений.

Для трансформаторов ТСЗС-1000: ΔРк=12 кВт; ΔUк=5,5%.Определяем сопротивление трансформатора.

Rт = (3.23.)

т = = 1,92мОм

т = (3.24.)

т = = 12,8 мОм

Хт = = 12,65 мОм

Для автомата ВА 5735 имеем: Rкв=0,12 мОм; Хкв=0,09 мОм.

Суммарное сопротивление контактов при КЗ на шинах РУ следует принять: Rк = 15 мОм.

Ток трёхфазного КЗ а точке К4 определится:

(3.25.)

где R1 = Rт + Rкв + Rк = 1,92 + 0,12 +15 = 17,04 мОм;

Х1 = Хт + Хкв = 12,65, + 0,09 = 12,74 мОм.

= 11,85 кА

Коммутационная способность автомата ВА 5735 составляет 40 кА.

отк ≥ (3.26.)

>10,85 - условие выполнено.

Таблица 3.5.Расчёт токов короткого замыкания на шинах НН трансформаторов 6/0,4 кВ

Трансфор-матор	Тип трансфор-матора	Sнт кВ*А	ΔРк кВт	ΔUк %	Rт мОм	Zт мОм	Хт мОм	Автомат тип	Rкв мОм	Rк мОм	I(3) кА
К-33	ТСЗС-1000	1000	12	8	1,92	12,8	12,65	Э16В	0,12	0,09	15	10,85
системы возбуждения	ТСЗС-1000	1000	12	8	1,92	12,8	12,65	Э16В	0,12	0,09	15	10,85
К-34	ТСЗУ	1600	17	5,5	3,16	16,37	16,06	Э16В	0,12	0,09	15	9,47
пускового устройст-ва	ТСЗУ	1600	17	5,5	3,16	16,37	16,06	Э16В	0,12	0,09	15	9,47
Т-30Г	ТСЗС	1600	17	5,5	1,06	5,5	5,4	Э16В	0,12	0,09	15	13,51

Выполним проверку выключателей по коммутационной способности по условию (3.26.):

ВА 5735: 40 > 10,85 - условие выполнено;

ВА 5735: 40 >9,47- условие выполнено.

ВА 5735: 40 > 9,47 - условие выполнено;

ВА 5735: 40 > 13,51 - условие выполнено;

На отходящих линиях установлены автоматы серии ВА.

3.6 Проверка токов короткого замыкания в программе «Энергия»

Расчет выполнен с помощью программного комплекса “Энергия”. В программном комплексе воздушные линии представлены маркой провода, его сечением Fп (кв.мм), удельным активным сопротивлением R0 (Ом/км) и допустимым током Iдоп (А). Трансформаторы представляются: типом трансформатора, мощностью Sном (кВ∙А), напряжением обмотки ВН U1НОМ и обмотки НН U2НОМ (кВ), потерями активной мощности Рхх и Ркз (кВт), Iхх (%), Uкз (%), активным R0 и реактивным X 0 сопротивлениями (Ом), числом ответвлений РПН и ПБВ n, а так же ступенью регулирования первичных обмоток ∆К %. Генераторы представляются: типом генератора, его полной и активной мощностью Sном (кВ∙А) и Рном (кВт), числом оборотов n (об/мин), cos φ; продольным переходным реактивным сопротивлением X' d (о.е.), продольным синхронным реактивным сопротивлением X d (о.е.), продольным сверхпереходным реактивным сопротивлением X'' d (о.е.).

Таблица 3.6.Результаты расчета периодической составляющей и ударных токов КЗ.

Место КЗ Начальное значение периодической составляющей токов - ф. КЗ , кАУдарный ток

- ф. КЗ

, кА
На линии к ОРУ-220 кВ с генератором	11,9	27,8
На ОРУ-220 кВ	14,7	33,3
На линии к ОРУ-220 кВ без генератора	10,7	27,2
Шины генератора 15,75 кВ	102	272
Шины 15,75 кВ без генератора	55	140
Шины СН 6 кВ	19,6	48,3
Шины СН 0,4 кВ	12,5	28,4
На Дк-1А	17,9	33,9

Принимаем в качестве расчётного наибольшее значение тока КЗ, берём трехфазное короткое замыкание. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного КЗ.

3.7 Проверка сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ по условию термической стойкости

Поскольку определены токи короткого замыкания на шинах 6 кВ, необходимо выполнить проверку сечений кабелей отходящих линий на термическую стойкость к токам КЗ. Минимальное сечение по термической стойкости определится:

qmin = (3.26)

где Вк - тепловой импульс КЗ;

Вычисляем тепловой импульс:

, (3.27)

где -время срабатывания защиты и выключателя,

сек - время затухания апериодической составляющей ударного тока КЗ

с - коэффициент для расчета сечений шин и кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ (С = 98.

= мм

Ближайшее стандартное значение qcт = 95

Некоторые из выбранных ране сечений кабелей на напряжение 6 кВ не проходят проверку по условию термической стойкости, поэтому сечения их жил увеличиваем до значения мм2. Окончательно принятые к установке сечения кабелей приводим в табл. 3.7.

Таблица 3.7. Принятые к установке сечения кабельных линий, питающих высоковольтные двигатели и трансформаторы 6/0,4 кВ

Наименование	Марка и сечение кабеля	Наименование	Марка и сечение кабеля
ДС-1А-1ск.	ААШв 3х95	ДК-1А	2х ААШв 3х185
ДС-1А-2ск.	ААШв 3х150	ДК-1Б	2х ААШв 3х185
ДС-1Б-1ск.	ААШв 3х95	Пуск МЭН	ААШв 3х95
ДС-1Б-2ск.	ААШв 3х150	СЭН города №5	ААШв 3х95
ДВ-1А-1ск.	ААШв 3х95	СЭН города №6	ААШв 3х95
ДВ-1А-2ск.	ААШв 3х95	Насос кислотной промывки	ААШв 3х95
ДВ-1Б-1ск.	ААШв 3х95	Первомайский насос №4	ААШв 3х95
ДВ-1Б-2ск.	ААШв 3х95	Золосмывной насос 1А	ААШв 3х95
ЦЭН-1А-1ск.	ААШв 3х95	Золосмывной насос 1Б	ААШв 3х95
ЦЭН-1А-2ск.	ААШв 3х95	Промывочный насос №4	ААШв 3х95
ЦЭН-1Б-1ск.	ААШв 3х95	К-33	ААШв 3х95
ЦЭН-1Б-2ск.	ААШв 3х95	системы возбуждения	ААШв 3х95
КЭН-1А	ААШв 3х95	К-34	ААШв 3х95
КЭН-1Б	ААШв 3х95	пускового устройства	ААШв 3х95
КЭН-1В	ААШв 3х95	Т-30Г	ААШв 3х95
ПЭН-1А	ААШв 3х150	ПЭН-1В	ААШв 3х150
ПЭН-1Б	ААШв 3х150

3.8 Проверка кабельных линий на напряжение 0,4 кВ по условию термической стойкости

Для защиты от КЗ и перегрузок потребителей 0,4 кВ принимаем автоматические выключатели марки ВА 5735 производства ООО «Иркутский завод электромонтажных изделий». Технические параметры автоматических выключателей ВА5735 - трехполюсный автоматический выключатель для защиты электрических цепей с напряжением 400/690 В переменного тока частотой 50 Гц. Он предназначен для нечастых оперативных включений и отключений с частотой до 30 циклов включения/отключения в сутки. При напряжении 400 В номинальная предельная наибольшая отключающая способность выключателей серии ВА 5735 - 40 кА, при напряжении 690 В отключающая способность - 18 кА.

Кабели должны обладать необходимой термической стойкостью к действию токов КЗ на шинах 0,4 кВ, поэтому необходимо проверить выбранные сечения КЛ. В данных расчетах принимаем, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка со временем срабатывания 0,1 с.

Вычисляем тепловой импульс:

(3.28.)

где - время срабатывания защиты и выключателя,

сек - время затухания апериодической составляющей ударного тока КЗ

Минимально допустимое сечение кабеля определим по формуле:

(3.29)

где с - коэффициент для расчета сечений медных шин и кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ (С = 100 , по [9]).

Принимаем минимальное значение FСТ = 25 мм2 Согласно расчёту, КЛ питающие потребителей 0,4 кВ сечения которых меньше 25 мм2 необходимо увеличить до 25 мм2.

4. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

На рис. 4.1. представлена структурная схема блока 1.

Рис . 4.1. Структурная схема блока 1

.1 Выбор выключателей ОРУ - 220 кВ

Выбран [32] элегазовый выключатель 242 PMR 40 трехполюсный баковый, наружной установки, со встроенными трансформаторами тока , Uном = 220 кВ, Iном = 2000 А, номинальный ток отключения 40 кА производство ООО «АББ Электроинжиринг» г.Москва.

Максимальный ток продолжительного режима:

(4.1.)

Таблица 4.1. Результаты проверки элегазового выключателей Q1, Q2.

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 220 кВ I прод.расч. = 590 А	Uном = 220 кВ I ном = 2000 А	По условию длительного режима
кАi дин= 100 кАПо динамической стойкости

= 8,8 кА=

=71,6 кАПо коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 45,38 =4800 По термической стойкости

кА

кА кА

кАПо току включения
Тип привода		Пружинно-гидравлический

, (4.2.)

где с, с. (4.3.)

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,04 = 0,05 с ;

кА ; (4.4.)

кА. (4.5.)

где: Uном и Iном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;сети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;прод.расч - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима;

Вк -интеграл Джоуля для заданной цепи;отк-полное время отключения ткз.рз - время действия резервной защиты цепи, где установлен выключатель;о.в. - полное время отключения выключателя с приводом; Iо.ном - номинальный ток отключения выключателя; - апериодическая составляющая ткз в момент времени t,защ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);о.с - собственной время отключения выключателя с приводом;в.ном - амплитудное значение номинального тока включения;в.ном - действующие значение номинального тока включения выключателя;тер, tтер - ток и время релейной защиты по условию термической стойкости.

4.2 Выбор генераторного выключателя

В цепи генератора принят элигазовый выключатель HECS - 80[32]. Проверим генераторный выключатель по условиям выбора , данные проверки сведём в табл 4.2.

Таблица 4.2. Данные проверки генераторного выключателя Q3, Q8.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 15,75 кВ I прод.расч. = 7330 А	Uном = 23 кВ I ном = 8500 А	По условию длительного режима
кАi дин= 220 кАПо динамической стойкости

=109,4 кА=

=154,8 кАПо коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = =25600По термической стойкости

кА

кА кА

кАПо току включения
Тип привода		Электромагнитный

, (4.6.)

где с, с, по [6,табл.3.2]

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ;

кА ; (4.7.)

кА. (4.8.)

.3 Выбор выключателей на напряжение 6 Кв

Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.

При выборе выключателей необходимо учитывать основные требования, предъявляемые к ним. Выключатели должны надежно отключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. Для сохранения устойчивости работы, системы отключения КЗ должно производиться как можно быстрее. Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки. Выключатель должен обладать высокой ремонтопригодностью, взрыво и пожаробезопасностью.

Выбор выключателя покажем на примере для выключателя рабочего ввода секции А 6 кВ. Данные по выбору других выключателей оформим в виде таблицы.

Определим расчетный ток продолжительного режима для выключателя рабочего ввода секции А 6 кВ и, соответственно, для ошиновки обмотки низшего напряжения рабочего трансформатора собственных нужд ТРДН-32000/15 с учетом расщепления.

(4.9.)

где Sн = Sн.т./2 - номинальная мощность обмотки низшего напряжения трансформатора с учетом расщепления.

Предварительно выбираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-31.5/2000-УХЛ2, [25] рассчитанный на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 2000А.

Проверим выключатели Q4, Q5 по условиям выбора, данные проверки сведём в табл 4.3.

Таблица.4.3. Данные проверки вакуумного выключателя BB/TEL-10-31.5/2000-УХЛ2.

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 6 кВ I прод.расч. = 1146.26 А	Uном = 10 кВ I ном = 2000 А	По условию длительного режима
кАi дин= 81кАПо динамической стойкости
= 38,99кА=61,6 кАПо коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 97,9 По термической стойкости

кА

кА кА

кАПо току включения
Тип привода		Электромагнитный

, (4.10.)

где с, (4.11.)

с, по [6] (табл. 3.4.1).

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ; (4.12.)

кА ; (4.13.)

кА. (4.14.)

Самый крупный потребитель ДК-1 Q6, Q7 имеет Iпрод.расч. =529,81 А. Для потребителей КРУ-6 кВ выбираю вакуумный выключатель [28] BB/TEL-10-20/1000-У2-51-F из [2, таблицы 5.1]. Проверим выключатель потребителей по условиям выбора , данные проверки сведём в табл. 4.4.

, (4.15.)

где с, с, по [6] (табл. 3.4.2).

τ = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ; (4.16.)

кА ; (4.17.)

кА. (4.18.)

Таблица.4.4.Данные проверки вакуумного выключателя BB/TEL-10-20/1000-У2-51-F

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 6 кВ I прод.расч. = 529.81 А	Uном = 10 кВ I ном = 1000 А	По условию длительного режима
кАi дин= 51 кАПо динамической стойкости
=38,99кА=41,5 кАПо коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 311,65 По термической стойкости

48,3кА

кА кА

кАПо току включения
Тип привода		Электромагнитный

Для формирования КРУ 6 кВ принимаем к установке тип комплектного распределительного устройства внутренней установки D-12P из [27]. Данные сведём в табл. 4.5.

Табл. 4.5. Основные технические данные КРУ-6 кВ D-12P

Параметры	Шкафы выкатного исполнения
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток, А	1600
Шкафов	49
сборных шин	1600
Тип выключателя	BB/TEL-10-31.5/2000 BB/TEL-10-20/1000
Тип привода	электромагнитный
Номинальный ток отключения, кА	31,5
Электродинамическая стойкость ,кА	80

4.4 Выбор разъединителей 220 кВ

Выбираем разъединители РПД-2-220/1600 УХЛ1 производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» г.Екатеринбург ,трехполюсные с двумя комплектами заземляющих ножей, Uном = 220 кВ, Iном =1600 А с электродвигательным приводом типа ПМН-1000; разъединитель РПД-1п-220/1600 УХЛ1, трехполюсный с одним комплектом заземляющих ножей со стороны пальцевого контакта, и разъединитель РПД-1к-220/1600 УХЛ1, трехполюсный с одним комплектом заземляющих ножей со стороны кулачкового контакта.

Таблица 4.6. Результаты проверки разъединителей.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 220 кВ Iпрод.расч.= 590 А	Uном =220 кВ Iном = 1600 А	По условию длительного режима
кАiдин = 102 кАПо динамической стойкости
Вк = 45,38 =4800 По термической стойкости

4.5 Выбор ограничителей перенапряжения ОРУ-220 кВ

Для защиты оборудования напряжением 220кВ от недопустимых перенапряжений выбран ограничитель перенапряжения. Тип [30] EXLIM Q216 XV 245 ,нелинейный для сети 220 кВ, Uном ОПН = 228 кВ, длительно допустимое рабочее напряжение 245 кВ, Номинальный разрядный ток 8/20мкс, 10 кА . Производитель ООО «АББ Электроинжиринг» г.Москва.

4.6 Выбор токопровода КРУ 6 кВ

Выбор ошиновки в цепи НН рабочего и резервного ТСН до вводов в распределительное устройство 6 кВ.

Согласно рекомендаций [4], для участка со стороны НН ТСН до вводов в РУ 6 кВ применяем комплектный токопровод без разделения фаз типа ТЗКР-6-1600-51 [31], параметры которого приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7. Технические данные комплектного токопровода ТЗКР-6-1600-51

Номинальное напряжение	6 кВ
Номинальный ток	1600 А
Электродинамическая стойкость	51 кА	Двутавр, площадь сечения 14600 мм2
Расположение шин	По треугольнику
Характеристика кожуха:
Форма	Цилиндрическая
материал	Сталь

Проведём проверку выбранного токопровода по следующим условиям:

по номинальному току

ном ≥ Iрасч (4.19.)

А> 1466,3 А - условие выполнено;

по электродинамической стойкости

дин ≥ iу (4.20)

кА>48,3 кА- условие выполнено.

Принимаем к установке комплектный токопровод ТЗКР-6-1600-51.

4.7 Выбор токопровода на генераторное напряжение 15,75 кВ

Согласно рекомендаций, в блоке генератор повышающий трансформатор, а также отпайка к рабочему ТСН выполняются комплектным пофазно- экранированным токопроводом. Предварительно по [31], выбираем комплектный токопровод ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1. В таком токопроводе секции кожухов каждой фазы соединены сваркой. По концам токопровода кожухи трёх фаз соединены между собой. В такой системе образуются токи, циркулирующие вдоль кожухов и создающий магнитный поток, который почти полностью компенсирует внешний магнитный поток токопровода. В окружающих металлических конструкциях нагрева от вихревых токов на возникает.

Параметры токопровода приведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8. Технические данные комплектного пофазно - экранированного токопровода ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1

Тип турбогенератора	Siemens SGen5-100B
Номинальное напряжение, кВ Турбогенератора токопровода	15,75 20
Номинальный ток, А Генератора токопровода	7330 8000
Электродинамическая стойкость, кА	300
Токоведущая шина dxs, мм	420х10
Кожух (экран) Dxδ, мм	890х5
Междуфазное расстояние, мм	1280
Тип опорного изолятора	ОФР-20-750
Шаг между изоляторами, мм	5000 - 8000
Тип применяемого трансформатора напряжения	ЗНОМ - 15
Тип встраиваемого трансформатора тока	ТШВ-15-0,2-8000\5 У3 ТВГ-15-4000/5 У3

Проверку токопровода выполняем по следующим условиям:

по номинальному току

ном ≥ Iпрод.расч

А> 7330 А- условие выполняется

по электродинамической стойкости

дин ≥ iу

кА > 281 кА - условие выполнено.

Принимаем к установке в цепи генератор - повышающий трансформатор с отпайкой к обмотке высшего напряжения рабочего ТСН комплектный токопровод ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1

4.8 Выбор трансформаторов тока на стороне 6кВ

На выводе 6 кВ трансформатора ТРДН 32000/15 15,75/6,3 кВ устанавливаем [29] ТТ ТШЛК-6 производства ОАО «Свердловский завод трансформаторов» . Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Таблица.4.9. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=6 кВ Iпрод.расч=1146.26 кА	Uном=6 кВ Iном=1500 А (при нагрузке 0.8 Ом)	По условию длительного режима
Z2расч=0,412	Z2ном=0.8 , Класс точн.= 0,5	По нагрузочной способности

Вк = 97,9 Вк=182 ·3 = 972 По термической стойкости

tр.з.мах ³ tр.з.

Проверка по нагрузочной способности:

Вычислим сопротивление приборов:

амп.=Sпотр. обм / I2=0.1/52=0.004 Ом; (4.28.)ватт.=Sпотр. обм / I2=0.1/52=0.004 Ом;вар.= Sпотр. обм / I2 = 0,1/52 = 0,004 Ом;сч.акт./реакт.= Sпотр. обм / I2=0,1/52=0.004 Ом;

где Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;- ток во вторичной обмотке трансформатора тока

Рис.4.2.а. Схема включения измерительных приборов в полную звезду

Рис.4.2.б. Схема включения измерительных приборов в полную звезду

Таблица 4.10. Расчёт нагрузки вторичной обмотки ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	-	0,004	-
Ваттметр	Д-365	0,004	-	0,004
Варметр	Д-365	0,004	0,004	0,004
Счетчик активной/реактивной энергии	СЭТ - 4ТМ0.3М	0,004	0,004	0,004

Все фазы являются одинаково нагружены, рис.4.2 (а).

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

расч = Zприб + rпров + rконт = Zсч.акт./реакт. + ZВАР. + ZВАТ + rпров + rконт= = 0,004 + 0,004 + 0,004 + 0,05 + rпров =0,062 + rпров (4.29.)

находим допустимое сопротивление провода:

пров. доп.=Z2 ном - Zприб - rконт= 0,8-0,062=0,738 Ом (4.30.)

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, где (4.31.)

r - удельное сопротивление для медного провода (r=0,018 Ом∙мм2 /м );- длина контрольного кабеля (принимаем равной 150м по [1] (стр.44));конт - сопротивление контактов, принимается по [1] (стр.44);пров. доп. -допустимое сопротивление провода.

Вычислим минимальное сечение медного провода:= 0,018 × 150 / 0,738 = 3,68 мм2

из условий механической прочности по [5] (табл.7.10) принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

=4 мм2 Þ rпров.= 0,018×150/4=0,678 Ом

расч = 0,678+0,062 = 0,737 < 0,8 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТПЛК-6 производства ОАО «Свердловский завод трансформаторов».

Таблица 4.12. Проверка трансформатора тока ТПЛК-6

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=6 кВ Iпрод.расч=529,81 А	Uном=6 кВ Iном=600 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
I у=48,3 кА	Iдин=74,5 кА	По динамической стойкости
Z2расч = 0,291 Ом	Z2ном = 0,4 Ом	По нагрузочной способности

Вк = 311,65 Вк=14,52 . 3=630,8 По термической стойкости

tр.з.мах ³ tр.з.

Таблица 4.13. Расчёт нагрузки вторичной обмотки ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	-	0,004	-
Счетчик активной/реактивной энергии	СЭТ - 4ТМ0.3М	0,004	0,004	0,004

Самой нагруженной фазой является фаза В, рис. 6.1 (б).

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы В:

расч = Zприб + rпров + rконт = Zсч.акт./реакт. + ZАМП. + Zсч.акт./реакт. + rпров + rконт = 0,004 + 0,004 + 0,05 + rпров =0,058 + rпров (4.32.)

щекинский трансформатор электрический нагрузка

находим допустимое сопротивление провода:

пров. доп.=Z2 ном - Zприб - rконт= 0,4-0,058=0,342 Ом (4.33.)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, где (4.34.)

r - удельное сопротивление для медного провода (r=0,018 Ом∙мм2 /м );- длина контрольного кабеля (принимаем равной 150м);пров. доп. - допустимое сопротивление провода.

В результате получаем минимальное сечение медного провода:= 0,018 × 150 / 0,342 = 7,89 мм2;

Принимаем по [5] (табл.7.10) сечение контрольного два кабеля 4 мм2.

=8 мм2 Þ rпров.= 0,018×150/8=0,338 Ом;

расч= 0,058 + 0,338 = 0,396 < 0,4 (Z2ном) следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

4.9 Выбор трансформаторов напряжения

На секции 6 кВ ставим ТН типа НАМИТ -6-66У3 производства ОАО "Свердловский завод трансформаторов "

первичное напряжение 6000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 200 В×А при (классе точности 0.5);

группа соединений обмоток Y0/Y0/D-0.

Проверка по нагрузочной способности:

Рассчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений выполним согласно [3] (табл. 4.15) и сведём его в табл 4.14.

Таблица 4.14. Рассчёт нагрузки вторичной обмотки ТН

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки В·А	Число приборов	P, Вт	Q, В·А
Вольтметр	Э-350	1	2	1	2	0
Ваттметр	Д-365	2	1,5	1	3	0
Варметр	Д 365	3	2	1	6	0
Счетчик активной энергии	СЭТ-4ТМ 0.3М	3	1(1,5)	7	3·7·1= 21	3·7·1,5= 31,5

(4.32.)

для класса точности 0.5, по [4] (табл. 5.19).

Так как условие выполняется, то не требуется устанавливать дополнительные трансформаторы напряжения.

Таблица 4.15. Параметры ТН типа НАМИТ -6-66У3

Вторичное напряжение	100 В
Первичное напряжение	6000 В
Допустимая мощность	200 В·А при классе точности 0.5

5. РАСЧЕТ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ В ПРОГРАММЕ «MUSTANG.WIN»

В данном разделе рассмотрим устойчивость энергосистемы Тульской области и возникающие явления на шинах собственных нужд, на примере короткого замыкания на участке между трансформатором генератора Т-1 и системой шин 220кВ.

Рассмотрим первый случай КЗ длительностью 0,16 с что соответствует «методическим указаниям по устойчивости энергосистемы». На шинах собственных нужд установлены асинхронные двигатели имеющие характеристики (рис. 5.1.). Автоматика работы программы показана на рис. 5.2.

Рис. 5.1. Характеристики асинхронного двигателя дожимного компрессора

Рис. 5.2. Автоматика работы программы

Переходным процессом относятся режим от начального возмущения до окончания вызванным электромеханическим процессом.

На рис. 5.3. изображен график изменения частот генераторов тульской области при КЗ, на участке указанном выше. При этом Блок 1 Щекинской ГРЭС отключается и выключатель генератора и на шинах 220 кВ отключается через 0,16 с после начало возмущения.

Рис.5.3.Изменение частоты на генераторах Тульской области при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

На графике показывается увеличение частоты в первоначальный момент времени при возникновении КЗ, после отключения КЗ происходит постепенное снижение частоты. В результате происходит изменение частоты с затуханием. На графике можно выделить две группы генераторов. 1 группа Это генераторы расположенные на достаточном удалении от места КЗ узлы 128,129 и т.д. На них возникает плавное изменение. 2 группа это два генератора находящиеся на Щекинской ГРЭС и подключенные к линиям 220 кВ. Данные генераторы имеют более быстрый рост изменения частоты чем первая но после КЗ стремятся вернутся в общий диапазон частот, под действием возбуждения генератора и регулятора скорости. Что приводит к общему изменению частот.

На рис. 5.4 показывается изменение напряжения на шинах 220кВ и напряжение на шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС. Как видно из графика на шинах 220 кВ происходит провал напряжения при кз до 7 кВ и резкий рост после отключения кз, с качанием напряжения и постепенное выравнивание до нормального напряжения. Напряжение на шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС происходит увеличение напряжения во время кз. Данная ситуация происходит при включении форсировки на генераторах стремящаяся к поднятию напряжения на линиях 220 кВ. Изменения напряжения на шинах возбудителей выравнивается, до нормальных после стабилизации напряжения на линиях 220кВ.

График изменения напряжения на шинах 6 кВ собственных нужд показан на рис. 5.5. При возникновение кз блок №1 отключается, а питание собственных нужд переходит от резервного трансформатора Т-120В. В первый момент кз напряжение на шинах 6кВ понижается до 1,9кВ. После отключения кз и перехода на резервный трансформатор происходит восстановление напряжения на КРУ не резко, а плавно так как происходит разворот двигателей собственных нужд с качанием напряжения. Во время посадки

Рис.5.4.Изменение напряжения шинах 220кВ и шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Рис.5.5.Изменение напряжения шинах 6кВ собственных нужд Щекинской ГРЭС при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

напряжения возникает торможение двигателя связанное с увеличением скольжения двигателей собственных нужд и продолжается до нормализации напряжения на шинах КРУ 6кВ рис. 5.6.

Рис.5.6.Изменение скольжения на двигателях собственных нужд при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Второй случай КЗ длительностью 0,5 с что не соответствует «методическим указаниям по устойчивости энергосистемы». На шинах собственных нужд установлены асинхронные двигатели имеющие характеристики рис. 5.1. Автоматика работы программы показана на рис. 5.7.

Рис. 5.7. Автоматика работы программы

На рис. 5.8. изображен график изменения частот генераторов тульской области при КЗ, на участке указанном выше.

На графике показывается увеличение частоты в первоначальный момент времени при возникновении кз, после отключения кз происходит постепенное снижение частоты. В результате происходит изменение частоты с затуханием. На графике можно выделить две группы генераторов. 1группа это генераторы расположенные на достаточном удалении от места кз узлы 128,129 и тд. На них возникает плавное изменение. 2 группа это два генератора находящиеся на Щекинской ГРЭС и подключенные к линиям 220 кВ. Данные генераторы имеют более кривую характеристику чем первая но стремятся вернутся в общий диапазон частот, под действием регулятора скорости, возбуждения генератора. Так как продолжительность кз больше нормативных и у возбудителей не хватает мощности чтобы вернуть генераторы к остольной энергосистеме. Но качания постепенно увеличивается что приводит к срыву генератора в асинхронный ход.

Рис.5.8.Изменение частоты на генераторах Тульской области при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

На рис. 5.9 показывается изменение напряжения на шинах 220кВ и напряжение на обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС. Как видно из графика на шинах 220 кВ при кз происходит провал напряжения до 2 кВ и резкий рост после отключения кз, с дальнейшем качанием напряжения от номинального до 50% от номинального. Напряжение на обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС увеличение до предельного значения во время кз.

Рис.5.9.Изменение напряжения шинах 220кВ и обмотке возбудения двух генераторов Щекинской ГРЭС при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Изменения напряжения на обмотке возбудения остается на уровне его предельного значения.

График изменения напряжения на шинах 6 кВ собственных нужд показан на рис. 5.10. При возникновение кз блок №1 отключается, а питание собственных нужд переходит от резервного трансформатора Т-120В. В первый момент кз напряжение на шинах 6кВ понижается до 1,7кВ. После отключения кз и перехода на резервный трансформатор происходит восстановление напряжения на КРУ, но так как напряжение на шинах ОРУ колеблется и переходит на собственные нужды. Во время посадки напряжения возникает

Рис.5.10.Изменение напряжения шинах 6кВ собственных нужд Щекинской ГРЭС при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Рис.5.11. Изменение скольжения на двигателях собственных нужд при КЗ 0,5с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

торможение двигателя связанное с увеличением скольжения двигателей собственных нужд и которая снижается после включения резервного трансформатора рис. 5.11. Скольжение также заметно меняется, изменения связаны с возникшим асинхронным ходом на генираторах.

6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА

6.1 Релейная защита рабочего трансформатора собственных нужд

.1.1 Основные виды защит [37]

На рабочем трансформаторе собственных нужд блока установлены следующие виды защит:

дифференциальная защита;

газовая защита;

дистанционная защита;

защита от перегрузки на каждом рабочем вводе 6 кВ;

УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя) - 6 кВ.

Дифференциальная защита является основной быстродействующей защитой трансформатора и работает при междуфазных КЗ на участке от вводов 15,75 кВ трансформатора до выключателей вводов рабочего питания секций 6 кВ. Выключатели вводов не входят в зону действия дифзащиты. Через блинкер и накладку дифзащита действует на отключение блока. Для реализации функций дифференциальной токовой защиты трансформатора используется терминал «Сириус-Т3».

Газовая защита работает при внутренних повреждениях трансформатора или утечки масла. Отключающий элемент действует через блинкер и накладку на отключение блока. Возможен перевод действия отключающего элемента на сигнал. Сигнальный элемент газовой защиты осуществляет сигнализацию на БЩУ о появлении о появлении газа в трансформаторе через блинкер.

Защита от перегрузки на каждом вводе рабочего питания 6 кВ с выдержкой времени осуществляет сигнализацию на БЩУ о появлении перегрузки трансформатора и соответствующей секции 6 кВ.

Дистанционная защита предназначена для резервирования основных защит и для защиты от внешних КЗ. Устанавливается на каждой из расщеплённых обмоток 6 кВ и на стороне высшего напряжения трансформатора.

Дифференциальная токовая защита трансформатора имеет две ступени [38]:

Грубая ступень (ДЗТ-1) в виде так называемой дифференциальной отсечки предназначена для действия при больших кратностях тока КЗ в переходных режимах, сопровождающихся сильным насыщением трансформатора тока.

Чувствительная ступень (ДЗТ-2) с торможением при внешних КЗ и с блокировкой по току второй гармоники при бросках тока намагничивания трансформатора.

Определение первичных и вторичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, что тоже является уставкой, приведено в табл.6.1.

Обоснование выбора уставок грубой ступени (ДЗТ-1) приведено в табл.6.2. Расчет уставок дифференциальной отсечки (ДЗТ-1) сведен в табл.6.3.

Обоснование выбора уставок чувствительной ступени (ДЗТ-2) дифференциальной защиты приведено в табл.6.4. Расчет уставок дифференциальной защиты (ДЗТ-2) сведен в табл.6.5.

Таблица 6.1. Определение первичных и вторичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		15,75 кВ	6 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А	=
Коэффициент трансформации трансформатора тока	KI	4000/5	1500/5

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А


Принятые значения	Iном	1	5

Таблица 6.2. Обоснование выбора уставок грубой ступени дифференциальной защиты (ДЗТ-1)

Обозначение величины	Задаваемые функции (цель выбора)	Общее расчетное условие	Расчетное выражение	Значения коэффициентов
Iдиф/Iном	Несрабатывание при внешних КЗ	1. Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ	Iдиф/Iном≥ КотсКнб(1) Iкз вн.макс *	Котс=1,2 Кнб(1)=0,7

Примечание к табл.6.2:КЗ ВНЕШ. МАКС* - отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора IКЗ ВНЕШ. МАКС*= IКЗ ВНЕШ. МАКС /IНОМ. ВН.

Кнб(1) -отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ.

Таблица 6.3. Расчет уставок дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

Обозначение величины	Сторона трансфор-матора	Место и вид КЗ	Значение тока КЗ	Iкз вн.макс*	Расчет	Принятое значение
Iдиф/ Iном	НН	K(3)2	102000 A	6	1,2∙0,7∙13,9= =11,679	12

Таблица 6.4. Обоснование выбора уставок чувствительной ступени ДЗТ-2

Обозначение величины	Задаваемые функции (цель выбора)	Общее расчетное условие	Расчетное выражение	Значения коэффициентов
Iд1/ Iном	Несрабатывание в режимах без КЗ	Отстройка от максимального тока небаланса при отсутствии торможения	Принимается 0,3
КТОРМ	Несрабатывание при внешних КЗ в области малых значений тормозного тока	Обеспечение требуемого наклона тормозной характеристики	КТОРМ≥ 100 IДИФ/IТОРМ = = 100× Котс Красч. / Ксн.т	Котс =1,3 Кпер =2 Кодн =1
Iт2/ Iном	Срабатывание при витковых КЗ в условиях наличиях торможения	Отстройка по тормозному току от токов нормального режима с учетом длительных и кратковременных перегрузок	Принимается 1,5 - 2
Iдг2/ Iдг1	Несрабатывание в режимах без КЗ	Надежная блокировка защиты по амплитуде тока 2-ой гармоники при броске тока намагничивания	Принимается 12 - 15

Таблица 6.5. Расчет уставок дифференциальной защиты (ДЗТ-2)

Уставка		Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Принятое значение
Базовая уставка ступени		Iд1/Iном	-	-	0,3
Дифференциальный ток		IДИФ	IДИФ = Котс (Кпер Кодн ε + + ΔUРПН +Δf доб) Iскв	1,3×(2,0×1×0,1+0,16+ +0,04)×Iскв=1,3×0,4×Iскв	0,52×Iскв
Коэффициент снижения тормозного тока		Ксн.т.	Ксн.т. =	Ксн.т. = 0,77
Уставка		Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Принятое значение
Коэффициент торможения	КТОРМ≥ 100 IДИФ/IТОРМ = = 100× Котс (Кпер Кодн ε + + ΔUРПН +Δf доб) / Ксн.т	100×0,52 / 0,77	75
Первая точка излома тормозной характеристики	Iт1/Iном		Iт1/Iном= = (Iд1/Iном)×100/ Кторм	0,3×100 /75	0,4
Вторая точка излома тормозной характеристики	Iт2/Iном		-	-	1,5
Уставка блокировки от второй гармоники	Iдг2/Iдг1		-	-	0,15
Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения	Iс.з		Iс.з.= Iном×(Iд1/Iном)	1231,8×0,3	369,5

Рис. 6.1. Тормозная характеристика чувствительной ступени ДЗТ-2.

Уставка сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты (ДЗТ-3) по току выбирается меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 (Iд1/Iном), а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.д/Iном = 0,1; T,с = 10.

6.1.2 Расчёт дистанционной защиты на стороне НН 6 кВ трансформатора собственных нужд

Дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801. Исходные данные для расчёта представим в виде табл. 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6. Параметры рабочего трансформатора ТРДН - 35000/15

Тип	Sн.т., кВ*А	Каталожные данные						Расчётные данные
		Uном. обмоток, кВ		Uк, %	ΔРк, кВт	ΔРх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ΔQх, квар
		ВН	НН
ТРДН-32000/15	32000	15,75	6,3-6,3	12,2	145	29	0,6	0,035	0,946	192

Таблица 6.7.Двигатели на напряжение 6 кВ участвующие в самозапуске

Наименование двигателя	Iном, А	Кпуск
ПЭН-1А	165,45	6
КЭН-1Б	18,98	5,8
ЦЭН-1А-2ск	104,77	4,5
ДК-1А	407,55	6
ДВ-1А-2ск.	107,08	5,2
ДС-1А-1ск	151,60	5,5

Находим сумму пусковых токов электродвигателей:

∑Iпуск = 165*6 + 18,98*5,8 + 104.77*4,5 + 407,55*6 + 107,08*5,2 + 151,6*5,5 = 5,4 кА.

Первичное сопротивление срабатывания дистанционной защиты отстраивается от сопротивления полностью заторможенных электродвигателей, участвующих в самозапуске.

Zс.з ≤ (6.1.)

где Котс = 0,85; Кв = 1,1.

самоз.мин = Хдв = (6.2.)

самоз.мин = Хдв = = 0,64 Омс.з ≤ = 0,495 Ом

Определяем время срабатывания дистанционной защиты [39] на стороне 6 кВ.

Для обеспечения не срабатывания при внешних КЗ время срабатывания защиты со стороны НН отстраивается от времени срабатывания защит смежных элементов (двигателей, ТСН 6/0,4 кВ, магистралей резервного питания).

с.з ≤ tс.з.см.эл + Δt (6.3.)

где Δt=0,3 - 0,5 с.

Так как смежные элементы собственных нужд оснащены быстродействующими защитами (дифференциальными токовыми отсечками), принимаем tс.з.см.эл=0,1 с.с.з = 0,1 + 0,5 = 0,6 с.

Уставка на реле сопротивления определится по выражению:

ср = Zс.з* (6.4.)

где Кi - коэффициент трансформации трансформатора тока;

Кu - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.ср = 0,495 * = 2,36 Ом.

Определяем коэффициент чувствительности:

Кч = (6.5.)

где - минимальный ток 10-% точности реле сопротивления.

(6.6.)

= 276,05 А

Кч = = 1,44

Выдержка времени защиты составляет 0,3 с при применении реле времени типа РВ-0,1.

Зона надёжного резервирования (с Кч=1,2):

дист = (6.7.)

дист = = 0,34 Ом.

6.1.3 Расчёт дистанционной защиты на стороне ВН 15,75 кВ ТСН

Дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801. Защита подключается к трансформаторам тока, встроенным в трансформатор, и трансформаторам напряжения, подключённым к расщеплённой обмотке 6 кВ.

Сопротивление срабатывания защита на стороне ВН 15,75 кВ принимается равным половине минимального сопротивления срабатывания защиты на стороне НН 6 кВ трансформатора:с.з = = 0,248 Ом

Сопротивление срабатывания для стороны ВН:

ср = Zс.з* (6.8.)

где nт - коэффициент трансформации трансформатора СН;

Кi - коэффициент трансформации ТТ стороны ВН 15,75 кВ трансформатора;

Кu - коэффициент трансформации ТН.ср = 0,248* = 7,812 Ом

Выдержка времени защиты принимается на сиупень больше, чем выдержка времени защиты на стороне 6 кВ:

с.зВН ≥ tс.зНН + Δt (6.9.)

с.зВН ≥ 0,6 + 0,5 = 1,1 с.

6.1.4 Расчёт максимальной токовой защиты от перегрузок

Защита выполняется с использованием только одной фазы и размещается со стороны расщеплённой обмотки НН ТСН.

МТЗ от перегрузки действует с выдержкой времени на сигнал. В защите используется специальное реле времени, обладающее термической устойчивостью при длительном нахождении под напряжением.

Таблица 6.8. Обоснование выбора уставок МТЗ от перегрузок

Величина	Задаваемые функции	Общее расчётное условие
Iсз	Несрабатывание в длительных режимах без перегрузки	Возврат реле тока при номинальном токе после отключения внешнего КЗ
tсз	Несрабатывание при кратковременных перегрузках, обусловленных КЗ	Отстройка от времени срабатывания МТЗ на стороне ВН ТСН

Первичный ток срабатывания МТЗ выбирается из условия возврата реле тока после отключения внешнего КЗ или исчезновения перегрузки при токе, равном номинальному току защищаемой обмотки трансформатора:

Iсз = (6.10.)

где Котс - коэффициент отстройки, равный 1,05;

Кв - коэффициент возврата реле тока, равный 0,8.сз = = 1924,5 А

Время срабатывания МТЗ выбираеися из условия согласования с максимальной выдержкой времени МТЗ от внешних КЗ на стороне ВН трансформатора:

сз = tсзМТЗ ВН + Δt = 1,1 + 0,5 = 1,6 с.

Практически с запасом принимается tсз = 9 с.

В защите используется реле времени ЭВ-133.

Определим ток срабатывания реле:

ср = Iсз* (6.11.)

где КсхII - коэффициент схемы, учитывающий схему соединения ТТ;

КiII - коэффициент трансформации ТТ.ср = 1924,5 * = 6,42 А

Принимаем к установке реле РТ 40/10.

6.2 Релейная защита трансформаторов собственных нужд 6/04 кВ

Максимальная токовая защита действует [37] на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ с выдержкой времени.

Токовая отсечка действует на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ без выдержки времени.

Защита от перегрузки действует на сигнал с выдержкой времени.

Пуск УРОВ - 6 кВ секции, к которой подключён трансформатор, действует с фактом срабатывания выходного реле защит трансформатора и наличием тока с выдержкой времени на отключение рабочего или резервного ввода секции 6 кВ с запретом АВР.

Максимальная токовая защита рабочего или резервного ввода от много фазных и однофазных КЗ на шинах 0,4 кВ действует на отключение вводов 0,4 кВ с выдержкой времени. МТЗ и защита от однофазных КЗ рабочего ввода действует с запретом АВР секций.

Защита от однофазных КЗ на землю в нейтрали трансформатора действует на отключение вакуумного выключателя и вводов 0,4 кВ с выдержкой времени.

Пуск УРОВ - 6 кВ секции, к которой подключён трансформатор, действует при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ с фактом срабатывания выходного реле защит трансформатора и наличием тока в нейтрали трансформатора с выдержкой времени на отключение рабочего или резервного ввода секции 6 кВ с запретом АВР.

Защита минимального напряжения на стороне 0,4 кВ (только для рабочих трансформаторов) действует на отключение вводов рабочего питания при наличии напряжения на резервном трансформаторе с выдержкой времени.

6.3 Релейная защита электродвигателей собственных нужд

.3.1 Релейная защита двигателе 6 кВ

Токовая отсечка нашла наибольшее применение для защиты электродвигателей от междуфазных КЗ в обмотках и на выводах электродвигателей. Она представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени, действующую на отключение электродвигателя от сети только в случае возникновения в нём междуфазных КЗ. Это достигается условием выбора тока срабатывания токовой отсечки, который должен быть больше пускового тока электродвигателя во избежание его отключения от защиты при включении в сеть. В зону действия токовой отсечки электродвигателя входит также и силовой кабель, соединяющие его с выключателем, так как ТТ устанавливаются в ячейке КРУ.

Токовая отсечка выполняется либо с помощью одного реле тока, включённого на разность токов двух фаз, либо с помощью двух реле тока, включённых на фазные токи. Однорелейная схеме применяется для электродвигателей мощностью до 2000 кВт. Для электродвигателей мощностью от 2000 до 5000 кВт, а также для электродвигателей меньшей мощности в случае недостаточной чувствительности однорелейной схемы применяется двухрелейная схема. Такая схема образуется при соединении вторичных обмоток ТТ в неполную звезду. При двухрелейной схеме токовой отсечки в нормальном режиме в каждом реле тока протекает ток нагрузки электродвигателя, а при пуске и самозапуске - его пусковой ток. При однорелейной схеме в указанных режимах в реле тока проходит ток в раз больше, чем при двухрелейной схеме. Поэтому ток срабатывания токовой отсечки при однорелейной схеме выбирается в раз больше, чем при двух релейной схеме.

Дифференциальная защита по сравнению с токовой отсечкой обладает значительно большей чувствительностью к повреждениям в электродвигателе, так как по принципу своего действия она не реагирует на токи в электродвигателе в нормальном режиме работы или при пуске и самозапуске. Поэтому ток срабатывания дифференциальной защиты не должен отстраивается от этих токов, что позволяет выбрать его меньшим, чем у токовой отсечки. Дифференциальная защита устанавливается на электродвигатели мощностью 5000 кВт и более, так как для них из-за больших пусковых токов токовая отсечка была бы грубой и не действовала при междуфазных КЗ в витках обмотки статора удалённых от выводов.

Дифференциальная защита применяется и для электродвигателей менее 5000 кВт, если токовая отсечка в двухрелейном исполнении не обеспечивает необходимой чувствительности к КЗ на выводах электродвигателя. Для дифференциальной защиты на электродвигателе необходимо, чтобы у него были выведены все шесть концов обмотки статора как в нулевых, так и во внешних проводах.

С обеих сторон электродвигателя установлены ТТ: 1ТТ - в шкафу КРУ 6 кВ и 2ТТ - в нулевом выводе электродвигателя. Эти ТТ выбираются однотипными с одинаковыми коэффициентами трансформации. Их вторичные обмотки соединяются последовательно, и параллельно к ним подключается реле тока Т. В нормальном режиме, при пуске и самозапуске электродвигателя, а так же при КЗ в питающей сети, когда электродвигатель посылает ток в место повреждения в начальный момент времени КЗ, через оба ТТ проходят одинаковые вторичные токи. Поэтому в реле Т, включённом на разность этих токов, тока не будет, кртме незначительного тока небаланса. При КЗ на выводах или в обмотках электродвигателя ток повреждения проходит от источника питания собственных нужд через 1ТТ и полностью попадает в реле, что приводит к его срабатыванию.

Защита от однофазных замыканий на землю применяется для электродвигателей 6 кВ в зависимости от их мощности и тока замыкания на землю в питающей сети. Она выполняется в виде токовой защиты нулевой последовательности, которая представляет собой МТЗ, содержащую одно реле тока РТЗ-50, включённое на ТТ нулевой последовательности ТЗЛМ. Защита срабатывает от токов нулевой последовательности, появляющихся при замыкании на землю

Защита от перегрузки устанавливается на электродвигателях собственных нужд, которые могут подвергаться длительным перегрузкам по разным причинам (дымосос, дутьевой вентилятор). Защита от перегрузки выполняется как обычная максимальная токовая защита, поскольку должна реагировать на ток электродвигателя. Для защиты достаточно использовать одно реле тока с включением его на фазный ток или на разность токов двух фаз, так как перегрузка, как правило, является симметричным режимом и следовательно, она имеет место во всех фазах.

Защита минимального напряжения электродвигателей собственных нужд предназначена доля автоматического отключения неответственных электродвигателей при снижении напряжения на шинах собственных нужд до 70 % и ниже номинального значения с целью обеспечения успешного самозапуска ответственных электродвигателей.

6.3.2 Релейная защита электродвигателей 0,4 кВ

Защита от перегрузок с выдержкой времени, действующая на отключение электродвигателя.

Защита от однофазных замыканий на землю без выдержки времени действует на отключение электродвигателя.

Защита минимального напряжения, действующая на отключение пускателя.

МТЗ с выдержкой времени действует на отключение электродвигателя.

Защита нулевой последовательности от замыканий на землю, действующая на отключение электродвигателя.

В разделе релейной защиты дипломного проекта были рассмотрены защиты установленные на собственных нуждах. Рассчитаны основная и резервная защита рабочего трансформатора собственных нужд. Основная дифференциальной токовой защиты трансформатора используется терминал «Сириус-Т3» Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения 369,5А. Резервная дистанционная защита выполняется с использованием блок-реле БРЭ 2801, Уставка на реле сопротивления 2,36 Ом.

Рассмотрены защиты установленные на трансформаторах 6/0,4 кВ: максимальная токовая защита, токовая отсечка, защита от перегрузки действует на сигнал с выдержкой времени.

Электродвигателей защищаются токовой отсечкой, дифференциальной защитой, защитой от однофазных замыканий на землю, защитой от перегрузки устанавливаемой на электродвигателях собственных нужд.

7. ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА ЩГРЭС

Для диагностики оборудования на ЩГРЭС существует на участке РЗАИ группа испытаний. Это группа занимается профилактическими испытанием главного оборудования. При испытаниях они руководствуются «ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ».

Рассмотрим основные испытания генераторов [35]:

. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки

Для испытания обмоток статоров впервые вводимых в эксплуатацию генераторов зависимость испытательного выпрямленного напряжения, кВ, от номинального напряжения генераторов, кВ: Свыше 6,6 до 20 включительно 1,28*2Uном+3

Для генераторов, находящихся в эксплуатации, испытательное выпрямленное напряжение принимается равным 1,6 испытательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым испытывался генератор при вводе в эксплуатацию. Для межремонтных испытаний испытательное выпрямленное напряжение выбирается по указанию главного инженера. Рекомендуется, чтобы снижение испытательного напряжения, если оно предусмотрено, было не более чем на 0,5Uном по сравнению со значением, принятым при последнем капитальном ремонте. При оценке результатов токи утечки не нормируются, но по характеру зависимости их от испытательного напряжения, асимметрии токов по фазам или ветвям и характеру изменения токов утечки в течение одноминутной выдержки судят о степени увлажнения изоляции и наличии дефектов.

Токи утечки для построения кривых зависимости их от напряжения должны измеряться не менее, чем при пяти равных ступенях напряжения. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки производится через 15 и 60 с. Ступени должны быть близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступенях напряжения является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании одной фазы обмотки, или признаком увлажнения, если оно происходит при испытании каждой фазы.

Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 50 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлажнение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают значений, указанных ниже:

Кратность испытательного напряжения по отношению к Uном	0,5	1,0	1,5 и выше
Ток утечки, мкА	250	500	1000

. Снятие характеристики трехфазного короткого замыкания (КЗ)

Отклонение характеристики КЗ, снятой при испытании, от исходной должно находиться в пределах допустимых погрешностей измерений.

Если отклонение снятой характеристики превышает пределы, определяемые допустимой погрешностью измерения, и характеристика располагается ниже исходной, это свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.

Характеристика непосредственно генератора снимается у машин, работающих на шины генераторного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, работающих в блоке с трансформатором, - после ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

. Снятие характеристики холостого хода (XX)

Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3 номинального для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5 номинального для гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенераторов, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформаторами).

В эксплуатации характеристика XX собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.

. Измерение вибрации

Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их электромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, указанных в нормах.

Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также сердечника статора оцениваются по результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием элементов, как правило, проводятся измерения вибрации лобовых частей обмотки и сердечника.

Рассмотрим основные испытания трансформаторов [36]:

1.Хроматографический анализ газов, растворенных в масле.

Производится у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд.

Состояние трансформаторов оценивается путем сопоставления измеренных данных с граничными значениями концентрации газов в масле и по скорости роста концентрации газов в масле.

Оценка состояния трансформаторов и определение характера возможных дефектов производятся в соответствии с рекомендациями Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле (РД 34.46.302-89).

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:

трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВ·А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВ·А и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых 3 сут, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;

. Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.

Сопротивление изоляции каждой обмотки вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенное к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, должно быть не менее 50% исходных значений.

. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgd) изоляции обмоток

Измерения производятся у трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

Значения tgd изоляции обмоток вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов и трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, приведенные к температуре испытаний, при которой определялись исходные значения, с учетом влияния tgd масла не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измеренные значения tgd изоляции при температуре изоляции 20°С и выше, не превышающие 1%, считаются удовлетворительными и их сравнение с исходными данными не требуется.

При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации tgd изоляции измеряется по схемам, применяемым на заводе-изготовителе, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН - корпус, НН - корпус, ВН - НН) с подсоединением вывода "экран" измерительного места к свободным обмоткам или баку. В процессе эксплуатации допустимо ограничиваться только измерениями по зонам изоляции.

Результаты измерений tgd изоляции обмоток в процессе эксплуатации, включая динамику их изменения, должны учитываться при комплексном рассмотрении данных всех испытаний.

Измерение tgd обмоток должно производиться при температуре изоляции не ниже:

°С - у трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно;

°С - у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

. Испытание изоляции обмоток вместе с вводами

Испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и капитальных ремонтах без смены обмоток и изоляции не обязательно. Испытание изоляции сухих трансформаторов обязательно.

При капитальном ремонте с полной сменой обмоток и изоляции испытание повышенным напряжением обязательно для всех типов трансформаторов. Значение испытательного напряжения равно заводскому. При капитальном ремонте с частичной сменой изоляции или при реконструкции трансформатора значение испытательного напряжения равно 0,9 заводского.

Продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 1 мин.

. Проверка коэффициента трансформации

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений. Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

. Измерение потерь холостого хода

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Измерения потерь холостого хода трансформаторов мощностью до 1000 кВ×А производятся после капитального ремонта с полной или частичной расшихтовкой магнитопровода. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.

Измерения в процессе эксплуатации производятся по решению технического руководителя предприятия исходя из результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения Zк при вводе трансформатора в эксплуатацию не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора, на основном ответвлении более чем на 5%.

Значения Zк при измерениях в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте не должны превышать исходные более чем на 3%. У трехфазных трансформаторов дополнительно нормируется различие значений Zк по фазам на основном и крайних ответвлениях. Оно не должно превышать 3%.

В процессе эксплуатации измерения Zк производятся после воздействия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% расчетного значения, а также в объеме комплексных испытаний.

. Тепловизионная диагностика электрооборудования позволяет обнаружить дефекты различного характера.

Рис.8.1 Тепловизионная диагностика электрооборудования

Для выявления дефектов КРУ используют:

1.Измерение сопротивления изоляции

Измерение сопротивления изоляции элементов из органических материалов. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 2500 В.

Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей. Измерение производится мегаомметром на напряжение 500-1000 В.

. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц

Испытание изоляции первичных цепей ячеек. Испытательное напряжение устанавливается согласно норм испытания. Продолжительность приложения испытательного напряжения для фарфоровой изоляции 1 мин.

Если изоляция ячеек содержит элементы из твердых органических материалов, продолжительность приложения испытательного напряжения составляет 5 мин.

Все выдвижные элементы с выключателями устанавливаются в рабочее положение, включают выключатели; выдвижные элементы с разрядниками, силовыми и измерительными трансформаторами выкатываются в контрольное положение. Испытание повышенным напряжением производится до присоединения силовых кабелей.

. Проверка качества выполнения соединений шин и экранов

Проверка качества выполнения соединений шин токопроводов должна производиться в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

Проверка качества сварных соединений при монтаже токопроводов должна выполняться в соответствии с инструкцией по сварке алюминия или, при наличии соответствующей установки, методом рентгено- или гаммаскопии, или способом, рекомендованным заводом-изготовителем.

Швы сварных соединений шин и экранов должны отвечать следующим требованиям:

не допускаются трещины, прожоги, незаваренные кратеры и непровары, составляющие более 10% длины шва при глубине более 15% толщины свариваемого металла;

суммарное значение непровара, подрезов, газовых пор, окисных и вольфрамовых включений сварных шин и экранов из алюминия и его сплавов в каждом рассматриваемом сечении должно быть не более 15% толщины свариваемого металла. В эксплуатации состояние сварных контактных соединений определяется визуально. Контроль осуществляется при капитальном ремонте генераторов или КРУ.

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Вопросы техники безопасности [34] в отношении энерготехнических сооружений охватывают не только проблемы пожарной безопасности и защиты от поражения электрическим током, но и проблему обеспечения безопасности при запуске и самозапуске оборудования. Безопасность работы, связанной с компьютерным управлением электроэнергетических устройств, существенно зависит от способа монтажа цепей управления, а также от способа выполнения функциональных, охранных и рабочих систем заземления. Опасность, связанную с поражением электрическим током, нельзя рассматривать обособленно, без учёта других видов опасности, присутствующих в зоне работ.

Работы в электроустановках в отношении требований безопасности подразделяются на выполняемые: со снятием напряжения; под напряжением; без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением считается работа, при которой исключено случайное приближение работающих и используемых ими инструментов к токоведущим частям на расстояние менее допустимого расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением.

При работе в электроустановке под напряжением запрещается прикасаться к изолирующим элементам электроустановки, находящейся под напряжением, без применения электрозащитных средств. При чем применение основных электрозащитных средств, не соответствующего напряжения электроустановки не допускается. Работающим следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.

Работать в согнутом положении в электроустановках запрещено, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее допустимого расстояния (табл. 1) до токоведущих частей, находящихся под напряжением. Приближение к токоведущим частям менее допустимого может вызвать пробой изоляции и возникновение дуги, это приведет поражению работника. При работе около неогражденных токоведущих частей в электроустановках работающему запрещается располагаться так, чтобы эти части находились сзади или с обеих боковых сторон.

Таблица 8.1. ДОПУСТИМОЕ РАССТОЯНИЕ ДО ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений, м	Расстояние от механизмов и фузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от строп, грузозахватных приспособлений и фузов, м
До1:
- на ВЛ	0,6	1,0 1,0
- при выполнении работ на	0,35
ВЛ под напряжением
- в остальных электроус	Не нормируется (без при	1,0
тановках	косновения)
3-35	0,6	1,0
110	1,0	1,5
220	2,0	2,5
330	2,5	3,5
750	5,0	6,0 \|

В электроустановках напряжением ниже 1000 В при работе под напряжением необходимо: оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение; работать стоя на электроизолирующем резиновом коврике; применять ручной электроизолирующий инструмент.

Электроустановки до 1кВ:

Распределительные устройства имеет четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей, панелей, аппаратов. Надписи должны выполняться с двух сторон также на задней стороне устройства. Распределительные устройства, как правило, должны иметь мнемосхему. Это необходимо для предотвращения ошибочных действий персонала при проведении работ. Ошибка при нахождении нужного оборудование может привести к отключению оборудования находящегося в работе, повреждению дорогостоящего оборудования и поражению электрическим током работника.

Относящиеся к цепям различных напряжений части РУ должны быть выполнены и размещены так, чтобы была обеспечена возможность их четкого распознавания. На трансформаторах собственных нужд 6/0,4кВ кабель и шины 6кВ и 0,4кВ находятся по разные стороны трансформатора. Для облегчения осмотра и проведения работ на них.

Выбор проводов, шин, аппаратов, приборов и конструкций должен производиться как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току, классу точности и т.п.), так и по условиям работы при коротком замыкании (термические и динамические воздействия, коммутационная способность).

Аппараты следует располагать так, чтобы возникающие в них при эксплуатации электрические дуги не могли причинить вреда обслуживающему персоналу, воспламенить или повредить окружающие предметы, вызвать КЗ или замыкание на землю. Для этого на автоматических выключателях и контакторах заводом изготовителем предусмотрена дугагасительная камера, которая при отключении разделяет дугу на несколько частей.

Предусмотрена возможность снятия напряжения с каждого автоматического выключателя на время его ремонта или демонтажа. Для этой цели установлены рубильники.

Рубильники, предназначенные лишь для снятия напряжения, устанавливатся открыто, они недоступны для неквалифицированного персонала. Также рубильник используют для создания видимого разрыва при проведении ремонтных работ на оборудовании. На нижний губки рубильника при работах на оборудовании устанавливается изолированная прокладка, для предотвращения ошибочной подачи напряжения к месту работ.

На приводах коммутационных аппаратов четко указаны положения «включено», «отключено».

Установленные аппараты на РУ установлены от 400 до 2000 мм от уровня пола. Аппараты ручного оперативного управления (переключатели, кнопки) располагать на высоте не 1500 мм от уровня пола.

Открытые токоведущие части, имеют изоляционное покрытие, между ними и открытыми проводящими частями обеспечены расстояния не менее 20 мм по поверхности изоляции и не менее 12 мм по воздуху. В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях, изолированные провода с изоляцией, на напряжение не ниже 660 В, прокладываться по металлическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к другому.

В электропомещениях проходы обслуживания, находящиеся с лицевой и с задней стороны щита, они соответствовать следующим требованиям:

ширина проходов в свету 0,8 м, высота проходов в свету 1,9 м. Ширина прохода обеспечивает удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. Проходы для обслуживания щитов, длине щита более 7 м, имеет два выхода. Выходы из прохода с монтажной стороны щита выполнены в щитовое помещение. Двери из помещений РУ открываються в сторону других помещений, и наружу с установленным самозапирающиемся замком, отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения. Ширина дверей 0,75 м, высота не менее 1,9 м.

Для обеспечения безопасного проведения работ, на панелях в помещении находятся специальные щиты из гетинакса, для закрытия соседних панелей находящихся в работе.

Электроустановки выше 1 кВ:

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния выбраны и установлены таким образом, чтобы:

вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее работе явления (искрение и т.п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыканию на землю; Все токоведущие части КРУ 6кВ закрыты ячейками КРУ, а отверстия для ремонта шин и изоляторов КРУ закрыты на замок и находятся у дежурного персонала (и выдается по наряду допуску во время ремонтов) что не позволит проникновению персонала. Все токопроводящие части под напряжением в ячейках выключателей после отключения закрываются шторками вывешивается замок на них для предотвращения их открытия. В рабочем положении выключатели закрываются дверцей. В релейном отсеке основное внимание при проведение работ необходимо обращать внимание на токовые цепи, которые нельзя разкорачивать (это может привести к появлению высокого напряжения на токовых цепях). Для правильного проведения работ в токовых цепях используют специальные закоротки, с проверкой провального протекания тока.

Использовании разъединителей при их наружной и внутренней установке при отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов, зарядных токов воздушных линий электропередачи и систем шин необходимо выполняют следующие требования:

разъединителями и отделителями напряжением 110-500 кВ независимо от климатических условий и степени промышленного загрязнения атмосферы при их наружной установке допускается отключать и включать ток холостого хода силовых трансформаторов и зарядные токи воздушных линий, систем шин и присоединений, которые не превышают допустимые значений

разъединителями напряжением 110, 220 кВ при их внутренней установке со стандартными расстояниями между осями полюсов соответственно 2; 3,5 м допускается отключать и включать токи зарядные токи присоединений не более 1,5 А;

у разъединителей, установленных горизонтально, прокладываются полого во избежание переброски на них дуги. Угол между горизонталью и прямой, соединяющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, не более 65°.

для обеспечения безопасности персонала и защиты его от светового и теплового воздействия дуги над ручными приводами отделителей и разъединителей устанавлены козырьки из негорючего материала.

при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

Выбранные аппараты, провода и изоляторы по условиям к.з.

Конструкции, на которых установлены электрооборудование, аппараты, токоведущие части и изоляторы, выдерживают нагрузки от их веса, тяжения, коммутационных операций, воздействия ветра, гололеда и КЗ.

Ошиновку РУ выполнена из сталеалюминиевых проводов, шин из профилей алюминия электротехнического назначения.

При этом, когда деформации ошиновки, вызываемые изменениями температуры, могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, предусмотрены меры, исключающие возникновение таких напряжений.

Конструкция жесткой ошиновки предусматривает устройства для гашения вибрации шин, для предотвращения передачи механических усилий на контактные выводы аппаратов и опорные изоляторы от температурных деформаций.

При работе на ОРУ 110 и 220кВ на тока ведущих частях необходимо чтобы были выполнены следующие мероприятия: 1. Отключена электрическая установка на которой будет проводится работа со всех сторон от куда может подано напряжение, на ключи управления вывешены запрещающие плакаты (не включать работают люди), ключи автоматического включения АПВ выведены в положение отключено, и вывешен на них также запрещающий плакат. Ото необходимо для чтобы ошибочно не подать на место работы. В не которых случаях снимается оперативный и солеродный так управления установки. 2. Должен быть видимый разрыв на подстанциях 110 и 220 кВ выполняется разъединителями. 3. Установлено заземление. Заземление необходимо для снятия наведенного напряжения от соседних присоединений находящихся в работе. Запрещается прикасаться к отключенным, но не заземленным токоведущим частям без средств защиты. Также должны быть заземлены приспособления и оснастка, которые в процессе работы могут оказаться изолированными от земли. 4. Зона проведения работ ограждается, чтобы не допустить расширения рабочего места, и на место проведения работ вывешивается плакат работать здесь.

При работе на ОРУ следует помнить о допустимых расстояниях до токоведущих частей табл. 1, а касается не только рабочих, но механизмов (например, кранов, и погромщиков). Машины и механизмы на пневмоколесном ходу, находящиеся в зоне влияния электрического поля, должны быть заземлены. При их передвижении в этой зоне для снятия наведенного потенциала следует применять металлическую цепь, присоединенную к шасси или кузову и касающуюся земли.

При эксплуатации газомасляной системы генераторов необходимо предупреждать образование взрывоопасной газовой смеси, не допуская: содержания кислорода в водороде в корпусе генератора более 1,2 процента, содержания водорода в токопроводах генератора более 1 процента, а в картерах подшипников более 2 процентов. Запрещается работать с огнем непосредственно на корпусах оборудования, трубопроводах, заполненных водородом.

Нельзя допускать образование взрывоопасной смеси водорода с кислородом или воздухом. Чистота водорода должна быть не ниже 98,5 процента, а кислорода - не ниже 98 процентов.

Работа на электродвигателе в движение механизме связана с прикосновением работающих к токоведущим или вращающимся частям, то электродвигатель должен быть отключен с выполнением правил технических мероприятий, предотвращающих его ошибочное включение. При этом у двухскоростного электродвигателя должны быть отключены и разобраны обе цепи питания обмоток статора. Выключатель 6кВ должен быть отключен, снять оперативный ток управления, выключатель выкачен в ремонтное положение, включены заземляющие ножи. Если работы проводятся на сомом двигателе можно устанавливать заземление на кабеле питания.

Порядок включения электродвигателя для опробования должен содержать следующие операции: бригаду ремонтного персонала удаляется с места работы (для предотвращения попадания работника под вращающиеся части механизма или попадание под напряжение), оперативный персонал снимает установленные заземления, плакаты безопасности, выполняет сборку схемы. После опробования при необходимости продолжения работы на электродвигателе оперативный персонал вновь подготавливает рабочее место и бригада по наряду повторно допускается к работе на электродвигателе.

Для работы на трансформаторе собственных нужд и ячейках рабочего питания необходимо произвести технические мероприятия по безопасности жизни работников. Перед работой оформляется наряд на производство работ. Пример наряда показан в приложении 5.

8.1 Рассчитать заземлитель подстанции 220/110/15.75 кВ [33]

Исходные данные:

. подстанция, имеет трансформатор 220/15,75 кВ и два трансформатора 220/110/13,8кВ с эффективно заземленной нейтралью со стороны 220, 110 кВ, для питания собственных нужд имеется трансформатор 6/0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью со стороны низшего напряжения, распределительные устройства 220, 110 кВ открытого типа, 15,75, 6 кВ - закрытого.

2.территория подстанции занимает площадь S = 11180 мІ;

3.заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4 х 40 мм и вертикальных стержневых электродов длиной в = 5 м, диаметром d = 12 мм; глубина заложения электродов в землю t = 0,8 м;

4.расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли ρ1 =230 Ом*м, ρ2 = 80 Ом*м; мощность верхнего слоя земли h1 = 2,8 м;

5.в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос -опоры пяти подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 220 кВ на металлических опорах с длиной пролета 250 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 ммІ; расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной опоры rоп = 12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20; данные измерений сопротивления системы трос - опоры отсутствуют;

6.расчетный ток замыкания на землю на стороне 220 кВ составляет 7,21 кА

Решение. Сопротивление заземлителя растеканию тока R3 согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом .

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий Re определяем

(8.1.)

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя RK получим с учетом того, что R3 = 0,5 Ом и Re = 1,5 Ом:

(8.2.)

Составляем предварительную схему заземлителя и наносим ее на план подстанции, приняв контурный (распределенный) тип заземлителя, т. е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной Lв = 5 м) электродов. По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов. Lr = 1500 м; п = 32 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S = 11180 м2. Длина одной стороны ее будет = 105 м (рис. 1).

Рис. 8.1. Расчетную модель заземлителя

Количество ячеек по одной стороне модели:

Принимаем m =6.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов: = 2(6 + 1)*105=1470 м

Длина стороны ячейки в модели: b = 105/6 = 17,5 м.

Расстояние между вертикальными электродами: а = 4* 105/32 = 13,1 м

Суммарная длина вертикальных электродов: 32*5 = 160 м.

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

(5 + 0,8)/160 = 0,0363.

Относительная длина: (2,8 - 0,8)/5 = 0,4.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта ρэ. Предварительно находим значения ρ1/ ρ2 и κ:

ρ1/ ρ2 = 230/80 = 2,87

Поскольку 1< ρ1/ ρ2 <10, значение к находим:

Теперь определяем ρ э:

Находим значение Р:

Вычисляем расчетное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя. Предварительно находим коэффициент А, поскольку 0<tотн<0,1:

А = 0,444 - 0,84tотн = 0,444 - 0,84 • 0,0363 = 0,415.

Тогда Ом (8.3.)

Это значение R практически совпадает с требующимся сопротивлением искусственного заземлителя (0,75 Ом); некоторая разница допустима, тем более что в данном случае она повышает условия безопасности.

Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя)

(8.4.)

Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период

Этот потенциал допустим, так как он меньше 10 кВ.

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4 х 40 мм общей длиной не менее 1470 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 32 шт. диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, т. е. на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 0,8 м. При этих условиях сопротивление R искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,427 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом т. е. общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей, будет не более 0,5 Ом.

9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция системы электроснабжения собственных нужд Щекинской ГРЭС. Основным этапом реконструкции является установка новых мощностей блока номер 1 180 МВт.

Электроснабжение собственных нужд блока №1 осуществляется от двух независимых источников питания (рабочего и резервного питания). Рабочим источником питания является генератор, а резервный источник питания трансформатор установленный на шинах 110кВ станции. Так же в дипломном рассматриваются вопросы динамической устойчивости генератора при различных режимах (условиях) в электрической системе.

В данном разделе рассматривается:

анализ рынка оборудования;

структура фонда заработной платы;

расчет заработной платы работникам электрического цеха Щекинской ГРЭС;

составляется структурная схема управления электрохозяйством ПП Щёкинская ГРЭС;

отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих;

расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования, цеховые расходы;

9.1 Задачи рынка оборудования

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления. Парогазовые установки на природном газе - единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58 %.

Для установки на Щекинской ГРЭС используется ГТУ с котлом утилизатором. После сжигания газа в ГТУ, температура горячих газов колеблется около 700-900 ̊С. Чтобы не выбрасывать в воздух нагретый газ его используют, в котле утилизаторе где он нагревает воду до пара. Пар же в свою очередь используют для отопления города Советска.

Для питания собственных нужд блока 1 Щекинской ГРЭС используется трансформатор ТРДН-32000. Данный трансформатор обеспечивает достаточное количество передаваемой мощности для собственных нужд. Данные трансформаторы могут поставить компании: 1. «Калугаэнерго-финанс» выполняет полный комплекс работ "под ключ" [44] 2. ООО «Энергоформат» осуществляются поставки электротехнического оборудования [45]

«Калугаэнерго-финанс» предоставляет услуги: по обследование объектов Заказчика с целью выработки рекомендаций по приобретению оборудования, заполнение опросных листов; проектные работы; комплексная поставка оборудования; монтажные и шеф-монтажные работы; пусконаладочные работы; обучение обслуживающего персонала Заказчика правилам эксплуатации оборудования; гарантийное и послегарантийное обслуживание оборудования.

На все виды выполняемых работ имеются лицензии.

Компанией ООО «Энергоформат» осуществляются поставки электротехнического оборудования, кроме того, оказываются услуги, связанные с осуществлением работ по его ремонту. Что касается основного направления работы, то это комплексная поставка трансформаторного оборудования и запасных частей к нему. Все работы по установки будет, наладки будет производится персоналом Щекинской ГРЭС. В следствии чего стоимость работ будет меньше чем при использовании другой организации.

Из двух компаний выбираем «Калугаэнерго-финанс», так как данная компания произведет поставку, монтаж оборудования и гарантийное обслуживание оборудования. Что уменьшит сроки на постройку блока №1.

Основными коммутирующими аппаратами на рабочем и резервном питании КРУ-3;4 используются по проекту выключатели BB/TEL-10-31,5/2000УХЛ2 по своим техническим характеристикам [46] подходят под условия работы.

Поставку вакуумных выключателей могут произвести три компании:

Как говорилось выше «Калугаэнерго-финанс» <<#"869347.files/image221.gif">, (9.1)

Размеры компенсационных и стимулирующих доплат установлены в процентах от должностного оклада и закреплены в Положении по организации оплаты труда и в Коллективном договоре Общества.

Нормальными условиями работы считаются те, при которых рабочие места, согласно заданиям-нарядам, маршрутным листам и прочим документам, полностью обеспечены сырьем, материалами, полуфабрикатами, действующим оборудованием, специальным инструментом Ии приспособлениями. Если эти условия не выполнены и рабочему приходится затрачивать на работу дополнительное время, то необходимо произвести расчет этого времени и его оплату.

В табл 9.2. приведены размеры доплат за условия труда, отличающихся от нормальных.

Таблица 9.2.Доплата за условия труда

Профессия

% от должностного оклада

Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики Электромонтёр высоковольтных испытаний Электрослесаря по ремонту оборудования Дежурный электромонтёр ГЩУ ДЭМ по обслуживанию электрооборудования СН неблочной части Старший ДЭМ по обслуживанию электрооборудования блоков 200 МВт ДЭМ по обслуживанию электрооборудования блоков Аккумуляторщик

4 8 8 8 8 8 8 8

Доплата за вредные условия труда считается следующим образом:

, (9.2)

Ночным считается время с 22 часов до 6 утра. Оно фиксируется в табелях учёта рабочего времени. Ночной считается смена, в которой не менее 50% рабочего времени приходится на ночное время. Доплата за работу в ночную смену установлена в двойном размере. Для расчёта условимся, что работа ведётся в три смены, рабочий день равен восьми часам и неделя является непрерывной. В месяц при трёхсменной работе и непрерывной неделе получается 10 смен на каждого работника.

, (9.3)

Работа в сверхурочное время оформляется соответствующими документами (нарядами и др.) и оплачивается в двойном размере. Замена денежной компенсации другим днём отдыха не допускается. Оформляются такие работы табелем учёта использования рабочего времени.

, (9.4)

На ПП Щёкинская ГРЭС работа в праздничные дни разрешена, поскольку станция является предприятием с непрерывно действующим циклом. Оплата за работу в праздничные дни производится также в двойном размере. С согласия работника денежная компенсация может быть заменена предоставлением другого дня отдыха, но с оплатой в одинарном размере. Если рабочий работает в смену, которая частично переходит в праздничный день и в ночное время, в двойном размере оплачиваются только те часы фактической работы, которые совпали с праздничным днём. Оплата за работу в ночное время производится по существующим нормам, без удвоения доплат. Сверхурочные работы в праздничный день дополнительно не оплачиваются, так как все часы оплачиваются в двойном размере.

, (9.5)

Премия по итогам работы за месяц складывается из двух частей: 40 % - основная часть и 28 % - мотивированная. Фонд мотивированного премирования имеет фиксированный размер, однако по итогом работы за месяц у каждого работника размер мотивированной премии может составить 0 - 80 %, а за исключительные заслуги и более.

Премия = 0,68*Оклад (9.6)

Основная заработная плата складывается из оплаты по тарифу, компенсации за вредные условия труда, премии, доплат за вечерние, ночные и праздничные дни:

Зар.Плосн = Оплататариф + Доплатывредн. св.уроч. ночные,веч.,праздн + Премия, (9.7)

Расчёт основной заработной платы электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС представлен в табл 9.3.

Таблица 9.3. Расчёт основной заработной платы электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС

Наименование должности (профессии)		Осноаная зарплата
		Долж-ностной оклад		Доплаты и надбавки																			Премия						ИТОГО
				За условия труда						Ночные, вечерние					Прочие доплаты						Всего
				в %				в руб.		в %			в руб.		в %		в руб.				в руб.		в %			в руб.			в руб.
1		2		3				4		5			6		7		8				9		10			11			12
Общецеховой персонал
Начальник цеха		18 255						0					0				0				0		68			12413,4			30 668
Кладовщик - табельщик		6 455						0					0				0				0		68			4389,4			10 844
Инженер по ремонту		10 755						0					0		10		1075,5				1075,5		68			7313,4			19 144
Аккумуляторщик		7 660		8				612,8					0				0				612,8		68			5208,8			13 482
		7 660		8				612,8					0				0				612,8		68			5208,8			13 482
Итого по общецеховому персоналу		50 785						1225,6					0				1075,5				2 301					34533,8			87 620
Участок релейной защиты автоматики и измерений
Заместитель начальника цеха		15 355					0					0		25		3838,75				3838,75		68			10441,4			29 635
Старший мастер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики		13 687					0					0		30		4106,1				4106,1		68			9307,16			27 100
Ведущий инженер		11 687					0					0		20		2337,4				2337,4		68			7947,16			21 972
Инженер		8 505					0					0		10		850,5				850,5		68			5783,4			15 139
		8 500					0					0		10		850				850		68			5780			15 130
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики		5 865	4				234,6					0		5		293,25				527,85		68			3988,2			10 381
		6 660	4				266,4					0				0				266,4		68			4528,8			11 455
		6 660	4				266,4					0				0				266,4		68			4528,8			11 455
		7 500	4				300					0		5		375				675		68			5100			13 275
		7 500	4				300					0		5		375				675		68			5100			13 275
Итого по группе		91 919					1367,4									13026				14 393					62 505			168 817
Группа преобразовательных устройств
Мастер устройств возбуждения блоков		12 230					0					0		15		1834,5				1834,5		68			8316,4			22 381
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики		7 500	4				300					0				0				300		68			5100			12 900
		8 505	4				340,2					0		10		850,5				1190,7		68			5783,4			15 479
Итого по группе		28 235					640,2					0				2 685				3 325					19 200			50 760
Группа вторичной коммутации
Мастер ВК		12 230					0					0		15		1834,5				1834,5		68			8316,4			22 381
		12 230					0					0		5		611,5				611,5		68			8316,4			21 158
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики		5 865	4				234,6					0				0				234,6		68			3988,2			10 088
		5 865	4				234,6					0				0				234,6		68			3988,2			10 088
		6 660	4				266,4					0				0				266,4		68			4528,8			11 455
		6 660	4				266,4					0				0				266,4		68			4528,8			11 455
		6 660	4				266,4					0				0				266,4		4528,8			11 455
		7 500	4				300					0		5		375				675		68			5100			13 275
		7 500	4				300					0				0				300		68			5100			12 900
		7 500	4				300					0				0				300		68			5100			12 900
Итого по группе		78 670					2 168					0				2 821				4 989					53 496			137 155
Группа по высоковольтным испытаниям и учёта
Мастер высоковольтных испытаний		12 230					0					0		20		2446				2446		68			8316,4			22 992
Инженер высоковольтных испытаний		9 505					0					0		10		950,5				950,5		68			6463,4			16 919
Электромонтёр высоковольтных испытаний		6 660	8				532,8					0				0				532,8		68			4528,8			11 722
		7 500	8				600					0				0				600		68			5100			13 200
Инженер стандартизации и метрологии		9 755					0					0		10		975,5				975,5		68			6633,4			17 364
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики		6 660	4				266,4					0				0				266,4		68			4528,8			11 455
Итого по группе		48 310					1399,2					0				3 972				5 371					32 851			86 532
Итого персонал участка РЗАИ		247 134					5 575					0				22 504				28 079					168 051			443 264
Участок по ремонту силового оборудования
Заместитель начальника цеха по ремонту		15 355					0					0				0				0		68			10441,4			25 796
Мастер по ремонту оборудования		12 230					0					0				0				0		68			8316,4			20 546
Электрослесаря по ремонту оборудованя		6 230	8				498,4					0				0				498,4		68			4236,4			10 965
		7 660	8				612,8					0				0				612,8		68			5208,8			13 482
		7 660	8				612,8					0				0				612,8		68			5208,8			13 482
		7 660	8				612,8					0				0				612,8		68			5208,8			13 482
		8 500	8				680					0				0				680		68			5780			14 960
		8 500	8				680					0				0				680		68			5780			14 960
		8 500	8				680					0				0				680		68			5780			14 960
		9 505	8				760,4					0				0				760,4		68			6463,4			16 729
Итого по участку		91 800					5 137					0				0				5 137					62 424			159 361
Оперативный персонал
Заместитель начальника цеха по эксплуатации	15 355					0					0							0	0					68			10441,4	25 796
Начальник смены электроцеха	14 687					0			100		14687							0	14687					68			9987,16	54 048
	14 687					0			100		14687							0	14687					68			9987,16	54 048
	14 687					0			100		14687							0	14687					68			9987,16	54 048
	14 687					0			100		14687							0	14687					68			9987,16	54 048
	14 687					0			100		14687							0	14687					68			9987,16	54 048
Дежурный электромонтёр ГЩУ	6 500				8	520			100		6500							0	7020					68			4420	24 440
	6 500				8	520			100		6500							0	7020					68			4420	24 440
	6 500				8	520			100		6500							0	7020					68			4420	24 440
	6 500				8	520			100		6500							0	7020					68			4420	24 440
	6 500				8	520			100		6500							0	7020					68			4420	24 440
ДЭМ по обслуживанию электрооборудования СН неблочной части	8 330				8	666,4			100		8330							0	8996,4					68			5664,4	31 321
	8 330				8	666,4			100		8330							0	8996,4					68			5664,4	31 321
	8 330				8	666,4			100		8330							0	8996,4					68			31 321
	8 330				8	666,4			100		8330							0	8996,4					68			5664,4	31 321
	8 330				8	666,4			100		8330							0	8996,4					68			5664,4	31 321
Старший ДЭМ по обслуживанию электрообарудования блоков 200 Мвт	8 505				8	680,4			100		8505							0	9185,4					68			5783,4	31 979
	8 505				8	680,4			100		8505							0	9185,4					68			5783,4	31 979
	8 505				8	680,4			100		8505							0	9185,4					68			5783,4	31 979
	8 505				8	680,4			100		8505							0	9185,4					68			5783,4	31 979
	8 505				8	680,4			100		8505							0	9185,4					68			5783,4	31 979
ДЭМ по обслуживанию электрооборудования блоков	7 330				8	586,4			100		7330							0	7916,4					68			4984,4	27 561
	7 330				8	586,4			100		7330							0	7916,4					68			4984,4	27 561
	7 330				8	586,4			100		7330							0	7916,4					68			4984,4	27 561
	7 330				8	586,4			100		7330							0	7916,4					68			4984,4	27 561
	7 330				8	586,4			100		7330							0	7916,4					68			4984,4	27 561
Итого по оперативному персоналу	242 115					12 266					226 760							0	239 026								164 638	872 539
Итого по эл.цеху	631 834					24 204					226 760							23 580	274 544								429 647	1 562 785

Дополнительная заработная плата складывается из размера оплаты очередных отпусков, вознаграждения за выслугу лет и вознаграждения по итогам работы электростанции за год (обязательное условие - прибыльность производства).

Отпуск = Среднемес.зар.плата + Материал.помощь(оклад), (9.8)

Вознаграждение по итогам работы за год (13-я зарплата) выплачивается в зависимости от непрерывного стажа работы ежемесячно в установленных размерах, которые представлены в табл. 9.4.

Таблица 6.4. Размер вознаграждения по итогам работы за год в процентах от должностного оклада в месяц

Стаж работы	Размер вознаграждения
Менее 5-ти лет С 5-х лет до 10-ти лет Более 10-ти лет	50 75 100

Результаты расчётов дополнительной заработной платы персонала электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС приведены в табл 9.5.

Месячный фонд заработной платы персонала электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС составляет - 1 527 129 рублей, годовой фонд - 18 325 545 рублей

Таблица 9.5. Расчёт дополнительной заработной платы, годового и месячного фонда оплаты труда электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС

Наименование должности (профессии)	Дополнительная зарплата				Общий месячный фонд заработной платы		Общий годовой фонд заработной платы
	Оплата очередных отпусков	13-я зарплата	ИТОГО
	в руб.	в руб.	в руб.		в руб.		в руб.
1	2	3	4		5		6
Общецеховой персонал
Начальник цеха	48 923	13691,25	62 615		30 668		368 021
Кладовщик - табельщик	17 299	4841,25	22 141		10 844		130 133
Инженер по ремонту	29 899	10755	40 654		19 144		229 727
Аккумуляторщик	21 142	3830	24 972		13 482		161 779
	21 142	5745	26 887		13 482		161 779
Итого по общецеховому персоналу	138 405	38 863	177 267		87 620		1 051 439
Участок релейной защиты автоматики и измерений
Заместитель начальника цеха	44 990	11516,25	56 506		29 635		355 622
Старший мастер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики	40 787	10265,25	51 053		27 100		325 203
Ведущий инженер	33 659	8765,25	42 424		21 972		263 659
Инженер	23 644	6378,75	30 023		15 139		181 667
	23 630	6375	30 005		15 130		181 560
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики	16 246	4398,75	20 645		10 381		124 573
	18 115	4995	23 110		11 455		137 462
	18 115	4995	23 110		11 455		137 462
	20 775	5625	26 400		13 275		159 300
Итого по группе	239 961	63 314	303 276		155 542		1 866 508
Группа преобразовательных устройств
Мастер устройств возбуждения блоков	34 611	12230	46 841		22 381		268 571
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики	20 400	5625	26 025		12 900		154 800
	23 984	8505	32 489		15 479		185 749
Итого по группе	78 995	26 360	105 355		50 760		609 120
Группа вторичной коммутации
Мастер ВК	34 611	12230	46 841		22 381		268 571
	34 611	6115	40 726		21 158		253 895
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики	33 388	4398,75	37 787		10 088		121 054
	15 953	2932,5	18 885		10 088		121 054
	15 953	4995	20 948		11 455		137 462
	18 115	6660	24 775		11 455		137 462
	18 115	6660	24 775		11 455		137 462
	18 115	5625	23 740		13 275		159 300
	20 775	7500	28 275		12 900		154 800
	20 400	7500	27 900		12 900		154 800
Итого по группе	195 425	52 386	247 811		114 774		1 377 289
Группа по высоковольтным испытаниям и учёта
Мастер высоковольтных испытаний	35 222	12230		47 452		22 992
Инженер высоковольтных испытаний	26 424	7 128,75		33 553		16 919
Электромонтёр высоковольтных испытаний	18 382	4995		23 377		11 722	140 659
	20 700	5625		26 325		13 200	158 400
Инженер стандартизации и метрологии	27 119	9755		36 874		17 364	208 367
Электромонтёр по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики	18 115	6660		24 775		11 455	137 462
Итого по группе	134 842	43 394		178 236		86 532	1 038 384
Итого персонал участка РЗАИ	649 223	185 454		834 678		407 608	4 891 301
Участок по ремонту силового оборудования
Заместитель начальника цеха по ремонту	41 151	15355		56 506		25 796	309 557
Мастер по ремонту оборудования	32 776	12230		45 006		20 546	246 557
Электрослесаря по ремонту оборудования	17 195	3115		20 310		10 965	131 578
	21 142	7660		28 802		13 482	161 779
	21 142	5745		26 887		13 482	161 779
	21 142	7660		28 802		13 482	161 779
	23 460	8500		31 960		14 960	179 520
	23 460	6375		29 835		14 960	179 520
	23 460	8500		31 960		14 960	179 520
	26 234	9505		35 739		16 729	200 746
Итого по участку	251 161	84 645		335 806		159 361	1 912 334
Оперативный персонал
Заместитель начальника цеха по эксплуатации	41 151	15355		56 506		25 796	309 557
Начальник смены электроцеха	68 735	14687		83 422		54 048	648 578
	68 735	14687		83 422		54 048	648 578
	68 735	14687		83 422		54 048	648 578
	68 735	14687		83 422		54 048	648 578
	68 735	11015,25		79 750		54 048	648 578
Дежурный электромонтёр ГЩУ	30 940	3250		34 190		24 440	293 280
	30 940	6500		37 440		24 440	293 280
	30 940	4875		35 815		24 440	293 280
	30 940	3250		34 190		24 440	293 280
	30 940	3250		34 190		24 440	293 280
ДЭМ по обслуживанию электрооборудования СН неблочной части	39 651	8330		47 981		31 321	375 850
	39 651	4165		43 816		31 321	375 850
	39 651	6247,5		45 898		31 321	375 850
	39 651	8330		47 981		31 321	375 850
	39 651	8330		47 981		31 321	375 850
Старший ДЭМ по обслуживанию электрооборудования блоков 200 Мвт	40 484	6378,75		46 863		31 979	383 746
	40 484	6378,75		46 863		31 979	383 746
	40 484	6378,75		46 863		31 979	383 746
	40 484	8505		48 989		31 979	383 746
	40 484	8505		48 989		31 979	383 746
ДЭМ по обслуживанию электрооборудования блоков	34 891	7330		42 221		27 561	330 730
	34 891	7330		42 221		27 561	330 730
	34 891	5497,5		40 388		27 561	330 730
	34 891	3665		38 556		27 561	330 730
	34 891	3665		38 556		27 561	330 730
Итого по оперативному персоналу	1 114 654	205 280		1 319 934		872 539	10 470 470
Итого по эл.цеху	2 153 444	514 241		2 667 685		1 527 129	18 325 545

Непосредственным начислением заработной платы и удержанием вычетов из неё на ПП Щёкинская ГРЭС занимается отдел оплаты труда Управления по учёту и отчётности. К задачам работников этого отдела относится:

·своевременное истребование всех необходимых документов для начисления заработной платы;

·правильное выполнение расчётов по начислению и удержание;

·включение начисленной суммы в состав затрат;

·своевременное перечисление выплат.

Из начисленной заработной платы работников производятся следующие удержания:

·налог на доходы физических лиц;

·по исполнительным документам в пользу других предприятий и лиц;

·для возмещения материального ущерба, принесённого предприятию;

·за товары, купленные в кредит;

·по полученным займам;

·профсоюзные взносы;

·для погашения задолженности по выданным авансам, излишне уплаченным суммам, а также подотчётным суммам, не оформленным своевременно;

·для уплаты административных и судебных штрафов;

·по письменным поручениям о переводе страховых взносов по договорам личного страхования и др.

При определении налоговой базы учитываются все доходы налогоплательщика, полученные им как в денежной, так и в натуральной формах, или право на распоряжение которыми у него возникло, а также доходы в виде материальной выгоды. Налоговая база определяется - доходы налогоплательщика минус доходы, не подлежащие налогообложению и минус налоговые вычеты.

Доходы, не подлежащие налогообложению:

·государственные пособия;

·государственные пенсии;

·выплаты, связанные с возмещением вреда, причинённого увечья или иным повреждением здоровья;

·выплаты, связанные с увольнением работников;

·вознаграждения донорам и т.д

9.4 Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих

тыс.руб./год,

где 0.30 - страховой коэффициент, содержащий коэффициенты пенсионного фонда - 20%,

обязательного медицинского страхования - 5,1%

и социального страхования - 2,9%.

(Согласно принятому 3 декабря 2011 года федерального закона №379-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам установления тарифов страховых взносов в государственные внебюджетные фонды», который снижает ставки страховых взносов с 2012 года в Пенсионный фонд, Фонд Социального Страхования и ФФОМС.)

9.5 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

В учебных проектах затраты по этой статье могут быть определены по следующей формуле:

И ЭКС = b * И а с = 1,15 * 0,935 млн.р.= 1075250 руб.

где b=1,11-1,18 - коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание;

И а с - амортизационные отчисления по производственному оборудованию сети, включая амортизационные отчисления по оборудованию и линиям.

И а с = И а б /СН + И а = 0,884 + 0,05 =0,935 млн.р.

И а б /СН = (Н а б /СН / 100 ) * К б /СН = ( 4,2 / 100 ) * 1.2 млн.р. = 0.05 млн.р.

где Н а б /СН - норма амортизационных отчислений для оборудования = 4,2 %;

К б / сн - капиталовложения в распред устройство блока электрической сети.

И а = (Н а / 100 ) * К = ( 5 / 100 ) * 17.7 млн.р. = 0,885 млн.р.

где Н а - норма амортизационных отчислений (%) - зависит от типа оборудования,;

К ОБ - капиталовложения в отдельное оборудование, равной 17.7 млн.р [49].

9.6 Цеховые расходы

Цеховые расходы принимаются в некоторой доле от расходов на содержание и эксплуатацию оборудования:

И цех = a * И ЭКС = 0,2 *1075250=215050руб.

где a - коэффициент, зависящий от уровня напряжения, принимаемый равным 0,05-0,2 в зависимости от напряжения. Т.к. в РЭС имеются в наличии оборудование 6 - 220 кВ, то принимаем a = 0,2.

В экономической части дипломного проекта отмечены задачи рынка оборудования. Выбраны компании поставщики основного электрооборудования: трансформаторы собственных нужд поставляет и монтирует компания «Калугаэнерго-финанс»; выключатели вакуумные компания «Таврида Электрик Центр».

Выполнен расчет основной заработной платы. Разработан структура фонда заработной платы. При выполнении расчета использовались нормативные и отраслевые руководящие материалы. Учтены изменения в законодательстве и условия работы. Для расчета заработной платы рабочих и служащих в качестве базовой тарифной ставки для первого разряда примем МРОТ = 4611 руб. на 2012 года по Тульской области. Тарифный коэффициент для должностей взят на основании тарифной сетки Щекинской ГРЭС. Месячный фонд заработной платы персонала электроцеха ПП Щёкинская ГРЭС составляет - 1 527 129 рублей, годовой фонд - 18 325 545 рублей.

Составляется структурная схема управления электрохозяйством ПП Щёкинская ГРЭС;

Отчисления на социальные нужды заработной платы производственных рабочих в размере 125844,2 тыс.руб./год,;

Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования составило 1075250 руб., а цеховые расходы 215050руб.;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрены вопросы развития вопросы развития Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд. Рассмотрен технологический процесс производства электроэнергии Щекинская ГРЭС, и влияние собственных нужд на производство электроэнергии. Ведь система собственных нужд является важным звеном, влияющим на показатели работы электрической станции в целом. Ненадёжная работа системы собственных нужд, повреждение её элементов подчас приводят к нарушению функционирования не только электростанции, но и энергосистемы. Режимы работы зависят от нагрузки на энергоблоке. Основным этапом развития является установка на Щекиской ГРЭС новых мощностей. В дипломном проекте рассматривается установка нового энергоблока мощностью 180 МВт с котлом утилизатором фирмы Siemens.

На Щекинской ГРЭС существуют подстанции ОРУ 220 кВ имеет 5 присоединительных линий, из которых по 3 преимущественно осуществляется отпуск электроэнергии потребителям. Линии Тула 1, Тула 2 питают подстанцию Тула 14. Подстанция Тула 14 это основной источник электрической энергии для города Тулы и предприятий Ленинского района. Две линии (Северная 2, Бегичево) работает в реверсивном режиме и по ней происходит как отпуск, так и поступление электроэнергии на РУ 220 кВ, которое в среднем не превышает 1,3% от суммарной выработке на станции. Линии Серная 1, Северная 2 как уже говорилось ранее, соединяются с подстанцией Северная 103. На подстанции северная 103 находится одино из крупнейших предприятий Тульской области «Новомосковске Химический завод». ОРУ 110 кВ имеет 9 присоединенных линий. По 7 из них происходит преимущественно отпуск электроэнергии, а по 2-м (Плавская и Лазарево) поступление от энергосистемы, которое составляет приблизительно 30% от отпуска в линии 110 кВ.

Разработана схема подключения ГТУ к действующей схеме Щекинской ГРЭС. ГТУ монтируется в главном корпусе не блочной части ЩГРЭС. Трансформаторы Т-611, Т-1 устанавливаются у стены главного корпуса (в 1984 г. на этом месте находилась трансформаторная группа 6). В ГРУ 1находится шины генератора с выключателями. На подстанции 220кВ есть место для установки новых выключателей, после демонтажа старых МВ оставшихся после трансформаторной группы 10. Трансформатор Т-120В (резервное питание КРУ). Установленный на подстанции 110кВ около трансформаторной группы 8.

Определение расчётных электрических нагрузок на напряжение 0,4 кВ составляющие 788,38 кВт для каждой секции. Выбран типа и мощности трансформаторов 6/0,4 кВ ТСЗС-1000. Определение расчётных нагрузок на напряжение 6 кВ 11514кВт. Выбран типа и мощности блочного трансформатора собственных нужд, питающего шины 6 кВ типа ТРДН-32000/15. Рассчитаны сечений кабельных линий 6 кВ и 0,4кВ, питающих высоковольтные двигатели трансформаторы. Выбран блочный трансформатор Т1 ТДЦГ-250000/220. Установлен провод АС-240 от блочного трансформатора к системе шин 220 кВ. Рассчитаны токи короткого замыкания на шинах собственных нужд, проверены кабельные линии по термической стойкости. Для защиты от КЗ на шинах 0,4 кВ установлен автоматический выключатель ВА 5735.

Выбрано основное оборудование энергоблока 1, на ОРУ 220 и 15,75 кВ установлены выключатели производство ООО «АББ Электроинжиринг» г.Москва 242 PMR 40, HECS - 80. Для питания КРУ и отходящих линий установлены выключатели фирмы BB/TEL.

В разделе безопасности и экологичности рассмотрены вопросы техники безопасности при эксплуатации электро оборудования в системе собственных нужд.

Составляется структурная схема управления электрохозяйством ПП Щёкинская ГРЭС;

Отчисления на социальные нужды заработной платы производственных рабочих в размере 125844,2 тыс.руб./год,;

Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования составило 1075250 руб., а цеховые расходы 215050руб.;

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций; под редакцией С.В. Цанева.: Москва, издательство МЭИ 2012.

2.Краткий справочник по паротурбинным установкам. Под ред. П.Н. Шляхина, М.Л. Бершадского, 1961.

3.Тепловые электрические станции; под редакцией Л.И. Керцелли и В.Я. Рыжкин.; Ленинград 1949.

4.Автоматика электрических станций и электрических сиситем; Н.И. Овчаренко.: Москва. «Издательство НЦ ЭНАЧ» 2010.

5.Правила устройства электроустановок шестое и седьмое издание. - М.:НЦ ЭНАС.

6.Электрооборудование электрических станций и подстанций; Л. Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.: Москва ACADEMA 2014.

7.Электрическая часть электростанций и подстанций; Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючков.: Москва «энергоатомиздат» 2009.

8.Проектирование электрических станций.; М.Н. Околович.: Москва «энергоиздат» 1982.

9.Тепловые электрические станции. Учебник для вузов под редакцией В. М Лавыгина, А.С. Седлова, С. В Цанева.: Москва издательский дом МЭИ 2009.

10.Руководящий технический материал. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.38 4-92.

11.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию том 1; под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986.

12.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию том 2; под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986

13.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций.

14.Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов, - 4 -ое издание дополненное и переработанное, М.:Энергоатомиздат, 1989.

15.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ под ред. С.С.Рокотяна и Н.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 2010.

16.СН-174-75.Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий.-М.:Стройиздат, 1976.

17.О.А.Бушуева, О.И. Рыжов. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий - Иваново, ИГЭУ, 2005.

18.Методические указания по оценке экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике. А. В. Введенская, И.О. Волкова, О.И. Рыжов - Иваново,ИГЭУ,2001.

19.Братолюбов А.А. Методические указания для расчета режима симметричного короткого замыкания в электрической системе. - Иваново, ИЭИ, 2009

20.Д.Л. Файбисович. Справочник по проектированию электрических сетей. 2-е изд., М.: НЦ ЭНАС, 2006

21.М.Н. Околович. Проектирование электрических станций. . - М.: Энергоиздат, 1982.

22.Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного

проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 2009.

. П.А. Долин. Основы техники безопасности в электроустановках. - М.: Энергоатомиздат, 2014.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.

-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980.

. Техническое описание и руководство по эксплуатации вакуумные выключатели серии BB/TEL-10-31,5/1600(2000).: Таврида электрик.

. Руководство по эксплуатации вакуумные выключатели серии BB/TEL-10.: Таврида электрик.

. Техническая информация КРУ (D-12) комплектные распределительные устройства.: Вектор электротехнический завод.

. Техническое описание и руководство по эксплуатации вакуумные выключатели серии BB/TEL-10-51.: Таврида электрик.

. Техническая информация трансформаторов тока на напряжение от 0,66 до 35 кВ.: «Электроаппарат» Санкт-Петербург 2004.

. Техническое описание, инструкция по монтажу, применению и эксплуатации ограничители перенапряжений нелинейные серии EXLIM на классы напряжения 110-750 кВ.: Екатеринбург, 2010.

. Техническое описание комплектных токопроводов и шинопроводов.: «ОАО Самарский завод электрощит»

. Техническое описание и размеры элегазовых генераторных распределительных устройств типа HECS и HEC 7/8.: ABB

. Основы техники безопасности в электро-установках; П.А. Долин.: Москва энергоатомиздат 1984.

. Межотраслевые правила по охране труда при работе в электроустановках.: Минск «Инженерные центр Боим» 2009.

. Методика электрического цеха ЩГРЭС по испытанию трансформаторов. ЩГРЭС 2012.

. Релейная защита; Н.В. Чернабров.: «Энергия» Москва 1974.

. Современные средства релейная защита и автоматика электрической сети.; В.Г. Гловацкий, И.В. Пономарев.: Компания энергомашвин 2011.

. Техническое описание, инструкция по эксплуатации блок реле сопротивления типа БРЭ 2801.

. Н.И. Дюповкин, Е.В. Яковлева., Приложения к методическим указаниям для выполнения курсовой работы «Определение организационной структуры и затрат ПЭС» / сост. Н.И. Дюповкин, Е.В. Яковлева; Федеральное агентство по образованию, ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2010.

. Д.Л. Файбисович, Справочник по проектированию электрических сетей .М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2005.

. Н.И. Дюповкин, Е.В. Яковлева, Методические указания для выполнения курсовой работы "Определение организационной структуры и затрат ПЭС"; Федеральное агентство по образованию, ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2014.

. Методические указания по устойчивости энергосистем.

. http://www.kef.ru/usl.shtml

. http://energo-format.ru/

. (<http://www.tavrida.ru/ Product/ CommutationDevice/ VacuumSwitch2000A/ Documentation.aspx>)

. <http://www.zaovels.ru/o _kompanii/>

. (http://www.mojazarplata.ru/main/minimumwages/minimalqnaja-oplata-truda-mrot-v-subektah-rf-na-2011)

. «http://www.npsve.ru/newsenergy/53/».

. http://www.tavrida.ru/org/zapad/

Приложение

Приложение 1

Таблица П.1.1.Определение полной нагрузки блочного ТСН 6/0,4 кВ

Секция 4
Насос газоохладителя (НГО-1Б)	129,7	234,01	0,8	0,75	97,28	162,125
Сетевой электронасос (СЭН-1Б)	84,8	153,00	0,8	0,75	63,60	106,000
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1Б)	98,22	175,02	0,81	0,724	71,11	121,260
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1Б)	54,73	99,99	0,79	0,776	42,47	69,276
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1Б)	27,71	48,19	0,83	0,672	18,62	33,385
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1Б)	75,84	127,29	0,86	0,59	44,75	88,056
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1Б)	44,93	83,14	0,78	0,802	36,03	57,595
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1Б)	54,7	93,99	0,84	0,646	35,34	65,121
Насос охлаждения стержней (НОС-1Б)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос охлаждения стержней (НОС-1В)	21,5	38,31	0,81	0,724	15,57	26,543
Насос пожара тушения №6	94,65	170,77	0,8	0,75	70,99	118,313
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1Б)	12,8	23,09	0,8	0,75	9,60	16,000
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1В)	12,8	23,09	0,8	0,75	9,60	16,000
Дренажный насос №6	39,7	71,63	0,8	0,75	29,78	49,625
Сумма:	773,58				560,29	955,169

Таблица П.1.2.Карта электрических нагрузок собственных нужд блока 1 на напряжение 0,4 кВ

Наименование присоединения	Рн, кВт	Iн, A	cosφ

1	2	3	4
Секция 3
Насос газоохладителя (НГО-1А)	129,70	101,74	0,8
Сетевой электронасос (СЭН-1А)	84,80	68,00	0,8
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1А)	98,22	81,41	0,81
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1А)	54,73	43,48	0,79
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1А)	27,71	20,73	0,83
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1А)	75,84	53,59	0,86
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1А)	44,93	39,59	0,78
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1А)	54,7	41,31	0,84
Насос охлаждения стержней (НОС-1А)	21,5	16,66	0,81
Насос охлаждения стержней (НОС-1Г)	21,5	16,48	0,81
Насос пожара тушения №5	94,65	75,90	0,8
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1А)	12,8	10,38	0,8
Валоповорот Г-1	27,6	22,07	0,83
Дренажный насос №5	39,7	33,32	0,8
Секция 4
Насос газоохладителя (НГО-1Б)	129,70	101,74	0,8
Сетевой электронасос (СЭН-1Б)	84,80	68,00	0,8
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1Б)	98,22	81,41	0,81
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1Б)	54,73	43,48	0,79
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1Б)	27,71	20,73	0,83
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1Б)	75,84	53,59	0,86
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1Б)	44,93	39,59	0,78
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1Б)	54,7	41,31	0,84
Насос охлаждения стержней (НОС-1Б)	21,5	16,66	0,81
Насос охлаждения стержней (НОС-1В)	21,5	16,48	0,81
Насос пожара тушения №6	94,65	75,90	0,8
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1Б)	12,8	10,38	0,8
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1В)	12,8	10,38	0,8
Дренажный насос №6	39,7	33,32	0,8

Таблица П 1.3. Определение расчетных нагрузок ТСН 6/0,4 кВ

Наименование ЭП	Расчётный коэффициент группы ЭП		Номинальная мощность одного ЭП, кВт	Суммарная мощность группы, кВт	Расчётная, полная мощность группы, кВ*А
Секция 4
НГО - 1Б	0,7		130	590	412
СЭН - 1Б			90
НОЛТ-1В			100
НОЛТ-1Г			100
Нас. Пожар. Туш. №6			95
ЦНВД-1Б			75
МЭН смазки Г-1Б	0,35		30	294	102,9
НРГПК-1Б			55
ЦННД-1Б			45
МЭН уплот. Г-1Б			55
НОС 1Б			21,5
НОС 1В			21,5
МЭН ПЭН 1Б			13
МЭН ПЭН 1В			13
Дренажный №6			40
Сборки	0,2		-	295,8	59,2
Суммарная расчётная полная мощность секции					574,4
Трансформатор системы возбуждения ГТУ 6/0,66 кВ
системы возбуждения	0,9		1600	1600	1440
Суммарная расчётная полная мощность секции					1440
Трансформатор пускового устройства SFC 6/1,4 кВ
пускового устройства	0,9	1800		1800	1620
Суммарная расчётная полная мощность секции					1620

Таблица П1.4. Расчёт сечений кабельных линий 0,4 кВ, питающих двигатели.

Наименование присоединения		Рр, кВт	Рн, кВт			Iн, А	Iр, А		cosφ	tan φ			L, м	Fст, мм2		Iдоп. таб. А		I’доп, А	R0 мОм/м		Х0 мОм/м.	ΔU, %		Марка и сечение кабеля		Проверка кабеля Iр,≥Iдоп.табл
1		2	3			4	5		6	7			8	9		10		11	12		13	14		15		16
Секция 3
Насос газоохладителя (НГО-1А)		130	129,7			234,01	234,55		0,8	60	120		320		240,00	0,258		0,076	1,605		ААШв (3х120,1х50)		234,6> 240
Сетевой электронасос (СЭН-1А)		90	84,8			153,00	162,38		0,8	0,75			85	95		235		176,25	0,194		0,078	1,277		ААШв (3х95,1х50)		162,3>176,25
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1А)		100	98,22			175,02	178,19		0,81	0,724			43	120		320		240,00	0,258		0,076	0,876		ААШв (3х120,1х50)		178,2>240
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1А)		100	54,73			99,99	182,71		0,79	0,776			45	120		320		240,00	0,258		0,076	0,936		ААШв (3х120,1х50)		182,71>240
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1А)		30	27,71			48,19	52,17		0,83	0,672			47	10		75		56,25	3,100		0,110	2,810		ААШв (4х10)		52,17>56,25
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1А)		75	75,84			127,29	125,88		0,86	0,59			49	50		190		142,50	0,620		0,083	1,555		ААШв (3х50,1х25)		125,9> 142,5
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1А)		45	44,93			83,14	83,27		0,78	0,802			42	25		125		93,75	1,240		0,091	1,575		ААШв (3х25,1х10)		83,14>93,75
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1А)		55	54,7			93,99	94,51		0,84	0,646			63	35		155		116,25	0,890		0,087	2,072		ААШв (3х35,1х10)		94,51> 116,25
Насос охлаждения стержней (НОС-1А)		21,5	21,5			38,31	38,31		0,81	0,724			72	10		95		71,25	3,100		0,110	3,094		ААШв (4х10)		38,31>71,25
Насос охлаждения стержней (НОС-1Г)		21,5	21,5			38,31	38,31		0,81	0,724			75	10		95		71,25	3,100		0,110	3,223		ААШв (4х10)		38,31>71,25
Насос пожара тушения №5		95	94,65			170,77	171,40		0,8	0,75			150	95		275		206,25	0,194		0,078	2,379		ААШв (3х95,1х50)		171,4>206,25
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1А)		13	12,8			23,09	23,45		0,8	0,75			86	10		75		56,25	3,100		0,110	2,238		ААШв (4х10)		23,09>56,25
Валоповорот Г-1		28	27,6			48,00	48,69		0,83	0,672			32	10		75		56,25	3,100		0,110	1,786		ААШв (4х10)		48>56,25
Дренажный насос №5		40	39,7			71,63	72,17		0,8	0,75			121	121		25		125	93,75		1,240	0,091		ААШв (3х25,1х10)		72,17>93,75
Секция 4
Насос газоохладителя (НГО-1Б)	130			129,7	234,01		234,55	0,8			0,75	60		120	320		240,00			0,258	0,076	1,605	ААШв (3х120,1х50)		234,6> 240
Сетевой электронасос (СЭН-1Б)	90			84,8	153,00		162,38	0,8			0,75	85		95	235		176,25			0,194	0,078	1,277	ААШв (3х95,1х50)		162,3>176,25
Насос охлаждения лопаток турбины (НОЛТ-1Б)	100			98,22	175,02		178,19	0,81			0,724	43		120	320		240,00			0,258	0,076	0,876	ААШв (3х120,1х50)		178,2>240
Насос рециркуляции газового подогревателя конденсата (НРГПК-1Б)	100			54,73	99,99		182,71	0,79			0,776	45		120	320		240,00			0,258	0,076	0,936	ААШв (3х120,1х50)		182,71>240
Маслонасос системы смазки турбины (МЭН смазки Г-1Б)	30			27,71	48,19		52,17	0,83			0,672	50		10	75		56,25			3,100	0,110	2,990	ААШв (4х10)		52,17>56,25
Циркуляционный насос высокого давления (ЦНВД-1Б)	75			75,84	127,29		125,88	0,86			0,59	53		50	190		142,50			0,620	0,083	1,682	ААШв (3х50,1х25)		125,9> 142,5
Циркуляционный насос низкого давления (ЦННД-1Б)	45			44,93	83,14		83,27	0,78			0,802	49		25	125		93,75			1,240	0,091	1,838	ААШв (3х25,1х10)		83,14>93,75
Маслонасос системы уплотнения турбины (МЭН уплот. Г-1Б)	55			54,7	93,99		94,51	0,84			0,646	63		35	155		116,25			0,890	0,087	2,072	ААШв (3х35,1х10)		94,51> 116,25
Насос охлаждения стержней (НОС-1Б)	21,5			21,5	38,31		0,81			0,724	72		10	95		71,25			3,100	0,110	3,094	ААШв (4х10)		38,31>71,25
Насос охлаждения стержней (НОС-1В)	21,5			21,5	38,31		38,31	0,81			0,724	75		10	95		71,25			3,100	0,110	3,223	ААШв (4х10)		38,31>71,25
Насос пожара тушения №6	95			94,65	170,77		171,40	0,8			0,75	150		95	275		206,25			0,194	0,078	2,379	ААШв (3х95,1х50)		171,4>206,25
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1Б)	13			12,8	23,09		23,45	0,8			0,75	32		10	75		56,25			3,100	0,110	0,833	ААШв (4х10)		23,09>56,25
Маслонасос смазки и уплотнения питательных насосов (МЭН ПЭН-1В)	13			12,8	23,09		23,45	0,8			0,75	32		10	75		56,25			3,100	0,110	0,833	ААШв (4х10)		23,09>56,25
Дренажный насос №6	40			39,7	71,63		72,17	0,8			0,75	121		121	25		125			93,75	1,240	0,091	ААШв (3х25,1х10)		72,17>93,75

Приложение

Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Похожие работы на - Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд