Проектирование ТЭЦ 5*60 + 2*100 МВТ 220/110/10

Главная схема, заполнения ГРУ.dwg

колледж ПГУ гр. ЭЭС-42
Расчет электрооборудования ТЭЦ 5*60 МВт 22011010 кВ
ТЭЦ 5*60 + 2*100 МВт 22011010 кВ
Наименование присоединения
Камеры реакторов и выключателей
Шинные разъединители
Наименование присоединений
ДП 2103002.0007.12.10.Э3
ДП 2103002.0007.12.10.Э4

Дипломный проект - титулка.doc

Министерство образования и науки Республики Казахстан
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова
Научный руководитель
(должность ученая степень)
(инициалы фамилия подпись)
(должность ученая степень) Учащийся
(инициалы фамилия) (инициалы фамилия)
(подпись) (дата) (подпись) (дата)
на выполнение дипломного проектаработы
(фамилия имя отчество)
Перечень подлежащих разработке в дипломном проекте вопросов или краткое содержание дипломной работы:
Консультации по проектуработе с указанием относящихся к ним разделов проектаработы
подготовки дипломного проекта (работы)
Наименование разделов перечень разрабатываемых вопросов
Сроки представления научному руководителю
(работы) подпись Ф.И.О.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ПАЛОДАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
на выпускную работу (дипломный проект работу) учащегося колледжа Павлодарского государственного университета им. С. Торайгырова
(полное наименование темы проекта)
Общая характеристика проекта (работы)
Заключение по выпускной работе (дипломному проекту работе)
Оценка выпускной работы (дипломного проекта работа)
ПАВЛОДАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Руководителя выпускной работы
(дипломного проекта работы)
подпись Ф.И.О. должность

Дипломка1.docx

Выбор варианта структурной схемы
Расчет перетоков мощности
1Расчет перетоков мощности в максимальном режиме
2Расчет перетоков мощности в минимальном режиме
3Расчет перетоков мощности в аварийном режиме
Выбор силовых трансформаторов
1 Выбор блочных трансформаторов
2 Выбор автотрансформаторов связи
Расчет токов короткого замыкания
1Расчет КЗ в точке К1
2Расчет КЗ в точке К2
3 Расчет КЗ в точке К3
Выбор линейных реакторов
Выбор электрооборудования
1Выбор выключателей и разъединителей
2Выбор трансформаторов тока
3Выбор трансформаторов напряжения
4 Выбор токоведущих шин
Собственные нужды станции
1Выбор трансформаторов
2Выбор трансформаторов тока
3Выбор трансформаторов напряжения
4Выбор токоведущих шин
5Выбор схемы собственных нужд
Комплектные токопроводы
Пожарная безопасность на электростанции
Расчет экономической эффективности проектирования ТЭЦ
1 Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла
2 Определение годового расхода топлива и расхода электроэнергии на собственные нужды станции
3 Определение капитальных вложений на сооружение электростанции
4 Расчет численности персонала и годового фонда заработной платы
5 Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации
6 Расчет годовых издержек производства и калькуляция себестоимости энергии
7 Определение показателей эффективности производства
8 Расчет технико-экономических показателей проекта
Заключение Список используемой литературы
Приложение А Спецификация
Темой дипломного проекта является выбор электрооборудования станции типа ТЭЦ 5х60+2х100 МВт 22011010 кВ.
Среди многочисленных отраслей народного хозяйства Республики Казахстан энергетика занимает ведущее положение. Уровень развития энергетики в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый уровень – экономический потенциал любой страны.
Основной задачей энергетики является: повышение надежности энергоснабжения потребителей; обеспечение возможности увеличения мощностей электрических станций; уменьшение себестоимости электрической и тепловой энергии; увеличение рентабельности капиталовложений.
Ведущую роль в энергетики по выработке электрической и тепловой энергии несут тепловые электрические станции.
Основными задачами развития электрических станций являются: освоение новых видов энергетического топлива; разработка новых способов преобразования энергии; концентрация мощностей; повышение параметров пара; совершенствование комбинированного производства электрической и тепловой энергии; промышленное освоение парогазового цикла.
В настоящее время в республике Казахстан больше половина всей электроэнергии вырабатывается на угольных станциях.
Тепловые электрические станции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом.
Специфика электрической части ТЭЦ является расположение электростанции вблизи центров электрических нагрузок которым мощность может выдаваться на генераторном напряжении.
Существенной особенностью станции является достаточно большая единичная мощность генераторов благодаря чему при компоновке генерирующих мощностей следует принять во внимание пропускную способность трансформаторов связи. А также повышенная мощность теплового оборудования и высокая зольность топлива предопределяет большой относительный расход на собственные нужды.
Быстрый темп развития энергетики требует высокое качество и сжатых сроков выполнения проектных работ поэтому проектирование носит комплексный характер. При проектировании используют нормативные материалы составленные на базе обобщения опыта проектирования монтажа и эксплуатации электрических станций. Применяют типовые проектирования принцип которого состоит в использовании при проектировании объекта ранее разработанных фрагментов проекта. Каждая проектируемая электростанция индивидуальна поскольку индивидуальны исходные данные условия и следовательно техническое задание на ее проектирование.
Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между распределительными устройствами разных напряжений и выполнение связей между распределительными устройствами.
Станции типа ТЭЦ предназначены для электроснабжения потребителя получающего питание либо от сборных шин генераторного распределительного устройства (ГРУ) либо отпайкой от выводов генератора. Поэтому структурная схема такой станции может выполняться неблочной смешанного типа либо блочного типа.
Составляем вариант структурной схемы станции с пятью генераторами по 60 МВт и двумя блоками на 100 МВт с выдачей электрической энергии на напряжениях 220 кВ 110 кВ и 10 кВ.
Для данной проектируемой электростанции рекомендуется вариант структурной схемы представленной на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ТЭЦ
Для питания потребителя на напряжении 10 кВ нужно подключить пять генераторов. Питание потребителя на напряжении 110 кВ осуществляется через обмотку среднего напряжения трансформатора связи. Также подключены два генератора по 100 МВт на напряжение 220 кВ.
Установка пяти генераторов для питания потребителей на шины ГРУ приводит к трудностям выбора трансформатора связи так как мощность их ограничена а именно не более 80 МВА.
Расчет перетоков мощности
Расчет перетоков мощности ведется в комплексных числах для трех режимов: максимального минимального и аварийного. Расчет производится с целью выбора трансформаторов связи. Реактивную мощность определяем по формуле
Для определения максимальной мощности на собственные нужды принимаем 8%. т.к. топливо – газ.
Рс.н.=0.08*Руст (2.2)
1 Расчет перетоков мощности в максимальном режиме
Переток мощности для пяти генераторов 60 МВт на напряжение 10 кВ.
S1=5(60+j60*0.75)=300+j225 МВА
Переток мощности для потребителя на напряжение 10 кВ
S2=Pпотр 10+jQпотр 10=180+576 МВА
Переток мощности на собственные нужды неблочной части
S3=5(48 +j48*075)=24+j18 МВА
Переток мощности для потребителя на напряжение 110 кВ
S4= Pпотр 110+jQпотр 110=50+j24 МВА
Переток мощности для низкой стороны авто трансформатора
S5= (300-180-24)+j(225-576-18) =96+j1494 МВА
Переток мощности для высокой стороны авто трансформатора
S6= (96-50)+j(1494-24) =46+1254 МВА
Переток мощности для двух генераторов по 100 МВт
S7=100+j100*0.62=100+j62
S8=100+j100*0.62=100+j62
Переток мощности на собственные нужды блочной части
Переток мощности для высокой стороны двухобмоточного
S11=(100-8)+j(62-5)=92+j57
S12=(100-8)+j(62-5)=92+j57
Переток мощности в систему
S13=(92+92+46)+j(57+57+1254)=230+j2394
Составляем диаграмму баланса мощностей в максимальном режиме. Диаграмма представлена на рисунке 2.1.
Рисунок 2 - Диаграмма перетока мощности в максимальном режиме
2 Расчет перетоков мощности в минимальном режиме
S1=5(50+j50*0.75)=250+j1875 МВА
S2=Pпотр 10+jQпотр 10=180+4896 МВА
S3=(24*085+j24*085*075)=204+j153 МВА
Рисунок 2.1-Диаграмма перетока мощности в максимальном режиме
S4= Pпотр 110+jQпотр 110=425+j204 МВА
S5= (250-153-204)+j(1875-4896-153) =766+j12324 МВА
S6= (766-425)+j(12324-204) =341+j10284 МВА
S7=90+j90*0.62=90+j62
S8=90+j90*0.62=90+j62
S11=(90-68)+j(56-42)=832+j518
S12=(90-68)+j(56-42)=832+j518
S13=(832+832+341)+j(518+518+10284)=2005+j2064
Составляем диаграмму баланса мощностей в минимальном режиме. Диаграмма представлена на рисунке 2.2.
Рисунок 3 -Диаграмма перетока мощности в минимальном режиме
3 Расчет перетоков мощности в аварийном режиме
S1=4(60+j60*0.75)=240+j180 МВА
S2=Pпотр 10+jQпотр 10=153+4896 МВА
S5= (240-153-204)+j(180-4896-153) =666+j11594 МВА
S6= (666-425)+j(11594-204) =241+9554 МВА
S11=(100-68)+j(62-42)=932+j578
S12=(100-68)+j(62-42)=932+j578
S13=(932+932+241)+j(578+578+9554)=2105+j21114
Составляем диаграмму баланса мощностей в аварийном режиме .Диаграмма представлена на рисунке 2.3.
Для расчета перетоков мощности в аварийном режиме считают что один генератор мощностью 60 МВт отключился аварийно от шин ГРУ. Тогда оставшиеся генераторы будут работать в максимальном режиме а мощности на потребителей - в минимальном режиме.
Таблица 2.1- Перетоки мощностей через трансформаторы и в систему
Блочный трансформатор
Рисунок 4 -Диаграмма перетока мощности в аварийном режиме
Выбор силовых трансформаторов
Выбор блочного трансформатора производим по условию:
где Sн - номинальная мощность трансформатора;
Sрасч – расчетная мощность блочного трансформатора в максимальном режиме
Принимаем блочный трансформатор ТДЦ- 125000220так как 125>1082
2 Выбор автотрансформаторов связи
Выбор мощности автотрансформаторов связи производим по максимальному перетоку обмотки Н.Н.
Устанавливаем два автотрансформатора связи мощность каждого выбираем из условия:
Принимаем два автотрансформатора марки АТДЦТН-25000022011010. Определим коэффициенты перегрузки.
Sнн=Sтип=Sном * Kтип=250*0.5=125 МВА
К2 доп.=1.48 что больше чем К2=1.23
Расчет токов короткого замыкания
В нормальном режиме все элементы электроустановки или её рассматриваемой части находятся в работе и функционируют в соответствии с запланированными для них нагрузками и качественными показателями. Аварийный режим наступает при внезапном нарушении (возмущении) нормального режима. При выборе проводников и аппаратов за расчетный аварийный режим принимают обычно режим короткого замыкания.
Определяем количество воздушных линий связывающих электростанцию и систему. Количество линий определяем по выражению
гдеРmax – максимальный переток мощности в систему МВт
Рдоп – пропускная способность линии равная 200 МВт.
Рисунок 5- Расчетная схема.
Предварительно выбираем секционные реакторы. Секционные реакторы необходимы для ограничения токов КЗ.
Номинальный ток реактора определяем из соотношения
IН.Р. =0.7* IН.Г. (4.2)
где IН.Г – номинальный ток от генератора 60 МВт
IН.Р. =0.5*4200 = 21 кA
Принимаем реактор марки РБДГ-10-2500-0.2
Составляем схему замещения для расчета токов КЗ
Рисунок 6- Схема замещения.
Определяем сопротивления схемы.
Сопротивление энергосистемы определяем по формуле
Сопротивление линий определяем по формуле
где l-длина двухцепных линий
x2=x3=x4=0.4*160*=1209
Сопротивление генераторов определяем по формуле
Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2 определяем по формуле
Так как в системе автотрансформаторы Т1 и Т2 определяем UКВ% для каждой обмотки
UКВ=0.5*(UКВН+UКСВ-UКСН)
UКС=0.5*(UКСВ+UКСН-UКВН)
UКН=0.5*(UКВН+UКСН-UКСВ)
UКВ=05 *(11+32-20) = 11%
UКС=05*(11+7-185)=0%
UКН=05*(20+32-11)=20%
Так как UК средней обмотки равна нулю сопротивления х3 и х5 в дальнейших расчетах не учитываем
Сопротивление реактора определяем по формуле
х15= х16= х17= х18=х19=хР* (4.7)
х20= х21=х22= х23=х24=
Далее преобразуем схему
Результирующие сопротивления линий
Результирующее сопротивление ветви энергосистемы
х26=х1+х25=0403+0416=0819
х27=х5+х7=088+1557=2437
х28=х6+х8=088+1557=2437
Рисунок 7-Схема преобразования
Результирующие сопротивления трансформаторов Т2 и Т3
1 Расчет КЗ в точке К1
Преобразуем схему относительно точки К1. Результирующие сопротивления реакторов
Результирующие сопротивления генераторов G1 и G3
Результирующие сопротивления трансформаторов связи
Рисунок 8-Схема преобразования для точки К1
Складываем сопротивления параллельно
Результирующие сопротивления преобразования звезды в треугольник
Х36=Х18+Х24+=3578 + =5524
Х37=Х18+Х24+=3578 + =5524
Х38=Х18+Х19+=3264 + =4632
Х39=Х18+Х24+=3578 + =5524
Х43=Х32+Х35+=6.06 + =10.11
Х44=Х32+Х17+=6.262 + =11.54
Х45=Х17+Х35+=6.262 + =6.76
Х54=Х52+Х51+=1.38 + =1.59
Х55=Х51+Х53+=1.98 + =4.48
Рисунок 9-Результирующая схема замещения для точки К1
Находим начальное значение периодической составляющей тока КЗ по формуле
где Iб – ток базисный;
Х рез- результирующее сопротивление ветви
Ток от генераторов G1 и G3
Ток от генератора G2
Находим общее значение периодической составляющей в начальный момент отключения
In.o. = In.o1+ In.o2+ In.o3=12.65 + 36.85 + 30.8 = 80.3 кА
При расчете тока КЗ в точке К1 (на зажимах генератора G2) ток от одного генератора 60 МВт меньше тока от системы и двух других генераторов 30.849.5 поэтому за расчетный ток для выключателя в цепи генератора принимаем 49.5 кА
Производим расчет периодической составляющей в момент отключения t (In.)
Периодическая составляющая тока определяется по формуле
где -это отношение значения периодической составляющей тока КЗ в
момент отключения к начальному значению периодического тока КЗ
In.1= In.o1=12.65 кА
Для генераторов G1 и G3 предварительно определяем номинальный ток
In.oIнг =36858.26=4.5
In.o2In.2= находим по графику 1 стр.153]2=0.77
In.2=0.77*36.85=28.4 кА
Для генератора G2 предварительно определяем номинальный ток
In.3=0.7*30.8=21.56 кА
In.= In.1+ In.2+ In.3=12.65+28.4+21.56=62.61 кА
Производим расчет апериодической составляющей (ia)по формуле
ia=*In.o*e Ta (4.12)
где e Ta-затухание апериодической составляющей определяется по
Ta- постоянная затухания апериодической составляющей.
где tрз- время отключения релейной защиты tрз=0.01с.;
tcв- собственное время отключения выключателя для МГГ-10 равно 01 с
Находим время отключения = 0.01+0.1=0.11с. по кривым е-011006=02 – для системы е-011025=065 – для генераторов ТВФ - 60
ia1= *12.65*0.2=3.54 кА
ia2=*36.85*0.65=33.5 кА
ia3=*30.8*0.65=28 кА
ia= ia1+ ia2+ ia3=3.54+33.5+28=65.04
Производим расчет ударного тока (i уд). Определяем значения ударных коэффициентов по ветвям схем и определяем ударные токи по формуле
i уд= * In.o*К уд (4.14)
где К уд - ударный коэффициент ; К уд =1.82 1 стр.149- для системы Куд=1.94 – для генераторов ТВФ - 60
i уд1= *12.65*1.82=32.2 кА
i уд2= *36.85*1.94=100 кА
i уд3= *30.8*1.94=83.6 кА
i уд=32.2+100+83.6.=215.8 кА
Для выбора выключателя в цепи трансформатора связи с низкой стороны напряжения рассчитаем точку К2 на трансформаторе за выключателем. При этом принимают что трансформатор отключен со стороны 110 кВ и 220 кВ.
Расчет токов короткого замыкания в точке К2 приводится ниже.
2 Расчет КЗ в точке К2
Рисунок 10 – Схема замещения для точки К2
Результирующие сопротивления генераторов и трансформаторов
Х56=Х47+Х50=0946 + 054 = 1486
Х57=Х46+Х51=054 + 1 = 154
Х59=Х58+Х49=0756 + 013 = 088
Рисунок 11 – Схема преобразования для точки К2
Результирующие сопротивления системы
Рисунок 12 – Схема преобразования для точки К2
In.o. = In.o1+ In.o2+ In.o3=5878+418+616=16218 кА
Для генераторов предварительно определяем номинальный ток
In.o2In.2 находим по графику 1 стр.1532=0.94
Суммарное значение составляющей в точке К2 составит
In.=5878+094*418+094*616=15592 кА
Производим расчет апериодической составляющей (ia)
ia1=* In.oс*e-0045002 =*5878*0.105=086 кА
ia2=* In.oг2*e-004504 =*418*089=52 кА.
ia3=* In.oг3*e-0045025 =*616*084=72 кА.
Суммарное значение апериодической составляющей для точки К3
ia=086+52+72=1326 кА
Производим расчет ударного тока (i уд)
К удс=1.608 К уд г2 =1975 К уд г3 =1955
i удс= * In.o1*К удс= *1608*5878=1336 кА
i уд2= * In.o2*К удг2= *1975*418=1155 кА
i уд2= * In.o2*К удг3= *1955*616=1685 кА
Суммарное значение для точки К2 составит
i уд= 1336+1155+1685=4176 кА
3 Расчет КЗ в точке К3
Рисунок 13 – Схема замещения для точки К3
Х62=Х59+Х30=088 + 023 = 111
Рисунок 14 – Результирующая схема замещения для точки К3
In.o. = In.oс+ In.oг=3+46=76 кА
In.o2In.2 находим по графику 1 стр.1532=094
Суммарное значение составляющей в точке К3 составит
iaс=* In.oс*e-0045003 =*3*02=103 кА
iaг=* In.oг*e-0045032 =*46*086=68 кА.
ia= iaс+ iaг=103+68=783 кА
Производим расчет ударного тока (i уд)
i удс= * In.o.с*К уд.с= *3*1717=89 кА
i удг= * In.o.г*К уд.г= *46*197=156 кА
Выбор линейных реакторов
Определяем количество линий на ГРУ
Количество линий делим на количество секций 355=7. Получаем 7 линий на одну секцию. Итого 5 реакторов на пять секций.
Определяем максимальный ток который должен пропустить реактор
где n-количество реакторов
Выбираем реактор РБСГ-10-2*1600
Чтобы определить сопротивление реактора надо знать величину тока КЗ до которой требуется ограничить ток. Принимаем к установке в шкафах КРУ выключатели типа ВК-10 с номинальным током отключения 20 кА.
гдеХрез1результирующее сопротивление относительно точки КЗ на
шинах 105 кВ равное 1053*80.3=007 Ом;
Хрез2требуемое результирующее сопротивление для снижения тока
КЗ до значения 20 кА; 1053*20=0.303 Ом;
Принимаем реактор типа РБСГ102*1600-025. кА
Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора
Хрез3=007+025=0.32 Ом.
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором
Остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устройства при КЗ за реактором :
Uост%Хр*3*Ino*100UH 5.3
Uост025*3*19*1001082%
Допустимое Uост по условиям работы потребителей должно быть не менее 6570% Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работы определяется по формуле:
UP%Хр1-ксв*3*Imax*100*sinUH 5.4
Up0251-053*3*06*100*031100.38%
Допустимая потеря напряжения в реакторе не должна превышать 152%
Таблица 5.1Параметры выключателя ВК10-20
i уд= * In.o*К уд= *19*1.956=52 кА
ia=* In.o*e-011023 =*19*0.73=19.4 кА
Bk=Iп.0.2*(tоткл.+Та)=192*(4+0.14)=1494 кА2*с
1 Выбор выключателей и разъединителей
Выбираем выключатели и разъединители на ГРУ -10 кВ для этого определим ток продолжительного режима генератора при снижении напряжения на 5% от номинального
Таблица 6.1- Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя в цепи генераторов
IH.OTK(1+100)=88.2 кА
I2тер*t тер=872 *4=16384 кA2*c
I2тер*t тер=802* *4=25600 кA2*c
Вк=4952(4+ 0185)=10253 кA2*c
Выключатель проходит так как расчетные параметры ниже каталожных данных. Аналогично производим выбор выключателя в цепи трансформатора связи. Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя для цепи трансформатора связи приводим в “Таблице 6.2”.
Ток продолжительного режима найдем по формуле (6.1) считая что трансформатор пропустит всю мощность с перегрузкой при отключении другого трансформатора
Таблица 6.2 – Паспортные и расчётные данные по выключателю и разъединителю на ОРУ – 110 кВ
Вкc=58782*(02+ 002)=0.1382 кA2*c
Вкг2=4182*(02+ 04)=1397 кA2*c
Вкг3=6162*(02+ 025)=1897 кA2*c
Вк=01382+1397+1892=342
Выключатель проходит.
Таблица 6.3 – Паспортные и расчётные данные по выключателю и разъединителю на ОРУ – 220 кВ
Вк=Iпо2 (tоткл+Та)= 762*(02+ 014)=1963 кA2*c
Выключатель и разъединитель проходят.
2 Выбор трансформаторов тока
Перечень приборов в цепи генератора приводим в “Таблице 6.4”
Таблица 6.4-Вторичная нагрузка трансформатора тока ТШВ-15-6000-0.510Р
Нагрузка ВА по фазам
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
Ваттметр (щит турбины)
Счетчик активной энергии
Допустимое сопротивление проводов
rпров=12-0.56-0.1=0.54Ом
Ориентировочно принимаем длину соединительных проводов из 1 стр. 375 lрасч=40 м =0.0283
Выбираем сечение проводов
q=0.0283*400.54=21 мм2
Принимаем контрольный кабель АКРВГ жилами сечением 4мм2 q=4мм2 тогда сопротивление проводов составит
Определяем полное сопротивление
Z2=0.56+0.54+0.1=1.2 Ом
Расчетные и каталожные данные сводим в “Таблицу 6.5”
Таблица 6.5- Расчетные и каталожные данные ТВШ-15-6000-0.510Р
I2тер*t тер=57600 кA2*c
Так как расчетные данные меньше чем каталожные то по условиям выбора трансформаторы проходят. Перечень приборов в цепи трансформатора связи приводим в “Таблице 6.6”.
Выбор измерительных трансформаторов тока на линии 110 кВ Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТВ – 110
Определение сопротивление приборов
Таблица 6.6– Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счетчик акт. энергии
Расчет сопротивления проводов
Определение сечения кабеля
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 25мм.
Расчет сопротивление проводов при сечении 25 мм2
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока с нововыбранными параметрами
Результаты расчета приведены в “Таблице 6.7”
Таблица 6.7– Расчетные и паспортные данные выбора трансформаторов тока
Выбор измерительных трансформаторов тока на линии 220 кВ
Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТВ-220
Таблица 6.8 – Вторичная нагрузка трансформатора тока ТВ-220
Окончание таблицы 6.8
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 6мм.
Расчет сопротивление проводов при сечении 6 мм2
Таблица 6.9 – Расчетные и паспортные данные выбора трансформаторов тока
3 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения подключают в цепи генератора. Для расчета вторичной нагрузки трансформаторов напряжения нужно знать перечень приборов. Согласно [1с.178] принимаем следующие приборы и рассчитываем вторичную нагрузку в “Таблице 6.10”
Таблица 6.10-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ЗНОЛ-10
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Вольтметр регистрирующий
На действие тока К3 трансформатор напряжения не проверяется.
В цепь комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3.
Определяем общую потребляемую мощность
Три трансформатора напряжения соединенных в звезду имеют
мощность 3*75=225 ВА что больше S2. трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Класс точности для подключения счетчиков 05.
Таблица 6.11 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ЗНОЛ-10
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Три трансформатора напряжения соединенных в звезду имеют мощность
*75=225 ВА что меньше S2 поэтому устанавливаем три дополнительных однофазных трансформатора тока ЗНОЛ – 10 общей мощностью 3*75=225 ВА. Полная мощность 225 + 225 = 450 ВА что больше S2=382 ВА.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения на сборных шинах 110 кВ.
Трансформатор напряжения предназначен для преобразования напряжения до величины удобной для измерения а также для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Произведем выбор измерительных трансформаторов напряжения на системах шин 110 кВ. Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения представлена в “Таблице 8”.
Таблица 6.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Окончание таблицы 6.12
Расчет вторичной нагрузки
Для класса точности 05 S2н=400 ВА что больше чем 1122 ВА
Таблица 6.13 - Расчетные и паспортные данные трансформатора напряжения
Схема соединения обмоток
Выбор измерительных трансформаторов напряжения на сборных шинах 220 кВ
Таблица 6.14- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ЗНОЛ-35
Расчет вторичной нагрузки
Для класса точности 05 трансформатор напряжения НКФ-220 имеет S2н=400 ВА.
Таблица 6.15 - Расчетные и паспортные данные трансформатора напряжения
Выбор сборных шин на ГРУ-10кВ. Согласно ПУЭ сборные шины в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин Imax=4300 A
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2(150*65*7)мм2 сечением 2*1785 мм2 Iдоп=5650*0.94=5311 А> Imax=4300 A
Проверка сборных шин на термическую стойкость. По таблице 6.1 In.o=495кА тогда тепловой импульс тока КЗ составит
Вк=I2n.o*(tоткл.+Та)=49.52*(4+0185)=10253 кА2*с
Минимальное сечение по условию термической стойкости
что меньше выбранного сечения 2*3435 следовательно шины термически стойкие.
Проверка сборных шин на механическую прочность По таблице 6.1
i уд=132.2 кА момент сопротивления Wуо-уо=167 см3
расч= .maxдоп=75МПа поэтому шины механически прочны
В установках на 110кВ применяют в качестве шин гибкие провода.
) по допустимому току
) по термической стойкости
) по условию коронирования
где Е – напряженность электрического поля у поверхности проводника. Определяется по формуле
где r0 – радиус провода в см. Определяется по таблице 7.35 [2];
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводниками фаз м. Определяется по формуле
где D – расстояние между проводниками фаз м. Определяется по таблице 4.20 [5];
E0 – начальная критическая напряженность электрического поля . Определяется по формуле
где m – коэффициент шероховатости поверхности равный 082
Максимальный рабочий ток является основным расчетным значением и равен 420 А
Принимаем провод марки АС -9516 с параметрами:
Проверка по термической стойкости
Термический коэффициент СТ = 91 (таблица 4.2 [5]).
Расчет критической напряженности поля
Расчет напряженности поля
Сравним обе напряженности поля
Условие выполняется.
Максимальный рабочий ток является основным расчетным значением и равен 430 А
Принимаем провод марки АС 300 с параметрами:
1 Выбор трансформаторов
Вспомогательные механизмы основных агрегатов ( котлов турбин ) и все механизмы вспомогательных цехов электростанции вместе с приводными двигателями питающими их распределительными устройствами освещение и т.п. образуют комплекс собственных нужд электростанций.
Выбираем мощность рабочего трансформатора с.н. по формуле :
S= P с.н.мах *Кс (7.1)
где Кс- коэффициент спроса равный 08 для ТЭЦ пылеугольной
Рс.н.мах-нагрузка с.н.равная 08% от Руст станции[ 1. c.445 ]
Pсн.мах=008*60*5*084=24 МВА
Принимаем к установке трансформаторы ТДНС-1000035. Резервный трансформатор равен мощности большего рабочего трансформатора следовательно ТДНС-1000035.
Выбор трансформатора для блочной части
Pсн.мах=008*100=8 МВА
Принимаем к установке трансформаторы ТДНС-1000035 подключаем отпайкой от блока
Колличество резервных трансформаторов принимается из расчета 1 резервный на 4 рабочих. При колличестве рабочих пять принимаем два резервных трансформатора собственных нужд с подключением одного трансформатора на секцию сборных шин ГРУ а другого к обмотке низкого напряжения трансформатора.
Для выбора электрооборудования в системе с.н. производим расчет токов КЗ за рабочим трансформатором.
Составляем расчетную схему. За исходную схему примем уже преобразованную схему относительно точки К1.
Найдем сопротивление трансформатора ТДНС-1000035.
Найдем сопротивление от параллельного соединения Х54 и Х46
Рисунок 15 – Схема замещения для точки К5
Найдем сопротивление от параллельного соединения Х56 и Х55
Рисунок 16 – Схема преобразования
Найдем базисный ток на напряжении 6.3 кВ
Iб=1000(√3*63)=917 кА
Найдем ток периодической составляющей
Ток от двигателей в начальный момент находят по формуле (7.2)
Ударный ток К3 определяют по формуле
iу = ·1074*18 = 334 кА
Периодическая составляющая тока К3 к моменту t = = 0065 (выключатель ВВЭ-10-20):
Iп = Iп.о.д. = 1074 кА
Апериодическую составляющую тока К3 к моменту = 0065с определяют по формуле
ia = ·1074 · e–0065004 =365 кА
Для выбора выключателей в схеме собственных нужд определяют длительный ток через обмотку низкого напряжения трансформатора мощностью 10 МВА на каждую секцию с.н.
Таблица 7.1 – Расчетные и каталожные данные выключателя ВВЭ-10-20
В к = 10742 (03 + 004) =392 кА2 . с
I т2 tт = 202 · 3 =1200 кА2 ·с
2 Выбор трансформаторов тока
По номинальному напряжению 6 кВ и рабочему максимальному току цепи 460 А принимаем к установке трансформаторы тока типа ТОЛ-10
Вторичная нагрузка трансформатора тока представлена в “Таблице 7.2”.
Таблица 7.2 – Вторичная нагрузка трансформатора тока ТЛ-10-I
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА
Таким образом наиболее загруженными фазами являются фазы А и С произведем расчет
Сопротивление контактов принимаем равным 01 Ом так как число приборов равно больше трех. Расчетное допустимое сопротивление проводов
По [2] принимаем в качестве соединительных проводов кабель с алюминиевыми жилами сечением 25 мм2.
Определим расчетное сечение жил кабеля
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока составит
Расчетные и паспортные данные выбора трансформаторов тока приведены в “Таблице 7.3”.
Таблица 7.3 – Расчетные и паспортные данные выбора трансформаторов тока
3 Выбор трансформаторов напряжения
Таблица 7.4 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Определим суммарную вторичную нагрузку трансформатора напряжения
Принимаем к установке трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-06-6У3. Данный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность фазы 50 ВА в классе точности 05.
Таким образом трансформатор напряжения ЗНОЛ-06-6У3 будет работать в классе точности 05.
Выбор шин собственных нужд 6 кВ. Выбор шин собственных нужд производим по рабочему максимальному току .
По [2] принимаем к установке шины марки АД31Т со следующими характеристиками
Проверим выбранные шины на механическую прочность по условию
Для шин пролет между опорными изоляторами равен =1м
Определим усилие от действия ударного тока
где - суммарный ударный ток трехфазного КЗ
- расстояние между соседними фазами м. В соответствии с [2]
минимальное расстояние между проводниками разных фаз при напряжении 10 кВ составляет 500 мм. Принимаем .
где f – усилие от действия ударного тока определяемое по;
l – пролет между опорными изоляторами
Момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия см3.
где М – изгибающий момент определяемый по;
W – момент сопротивления шины определяемый по
Проверим выбранные шины на механическую прочность по условию
Таким образом выбранные шины проходят по электродинамической стойкости.
5 Выбор схемы собственных нужд
Структурная схема проектируемой ТЭЦ смешанного типа. В виду того что генераторное напряжение составляет 105 кВ то в качестве источников собственных нужд принимаем трансформаторы.
Резервный источник питания подключаем к секции ГРУ на которой нет рабочего источника. Число линий резервного питания выбирается из расчета одна линия на каждые четыре рабочих. Мощность резервного источника питания принимаем равной мощности наиболее мощного рабочего источника.
Принимаем к установке рабочие трансформаторы собственных нужд типа ТДНС – 1000035.
Мощность резервного трансформатора собственных нужд принимаем равной мощности самого мощного рабочего источника принимаем к установке один резервный трансформатор собственных нужд ТДНС – 1000035
На тепловой электростанции для соединения генераторов с повышающими трансформаторами применен комплектный пофазно-экранированный токопровод. Токоведущие шины каждой фазы закреплены в заземленном кожухе (экране) с помощью изоляторов. Кожух выполнен из алюминия во избежание сильного нагрева вихревыми токами которые возникают при воздействии магнитного потока созданного током нагрузки. Закрытое исполнение токопроводов каждой фазы обеспечивает высокую надежность так как практически исключаются междуфазные КЗ на участке от генератора до повышающего трансформатора. Несмотря на более высокую стоимость по сравнению с гибкими связями комплектные токопроводы рекомендуется применять для соединения генераторов 60 МВт и выше с трансформаторами. Для генераторов до 200 МВт комплектные токопроводы применяют если блочный трансформатор удален от стены турбинного отделения не более чем на 30 м. При больших расстояниях соединение вне машинного зала выполняется гибким подвесным токопроводом. Комплектный пофазный токопровод применяется также для генераторов 60 и 100 МВт работающих на сборные шины в пределах турбинного отделения. Между турбинным отделением и ГРУ соединение выполняется гибким токопроводом.
Пофазно-экранированные токопроводы рисунок 1 с непрерывным кожухом имеют выемные изоляторы 2 с помощью которых крепится токоведу-щая алюминиевая шина 1 цилиндрической формы. Кожух 3 обеспечивает безопасность обслуживания защищает проводники и изоляторы от пыли влаги случайного попадания посторонних предметов исключает возможность междуфазных замыканий в пределах токопровода. Три фазы токо-провода крепят на стальной балке 4.
Первоначально комплектные токопроводы выполняли с секционированием кожуха типа ТЭК. Отдельные секции соединяли с помощью резиновых прокладок поэтому каждая секция токопровода заземлялась шиной. В таких токопроводах внешнее магнитное поле не компенсируется и окружающие стальные конструкции чрезмерно нагреваются вихревыми токами. Усложняет эксплуатацию большое количество резиновых уплотнений и сложная система заземления.
Более совершенной конструкцией является токопровод с непрерывной замкнутой системой кожухов типа ТЭН. В таком токопроводе секции кожухов каждой фазы соединены сваркой. По концам токопровода кожухи трех фаз соединены между собой. В такой системе образуются токи циркулирующие вдоль кожухов и создающие магнитный поток который почти полностью компенсирует внешний магнитный поток токопровода. В окружающих металлических конструкциях нагрева от вихревых токов не возникает.
При КЗ экранирующее действие кожухов приводит к снижению электродинамических сил на проводники в несколько раз. Токопроводы ТЭН выпускаются на напряжение 20 — 24 кВ ток до 24 кА электродинамическую стойкость до 570 кА.
Комплектные токопроводы применяют также для соединения понижающих трансформаторов со стороны 6—10 кВ с КРУ на электростанциях и подстанциях.
Рисунок 17 – Комплектный токопровод
Пожарная безопасность на электростанции
Технологический процесс преобразования энергии топлива в теплоту связан с опасностью пожара и взрыва. При пожаре опасными факторами яв-ляются: открытый огонь повышенная температура воздуха и предметов дым недостаток кислорода в воздухе обрушение зданий.
Горением называется быстро протекающая реакция окисления горючих веществ сопровождающаяся выделением тепла и излучением света. Некон-тролируемое горение вне специального очага наносящее материальный ущерб принято называть пожаром.
Источник загораний — это электрические искры искры от удара открытый огонь тлеющие очаги перегретый металл и др.
Загорание возможно и без постороннего источника зажигания. Самовозгоранием (самовоспламенением) называется явление самопроизвольного (без запала) ускорения реакций окисления оканчивающееся распространением пламени помещения пылеприготовления транспортировки угольной пыли и др.
Для наружных установок предусмотрен один класс В-1г (сливные и наливные эстакады резервуары с ЛВЖ и т. п.). Взрывоопасной считается зона до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива ЛВЖ или до 3 м от взрывоопасного закрытого оборудования.
Смежные помещения отделённые от взрывоопасных одной стеной с дверью считаются взрывоопасными хотя они и не содержат взрывоопасных смесей. Помещения в которых сжигают топливо используют открытый огонь раскаленные детали относят к невзрывоопасным.
Помещения и наружные установки в которых используются или хранятся горючие жидкости и пыль с НКПВ больше 65 гм3 называются пожароопасными. Их подразделяют «а четыре класса:
П-I — содержат горючие жидкости (например склады минеральных масел и т. п.);
П-II — содержат горючие пыли способные переходить во взвешенное состояние и создавать опасность пожара но не взрыва (деревоотделочные цехи и т. п.);
П-IIа — содержат горючие твердые вещества неспособные переходить во взвешенное состояние.
Наружные установки содержащие горючие жидкости и твердые горючие вещества относятся к классу П-III (например открытые или под навесом склады минеральных масел угля торфа дерева).
Меры защиты от пожаров и взрывов. ГОСТы 12.1.004— 76 и 12.1.010—76 установлены способы и средства для предотвращения возможности пожара или взрыва для защиты людей от опасных факторов пожара на случай его возникновения. Рассмотрим применяемые меры защиты.
) Ограничение количества горючих веществ в производственном помещении изоляция (герметизация) горючей среды. Концентрация опасных газов паров или пыли в воздухе должна быть значительно меньше него предела их воспламенения:
где φдоп — взрывобезопасная концентрация %; k — коэффициент безопасности — 025÷077 в зависимости от свойств вещества; φнкпв — концентрация нижнего предела воспламенения об. %
) Устранение возможных источников зажигания: электрических искр нагрева оболочек оборудования искр от удара инструмента статического электричества и т. п.
) Применение конструкций зданий в том числе стен колонн перекрытий и т. п. определенной огнестойкости (например в течение 025—25 ч) и горючести (несгораемые трудносгораемые сгораемые). Применение огнестойких покрытий конструкций в помещениях (окраска облицовка специальная пропитка).
) Устройство противопожарных преград противодымной защиты.
) Устройство путей эвакуации людей в случае пожара.
) Противопожарный режим на электростанции.
) Пожарная охрана и сигнализация.
Противопожарный режим на электростанции включает разносторонние мероприятия. Чтобы газ или угольная пыль не попадали в помещение технологическое оборудование пыле- и газопроводы горелки и т. п. надежно уплотняют. Помещения а также тару из-под взрывоопасных веществ вентилируют чтобы избежать скопления взрывоопасной газовоздушной смеси.
В тепловых цехах запрещается хранить бензин керосин спирт масло нитрокраски и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости. Смазочное масло в количестве суточной потребности содержат в масленках в специальных металлических бачках или шкафах вблизи рабочего места.
Легковоспламеняющимися являются эфиры спирты сероуглерод бензин бензол ацетон. Их хранят в отдельном сухом вентилируемом помещении или устройстве из несгораемого материала. Непосредственно в рабочем помещении лаборатории огнеопасные вещества содержат в герметически закрытой посуде в специальном шкафу с надписью «Огнеопасные вещества»; разрешается иметь не более 1 кг каждого из огнеопасных веществ но не более 3—4 кг в общей сложности.
Работу с применением растворителей (бензола и др.) выполняют в вытяжном шкафу. Их нельзя проливать на пол или одежду; они могут моментально вспыхнуть. В случае попадания растворителя на одежду ее необходимо сменить. Если пролит растворитель то рабочие немедленно должны покинуть помещение пока его не уберут и не проветрят. Огнеопасные нерастворимые в воде
вещества (например бензин эфир скипидар) при возгорании нельзя тушить водой; для этого используют сухой чистый песок.
В помещении где работают с огнеопасными веществами нельзя пользоваться открытым пламенем; нужно применять электрические нагреватели с закрытым резистором или водяные бани.
Промасленный обтирочный материал способен самовозгораться. Поэтому в помещениях тепловых цехов устанавливают закрытые металлические ящики с отделениями для чистого и грязного обтирочного материала. Последний удаляют из цеха ежедневно.
Полы в помещениях тепловых цехов выполняют ровными нескользящими огнестойкими из твердых прочных несгораемых материалов. Их поддерживают постоянно в сухом и чистом состоянии. Пролитое масло должно немедленно насухо вытираться.
Особое внимание уделяется исправности и пожаробезопасности электрохозяйства. Состояние электропроводок электроустановочных изделий (выключатели патроны штепсельные разъемы розетки кнопки предохранители автоматы) электромашин и аппаратов регулярно контролируется электротехническим персоналом. Неисправности которые могут вызвать искрение нагревание короткие замыкания немедленно устраняют. Защитное заземление и зануление должно быть исправно (целость соединений отсутствие коррозии в местах соединений плотность контактов). Недопустимы провисания проводов соприкосновение их между собой и с конструктивными частями а также сети-времянки (за исключением ремонтных работ).
Нельзя перегибать и скручивать электропровода или оттягивать светильники и электропроводку; на светильники нельзя вешать абажуры из бумаги и горючих материалов без каркасов; запрещается использовать ролики выключатели штепсельные розетки для подвешивания плакатов одежды и т. п. а также заклеивать или закрывать части электросети. После окончания работы все электрохозяйство должно быть обесточено.
На пожаро- и взрывоопасных участках предприятия курить запрещается. Об этом здесь устанавливают предупреждающие плакаты. Курить разрешается только в специально отведенных местах где имеются урны или бочки с водой для окурков. В этих местах устанавливают надпись «Место для курения».
В каждом цехе на случай возникновения пожара обеспечена возможность быстрой и безопасной эвакуации людей через эвакуационные выходы— двери ворота проходы. Выходы считаются эвакуационными если они ведут из помещений: первого этажа непосредственно наружу; в соседние помещения того же этажа имеющие выход наружу непосредственно или через лестничные клетки; в проход или в коридор с непосредственным выходом наружу или через лестничную клетку. Расстояние между выходами из тепловых цехов электростанций составляет не более 30 м в противоположных сторонах помещения. Число выходов и лестниц — не менее двух. Расстояние от наиболее удаленного рабочего места до выхода — не более 30 м. Двери в помещениях тепловых цехов открываются только наружу или по направлению ближайших выходов наружу.
Огневые работы. Электрогазосварочные и другие виды открытых огневых работ (резку пайку) разрешается производить строго в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства» Эти работы разрешается производить лицам прошедшим обучение правилам пожарной безопасности аттестованным комиссией и имеющим при себе специальный талон по технике пожарной безопасности. На огневые работы выдается письменное разрешение (наряд) в котором указывается содержание и место проведения работы меры обеспечивающие пожаробезопасность. До начала работ исполнители получают инструктаж о мерах пожарной безопасности и порядке производства работ.
Нa месте проведения огневой работы должны находиться средства пожаротушения — огнетушитель или ящик с песком лопата ведро с водой. Сгораемые конструкции вблизи огня защищают от возможного возгорания металлическими экранами или поливают водой и кроме того должны быть приняты меры против разлета искр. Место проведения огневой работы в радиусе не менее 5 м очищают от сгораемых материалов. После окончания огневой работы исполнитель обязан тщательно все осмотреть полить водой сгораемые конструкции и устранить все что может привести к загоранию.
В опорожненных емкостях в которых находилось жидкое топливо легковоспламеняющиеся и горючие жидкости возможно присутствие паров концентрация которых превышает ИКПВ и следовательно возможен взрыв. Поэтому перед любой огневой работой опорожненные емкости необходимо очистить от остатков горючего вещества промыть горячей водой с каустической содой пропарить просушить провентилировать. После этого лабораторным анализом проверяют воздушную среду в ёмкости и только тогда производится сварка при открытых лазах люках и при включенной вытяжной вентиляции.
Способы гашения огня и пожарная техника. Основные способы гашения огня следующие:
-интенсивное охлаждение зоны горения компактной струей воды;
-ввод в зону горения инертных негорючих газов (диоксид углерода азот продукты сгорания); горение прекращается из-за недостатка кислорода;
-ввод в зону горения галлоидов (четыреххлористого углерода и др.); горючее вещество соединяется с галлоидом обрываются цепные реакции горения;
-изоляция горючего вещества от кислорода воздуха асбестом тканью пеной песком порошком и др.
Для тушения огня используются: установки пожаротушения (водяные паровые порошковые воздушно-пенные) ; огнетушители (углекислотные бромэтиловые пенные химические и др.); комплектующее оборудование водопроводных сетей (гидранты краны насосы колонки рукава) генераторы пены и др.; пожарный инвентарь и инструмент (бочки ведра ящики с песком багры ломы крюки ножницы пилы и др.). В качестве спасательных устройств используют лестницы веревки а для оповещения о пожаре — средства пожарной и охранно-пожарной сигнализации.
Порядок ликвидации пожара на электростанциях.
Лицо заметившее пожар немедленно сообщает об этом начальнику смены дежурному инженеру начальнику цеха и в пожарную охрану. В начальный период тушением пожара командует старший по смене или руководитель электростанции. Дежурный персонал ликвидирует пожар всеми имеющимися первичными средствами — огнетушителями водой песком негорючей тканью и др. Для встречи пожарных направляется лицо хорошо знающее расположение дорог и водоисточников. По прибытии первой пожарной машины лицо руководившее тушением пожара передает свои полномочия старшему пожарного подразделения а сам поступает в его распоряжение.
Во время тушения пожара в тепловых щитах и пультах управления необходимо сохранять ответственную и дорогостоящую аппаратуру и приборы. Если пожар грозит повреждением оборудования то начальник смены немедленно без распоряжения вышестоящего лица останавливает это оборудование а затем уведомляет об этом дежурного инженера.
Начальник смены цеха где возник пожар обязан создать безопасные условия для тушения пожара проверить исправность пожарной техники.
Ручные огнетушители используют как правило при отключенной электроустановке. Если токопроводящие части (напряжением до 10 кВ) не отключены то разрешается тушить пожар только воздушно-механической пеной при условии что все части пеногенератора и трубы надежно заземлены. Химическую пену в электроустановках применять нельзя. В задымлённых ячейках или помещениях не допускается пользоваться ручными средствами огнетушения без снятия напряжения. Если электрическое присоединение или его часть не отключены то нельзя приближаться к токопроводящим частям.
Расчет экономической эффективности проектирования ТЭЦ 560 + 2100
Годовая выработка электроэнергии и отпуск тепла со станции в первую очередь зависят от технологических характеристик применяемого оборудования.
Согласно исходным данным к курсовой работе установленная мощность станции равна
где nагр1 nагр2 – количество агрегатов с соответствующей мощностью;
Nагр1 Nагр2 – установленная номинальная мощность агрегатов.
Основой для расчета годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла со станции является диспетчерский график электрической нагрузки станции составленный на основании заявок потребителей а также по отчетным данным за предшествующие периоды.
Исходными данными при расчетах годовой выработки электроэнергии в курсовой работе являются:
- максимальная нагрузка МВт;
- количество часов работы электростанции в год при максимальной нагрузке ;
- минимальная нагрузка МВт;
- расход электроэнергии на собственные нужды % (являются исходными данными для выполнения КР по дисциплине «Электрооборудование электростанций»);
- объем производства электроэнергии в год тыс. кВт·час рассчитывается по следующей формуле
где 8760 – годовой фонд рабочего времени оборудования.
Определим число часов использования установленной мощности ТЭЦ по формуле
где Nуст – установленная мощность станции кВт.
Используя значения числа часов использования установленной мощности определим годовую выработку электроэнергии отдельными агрегатами по формуле
Определим годовой отпуск пара на технологические нужды по формуле
С учетом количества агрегатов и данных о технологическом отборе приведенных в таблице 1 для проектируемой станции составит
Определим годовой отпуск пара на отопительные нужды по формуле
С учетом количества агрегатов и данных об отопительном отборе по агрегатам приведенных в таблице 2.1 для проектируемой станции составит
Рассчитаем годовой отпуск тепла со станции с учетом разности энтальпий:
Для технологической и отопительной нагрузки принимаем соответственно 06 и 05 Гкалтн пара.
Результаты расчетов приведены в “Таблице 10.1”.
Таблица 10.1 – Годовая выработка тепловой и электрической энергии по станции
Годовая выработка электроэнергии Эгод 103 квтчас
Годовой отпуск тепла
Технологические нужды
На электростанциях затраты на топливо по удельному весу являются основными они составляют до 60-70% всех затрат (в зависимости от цены топлива).
Годовой расход топлива на производство определяется количеством вырабатываемой за это время энергии и зависит от типа и мощности основного оборудования станции (котлов и турбин.
Для ТЭЦ годовой расход топлива зависит как от ее электрической так и от тепловой нагрузки и рассчитывается по следующей формуле
где Вгод – годовой расход условного топлива на турбину т. у. т.;
αТ Т Э – коэффициенты топливной характеристики постоянные для каждого данного турбоагрегата; определяются по;
Тр – календарное число часов работы турбины в год принимается равным 8760 часов;
Qотоп– годовой отпуск тепла Гкал;
Эгод – годовая выработка электроэнергии МВтчас.
Определим расход условного топлива на производство электрической энергии по каждому типу агрегатов отдельно из расчета на один агрегат по формуле (2.8)
Рассчитаем расход условного топлива относимый на выработку тепловой энергии по каждому типу агрегатов из расчета на один агрегат
Расход топлива на электрическую энергию определим как разницу между годовым расходом топлива по агрегату и расходом топлива на тепловую энергию
Итоговые значения расхода топлива по ТЭЦ рассчитаем с учетом количества агрегатов каждого типа
Результаты расчетов приведены в “Таблице 10.2”.
Таблица 10.2 – Годовой расход топлива по агрегатам и по станции в целом
После определения годового расхода топлива рассчитываем технико-экономический показатель как удельный расход условного топлива. Данный показатель характеризует экономичность использования топливных ресурсов оборудованием проектируемой электростанции.
Удельный расход условного топлива определяется на выработанную и отпущенную энергию (брутто и нетто). Для определения удельного расхода топлива нетто (т. е. на отпущенный 1 кВтчас) необходимо учесть расход электроэнергии на собственные нужды. Это часть выработанной энергии которая расходуется при осуществлении технологического процесса преобразования энергии внутри электростанции: подготовка топлива подача котельного воздуха отвод дымовых газов подача питательной воды конденсата и охлаждающей воды конденсаторов и др.
Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды станции определяется по формуле
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относимый на тепловую энергию определяем по формуле
где - удельный расход электроэнергии расходуемой на собственные нужды и относимый на тепло отпускаемое потребителям принимается равным 25 кВтчасГкал для угля.
Определим годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относимой на электроэнергию
Рассчитаем удельный расход условного топлива на выработанный и отпущенный кВтчас по формулам
Рассчитаем удельный расход условного топлива на произведенную и отпущенную тепловую энергию по формулам
При расчете удельного расхода топлива на произведенную энергию используем значение годового отпуска тепла на отопительные нужды а при расчете удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию используем значение годового отпуска тепла на отопительные нужды (таблица 2.1).
Одной из основных характеристик эффективности станции в отношении преобразования энергии является коэффициент полезного действия (КПД) —он определяется отношением полезно использованной энергии к суммарному количеству энергии полученному системой.
Рассчитаем КПД ТЭЦ по выработке и отпуску электроэнергии
Рассчитаем КПД ТЭЦ по выработке и отпуску тепловой энергии
После определения годового расхода условного топлива он переводится в натуральные измерители в зависимости от типа топлива по формуле
где - средневзвешенная низшая теплота сгорания используемого в расчетном периоде топлива по его видам и маркам определяется по справочным материалам.
После расчета годового расхода топлива в натуральных измерителях составляется смета материальных затрат в форме “Таблицы 10.3”.
Таблица 10.3 – Смета материальных затрат
Количество тонн (м3)
Топливо на технологические цели
Вспомогательные материалы в т.ч. вода на технологические цели
Итого материальные затраты
Цены на основные материалы принимаются по текущим рыночным ценам на газ на уровне 18900 тенге за 1000 м3 цена на мазут – 36860 тенге за 1 тонну.
Для создания новых основных фондов необходимы материальные трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов на создание новых или расширение и реконструкцию действующих основных фондов называются капитальными вложениями.
Они расходуются на строительно-монтажные работы и приобретение технологического оборудования транспортных средств инвентаря и т. д.
Величина капиталовложений в энергетические установки и их структура зависят от многих факторов: типа установки и ее мощности числа и параметров устанавливаемых агрегатов применяемых схем технологических связей местных условий строительства вида используемого топлива и др. С увеличением мощности установки снижается абсолютная и относительная величина удельных затрат на строительные работы но возрастает доля затрат на оборудование и его монтаж.
Определение цен на оборудование производится по нормативной стоимости приведенной в справочниках [5] [6] с учетом переводного коэффициента в цены текущего года. Переводной коэффициент учитывает влияние инфляции и принимается равным k = 340.
При расчете капитальных вложений в оборудование необходимо учитывать также расходы на доставку установку и монтаж которые могут быть приняты в размере 12% от договорной цены.
В таблице необходимо отдельно рассчитать стоимость непосредственно проектируемого оборудования и общую стоимость оборудования электростанции в соответствии с полученным заданием.
В настоящей курсовой работе расчет стоимости сооружения станции производится приближенно по укрупненным показателям.
Составляется перечень оборудования определяемый по заданию на курсовой проект по дисциплине «Электрооборудование электростанций».
Таблица 10.4 – Перечень необходимого оборудования и затраты на его приобретение
Наименование оборудования
Цена за единицу тыс. тенге
Расходы на установку и монтаж тыс. тенге
Первоначальная стоимость тыс. тенге
Общий размер капитальных затрат на строительство электростанции определяется исходя из процентного соотношения структуры капитальных затрат при строительстве электростанций приведенной в таблице. Размер капитальных затрат на строительство электростанции определяется исходя из процентного соотношения структуры капитальных затрат при строительстве электростанций приведенной в “Таблице 10.5”.
Таблица 10.5 – Структура капитальных затрат на строительство ТЭЦ
Наименование элемента капитальных затрат
Доля стоимости элемента %
Электротехническое оборудование и турбоагрегаты
Строительно-монтажные работы
После определения общих капиталовложений в строительство ТЭЦ рассчитаем удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ
Удельные капиталовложения характеризуют относительную капиталоемкость проектируемой станции. В целом удельные капиталовложения с ростом мощности электростанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются так как общие капиталовложения возрастают в меньшей мере чем мощность установки.
4 Расчет численности персонала и годового фонда заработной платы
Эффективное использование средств труда в общественном производстве зависит от состава и квалификационного уровня кадров. На тепловых электростанциях занято значительное количество персонала. Персонал энергопредприятия делится на промышленно-производственный и непромышленный. Общая численность персонала составляет штаты предприятия.
Количество персонала на ТЭЦ зависит от мощности станции числа агрегатов вида сжигаемого топлива и других факторов.
Численность персонала приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия называется удельной численностью или штатным коэффициентом. Для электростанций штатный коэффициент рассчитывается как количество человек на 1 МВт установленной мощности.
Значения штатных коэффициентов следует определить по таблице приведенной на стр. 104 в [4].
Затем определяется необходимая численность персонала по формуле
Структура персонала определяется по данным этой же таблицы причем выделяется 3 группы персонала: ремонтный эксплуатационный и административно-управленческий.
Заработная плата является основным источником дохода работников предприятия поэтому в значительной мере обуславливает уровень их благосостояния.
Оплата труда производится в повременной или сдельной форме. На энергетических предприятиях в основном используется повременная форма оплаты что связано с особенностями технологического процесса. При этой форме оплаты труда мерой труда является отработанное время а заработок начисляется в соответствии с окладом за фактически отработанное время.
Размер затрат на оплату труда персонала определяется по следующим формулам
где - средняя зарплата в месяц промышленно-производственного персонала; средняя зарплата на электростанции; средняя зарплата определяется на основании статистических данных о средней зарплате в отрасли определяемых по статистическим сборникам.
На 2009 год рекомендуются следующие значения средней зарплаты:
- для промышленно-производственного персонала (ремонтного и эксплуатационного) – 53230 тенге;
- для всего персонала в среднем – 58570 тенге.
Результаты расчетов приведены в “Таблице 10.6”.
Таблица 10.6 – Расчет затрат на оплату труда
Наименование категории персонала
Эксплуатационный персонал
Руководящие работники и специалисты
Также должен быть рассчитан размер социального налога (11%) подлежащего уплате в соответствии с законодательством РК
После этого рассчитывается суммарные затраты на зарплату с отчислениями для эксплуатационного персонала
5 Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации
Амортизация – это денежное возмещение износа основных производственных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции т.е. амортизация есть денежное выражение физического и морального износа основных производственных фондов.
Амортизационные отчисления – это собственный источник финансирования обновления основных производственных фондов величина которого зависит от двух факторов: стоимости имеющихся основных производственных фондов и норм амортизационных отчислений.
Амортизация основных средств начисляется с учетом числа часов использования установленной мощности станции.
Норму амортизации определяем по формуле
где - число часов использования установленной мощности станции.
Согласно произведенным расчетам размер капитальных вложений составит.Определим величину годовых амортизационных отчислений по формуле
Расходы по текущему ремонту основных средств включают основную и дополнительную заработную плату (с начислениями) ремонтного персонала стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств.
Размер расходов рассчитывается приближенно по следующей формуле
где kтек.р. – коэффициент затрат на текущий ремонт в долях от амортизации; для ТЭЦ - kтек.р. = 04.
Затем определяются суммарные расходы на амортизацию и текущий ремонт
Себестоимость продукции энергетического предприятия- это выраженные в денежной форме затраты прямо или косвенно связанные с изготовлением и реализацией продукции. Для определения себестоимости энергии составим смету затрат на производство в которую включим основные элементы затрат: топливо зарплату основную и дополнительную с начислениями амортизацию и другие.
Расчет производится по статьям затрат: материальные затраты зарплата с отчислениями амортизация и текущий ремонт прочие расходы.
На статью «Прочие расходы» относят общестанционные расходы а также оплата услуг сторонних организаций; расходы по охране труда и технике безопасности; расходы по анализам и испытаниям оборудования проводимыми сторонними организациями; стоимость потерь топлива на складах электростанций в пределеах норм и т.д. К общестанционным расходам относятся расходы по управению и обслуживанию электростанций которые не могут быть отнесены на стадии производства (цехи) и состоят из зарплаты административно-управленческого персонала налогов сборов расходов по охране предприятия расходов по содержанию офисных помещений и т.д. Прочие расходы принимаем в размере 30% от суммы издержек на заработную плату социальный налог и амортизацию с обслуживанием оборудования по формуле
Для расчета себестоимости единицы продукции определенного вида (калькулирования) и составления документа оформляющего этот расчет (калькуляции) применяется группировка затрат по фазам производства цехам.
В процессе производства энергии на ТЭЦ четко выделяют отдельные технологические стадии (переделы) преобразования одного вида энергии в другой. Поэтому на ТЭЦ применяется так называемый попередельный способ калькуляции продукции- по стадиям производства. При этом расходы предшествующих стадий производства не включаются в расходы последующих и себестоимость энергии на ТЭЦ является сводом расходов всех цехов и общестанционных расходов.
Смета затрат на производство энергии ТЭЦ приведена в таблице 2.7.
Элементы затрат рассчитанные в предыдущих разделах курсовой работы вносятся в стр.5 графы с 3 по 6 таблицы после чего распределяются между стадиями производства в соответствии с приведенным соотношением. Затраты по каждому цеху суммируются и вносятся в графу 7 строки с 1 по 4 таблицы.
Затраты топливно-транспортного цеха механической подачи топлива топливоприготовления и котельного цеха относятся на оба вида продукции – как тепловую так и электрическую энергию и распределяются между ними пропорционально расходу условного топлива.
Отнесение затрат этих цехов на оба вида продукции обусловлено тем что работа этих цехов связана как с выработкой энергии так и с выработкой тепла.
Распределение затрат между тепловой и электрической энергией производится пропорционально распределению топлива между ними.
Таблица 10.7 – Калькуляция себестоимости на производство электрической и тепловой энергии
Наименование стадий производства
Элементы затрат млн. тенге
Распределение затрат
Зарплата с отчислен.
Амортизац и тек. ремонт
транспорт. и кот цехи
Турбинный и эл. цехи
Общестанционные расходы
Структура себестоимости энергии
электроэнергии тгкВт.ч
Таким образом затраты топливно-транспортного и котельного цеха относимые на выработку тепловой энергии рассчитываются по формуле
Затраты топливно-транспортного и котельного цеха относимые на выработку электрической энергии рассчитываются как разница между общими затратами по цеху и затратами на выработку тепловой энергии.
Затраты машинного зала и электрического цеха целиком относятся на выработку электрической энергии.
Суммируя издержки на тепло- и электроэнергию по всем цехам мы также определяем удельный вес затрат на тепловую энергию и на электрическую энергию в общей сумме издержек по цехам.
Общестанционные расходы распределяем по видам продукции в соответствии с процентным соотношением сумм издержек по цехам в строке 3 графах 9 и 10 таблицы.
Распределение затрат на электроэнергию и тепловую энергию по элементам затрат производится следующим образом: издержки на топливо распределяются пропорционально расходу топлива на производство тепла и электроэнергии
Для распределения затрат по остальным элементам определяется средний коэффициент распределения по следующему отношению: отношение разности суммарных издержек на электроэнергию рассчитанных по стадиям производства и издержек на топливо связанных с выработкой электроэнергии к разности суммарных издержек по ТЭЦ и суммарных издержек по топливу
где - суммарные издержки на электроэнергию;
- издержки на топливо отнесенные на себестоимость электроэнергии;
- суммарные издержки по ТЭЦ;
- суммарные издержки по топливу.
Теперь определим затраты на заработную плату относимые на электрическую энергию
Аналогично определяем долю затрат относимую на электрическую энергию по амортизации и прочим расходам
Затраты на тепловую энергию по статьям затрат рассчитываем как разность между суммарными затратами по каждому элементу и затратами на электроэнергию
Себестоимость 1 кВтчаса электроэнергии по элементам определяем делением соответствующих затрат на отпущенное количество электроэнергии. Отпущенная электроэнергия определяется как разница между годовой выработкой электроэнергии и электроэнергией отпущенной на собственные нужды
Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии определяем делением соответствующих затрат на количество тепловой энергии отпущенной на отопительные нужды
После определения себестоимости единицы электро- и тепловой энергии по элементам и в сумме рассчитывается удельный вес каждого элемента затрат в себестоимости.
7 Определение показателей эффективности производства
Для оценки конечных результатов деятельности электростанций большое значение имеют показатели прибыли рентабельности фондоотдачи и фондоемкости продукции.
Выручка — денежные средства поступившие на расчетный счет предприятия за отпущенную покупателю продукцию.
Годовую выручку от реализации энергии отпускаемой от проектируемой электростанции определяем как произведение полезно отпущенной энергии на соответствующие средние тарифы на электрическую и тепловую энергию
где ДР – годовая сумма выручки от реализации электрической и тепловой энергии;
- годовой отпуск электроэнергии от станции;
- годовой отпуск тепла от ТЭЦ ;
- средний тариф на электрическую и тепловую энергию соответственно принимается условно
= 24 тг за 1 кВтчас =570 тг за 1 Гкал.
Прибыль — форма денежных накоплений экономическая категория характеризующая финансовый результат хозяйственной деятельности.
Прибыль представляющая собой разницу между доходами и расходами предприятия за отчетный период называется балансовой или валовой прибылью.
Валовая прибыль за год без учета налога определяется по формуле
где - суммарные годовые издержки производства по станции;
Основными показателями экономической эффективности капиталовложений являются срок окупаемости капиталовложений а также уровень рентабельности производства.
Для расчета срока окупаемости необходимо определить величину чистой прибыли полученной предприятием. Из рассчитанной валовой прибыли вычитается подлежащий уплате подоходный налог по ставке 20% а затем определяется срок окупаемости по следующей формуле
КПН=717545*02=143509
где ЧПргод – чистая прибыль предприятия после выплаты налогов.
Кполн – общий размер капиталовложений.
Рентабельность – один из основных стоимостных качественных показателей эффективности производства на предприятии характеризующий уровень отдачи затрат и степень использования средств в процессе производства и реализации продукции.
Уровень рентабельности производства определяется по следующей формуле
где - средний размер оборотных средств определяется по следующей формуле
где 14 – коэффициент оборачиваемости оборотных средств в год.
Рентабельность производства и срок окупаемости сравниваются со среднеотраслевыми показателями после чего делается вывод об эффективности проектируемой станции.
8 Расчет технико-экономических показателей проекта
К технико-экономическим показателям станции относится годовая выработка электроэнергии годовой отпуск тепла от станции себестоимость единицы продукции прибыль рентабельность фондоотдача и тд.
Таблица 10.8 – Технико-экономические показатели электростанции
Установленная мощность ТЭЦ
Годовая выработка эл.нергии тыс. кВт-час
Отпущенная эл.энергия в год тыс. кВт-час
Годовой отпуск тепла от станции
Доход от реализации продукции в год тыс. тенге
в т. ч. от реализации электроэнергии
от реализации теплоэнергии
Удельный расход топлива на выработанный кВтчас
Удельный расход топлива на отпущенный кВтчас
Удельный расход топлива на выработанную теплоэнергию Гкал: брутто
Удельный расход топлива на выработанную теплоэнергию Гкал: нетто
Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности
Численность персонала чел
Себестоимость отпущенного кВтчаса
Себестоимость отпущенной Гкал
Производственные затраты на 100 тенге товарной продукции
Выработка в натуральных измерителях по валовой продукции кВт-часчел в год
Выработка в денежных измерителях по товарной продукции тыс. тенгечел в год
Срок окупаемости лет
Рентабельность производственных фондов
Проектирование электрической части электростанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений составу электрооборудования и его размещению. Он сопряжен с производством расчетов поиском пространственных компановок оптимизацией объекта в целом и его фрагментов. На современном этапе этот процесс требует системного подхода при изучении объекта проектирования математизации и автоматизации проектных работ с помощью ПЭВМ а также при использовании результатов новейших разработок зарубежных компаний.
Целью настоящего курсового проекта является выбор электрооборудования устанавливаемого на электрической станции.
В результате произведенных расчетов в выбранном варианте структурной схемы станции рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели в системе собственных нужд и на линиях к потребителю 10 кВ 110кВ и 220кВ.
В системе собственных нужд выбраны малообъемные масляные выключатели в шкафах КРУ.
Список использованной литературы
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Ю.А. Леньков Г.Х. Хожин. Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств электрических станций м подстанций. – Павлодар. Изд-во ПГУ 2003 – 211 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд. испр. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1988.
Ю.Б. Гук и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов Ю.Б. Гук В.В. Кантан С.С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение 1985.
М.Н. Околович. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. – М.: Энергоиздат 1982.
Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения Н.М. Адоньев В.В. Афанасьев. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение 1987.
Правила устройства электроустановок Минэнерго – 6-е изд. с изменениями исправлениями и дополнениями принятыми Главгосэнерго – надзором РФ. С. – Петербург: Издательство ДЕАН 2000.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – 3 –е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 240 с. ил.
Беркович и др. Автоматика энергосистем: Учеб. для техникумовМ.А. Беркович В.А. Гладышев В.А. Семенов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1991. – 240 с.: ил.
Златопольсктй А.Н. Прузнер С.Л. Организация и планирование теплоэнергетики.-М.: Высшая школа 1972
Прузнер С. Л. Златопольский А. М. Некрасов А.И. Экономика энергетики СССР: Учебник-М.: Высшая школа 1984
ДП.2103002.0007.12.10.Э3
Спецификация к листу 1