Релейная защита и автоматика ГРЭС 1200МВт

(а1+А1)инд-монтажная-экономика.dwg

От защиты при дуговых замыканиях в КРУ 10 кВ
На отключение выключателя Q2
На отключение выключателя Q1
На отключение выключателя 110кВ(ОВ)
От защит при дуговых замыканий в КРУ 15
Частота: -пуска АОПЧF>аопч
Гц -возврата АОПЧаопч
Обобщенная функциональная схема алгоритма АОПЧ
Панель автоматики 110 кВ
Наименование показателя
Условное обозначение
Установленнная мощность станции
Число часов использования установленной мощности
Годовая выработка электроэнергии
Годовой отпуск электроэнергии
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды
Капитальные вложения в строительство станции
Удельные капиталовложения
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч
КПД по отпуску электроэнергии
Удельная численность промышленно- производственного персонала
Численность эксплуатационного персонала
Себестоимость отпущенного кВт*ч
Цена одной тонны условного топлива
Релейная защита и автоматика ГРЭС 1200 МВт
О.140408.1.11.хх.ГЧ.ВО
Сводная таблица технико- экономических показателей работы ГРЭС
Устройства ПА для предотвращения опасного повышения частоты в энергосистеме
Схема размещения автоматики от повышения частоты в энергосистемах
связанных с мощьной гидростанцией
На отключение выключателей
Принципиальная схема устройства автоматики от повышения частоты
Пусковым органом устройства является реле повышения частоты РЧ. Последовательно с контактом реле РЧ включен контакт реле максимального напряжения РН. Контакт реле РН замкнут при наличии напряжения и размыкается при его понижении.
О.140408.1.11.хх.ГЧ.Э4
Монтажная схема газовой защиты трансформатора
На отключение выключателя 110кВ
На сигнал Указатель реле не поднят
-1;03-19;Х:17 04-19;08-1
Перечень используемой аппаратуры

3------п8.doc

8 Описание схем устройств релейной защиты управления и сингализации заданных элементов
Шкаф оперативного тока ШОТ-01 предназначен для приема электроэнергии собственных нужд переменного тока от двух независимых источников преобразование ее в электроэнергию постоянного тока и распределение электроэнергии по цепям собственных нужд постоянного тока; питание цепей через выпрямительные (подзарядные) устройства так и от встроенной аккумуляторной батареи. Шкаф оперативного постоянного тока (Рис.20) применяется на электростанциях трансформаторных подстанциях распределительных пунктах для питания оперативных цепей схем релейной защиты и автоматики.
Шкаф оперативного постоянного тока рассчитан для работы внутри помещений на высоте не более 1000 м над уровнем моря при отсутствии вибрации и ударов. Рабочее положение шкафа – вертикальное.
В шкафу оперативного постоянного тока установлены подзарядные устройства типа Е22010. Эти подзарядные устройства предназначены для генерации напряжения для зарядки и непрерывной подзарядки 102 – элементной аккумуляторной батареи и питание ее потребителей постоянным током.
1.1 Подзарядные устройства состоят из импульсного преобразователя питающегося от сети переменного тока через мостовой выпрямитель конвертора предназначенного для трансформации переменного напряжения в требуемое постоянное напряжение входного фильтра и электронных контуров регулирования контроля и отображения.
Мостовой выпрямитель выпрямляет питающее входное переменное напряжение а входной фильтр минимизирует высокочастотные радиопомехи которые могут возвратиться в питающую сеть переменного тока. Импульсный преобразователь регулирует в соответствии с формой кривой переменного напряжения чтобы обеспечить синусоидальность входного тока. Подзарядные устройства питаются от однофазного переменного тока и имеют принудительное воздушное охлаждение.
Подзарядные устройства допускают параллельную работу. Нагрузка распределяется равномерно между параллельно включенными блоками.
1.2 Аккумуляторные батареи. В шкафу оперативного постоянного тока установлены герметизированные свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с рекомбинацией газа серии PowersafeVE или NPL с гарантированным сроком службы 10 лет. Устанавливаемые в шкафу батареи являются необслуживаемыми. Благодаря использованию надежной технологии рекомбинации газа которая управляет выделение кислорода и водорода в процессе зарядки батареи исключается необходимость доливки воды.
1.3 Реле контроля цепей оперативного постоянного тока
Реле напряжения – это электронное реле цепей оперативного постоянного тока напряжением 220 В с двумя регулируемыми порогами срабатывания и отпускания.
Реле контроля изоляции предназначено для контроля изоляции любой из шин источника постоянного тока относительно земли.
1.4 Устройство и работа
Конструктивно шкаф оперативного постоянного тока состоит из металлической несущей конструкции шкафного типа предназначенный для установки на полу. Шкаф разделен герметичной горизонтальной перегородкой на два отсека: нижний (отсек аккумуляторных батарей) и верхний. В нижнем отсеке смонтированы 17 герметизированных аккумуляторных батарей с номинальным напряжением 12 В. В верхнем отсеке смонтированы два подзарядных устройства схема распределения оперативного тока и реле контроля исправности схемы. На дверцах шкафа смонтированы амперметры РА1 и РА2 а также на правой двери смонтирован вольтметр РV и переключатели управления обогревом а на левой – указательное реле КН.
Питание подзарядных устройств переменным напряжением осуществляется от щитасобственных нужд. Подзарядные устройства UB1 и UB2 подключаются к автоматам разных секций собственных нужд. Подача напряжения от UB1 и UB2 на шины =220 В. шкафа осуществляется через автоматические выключатели SF1 и SF2 и амперметры РА1 и РА2 подача напряжения от аккумуляторных батарей – через SF3.
При нормальной работе шкафа оперативного постоянного тока включены оба подзарядных устройства включены автоматические выключатели SF1 – SF8. Подзарядка аккумуляторных батарей производится непрерывно.
При наличии напряжения хотя бы на одной из двух секций собственных нужд питание потребителей осуществляется от подзарядного устройства UB1 или UB2 при исчезновении напряжения собственных нужд – от аккумуляторных батарей.
При возникновении неисправности в шкафу оперативного постоянного тока либо на отходящих шинках управления и сигнализации (неисправность подзарядных устройствUB1 и UB2 срабатывание автоматических выключателейSF1 – SF8 реле контроля уровня напряжения KV1 или реле контроля изоляцииKV2) – срабатывает указательное реле КН а также выдается сигнал о неисправности в шкафу питания через систему телепередачи информации.
2 Элегазовые выключатели типа ВГУ – 110
2.1 Выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах а также работы в цепях АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 – 60 Гц с номинальным напряжением 110 кВ.
Высокая надежность работы достигается благодаря:
пониженным усилиям оперирования выключателями энергия необходимая для гашения токов короткого замыкания частично используется из самой дуги что существенно уменьшает работу привода и повышает надежность;
использование в соединениях двойных уплотнений с обеспечением пониженного уровня естественных утечек. Уровень утечек – не более 1 % в год – подтверждается испытаниями каждого выключателя на заводе-изготовителе по методике принимаемой в технике;
современным технологическим и конструкционным решением и применению надежных комплектующих в том числе высокопрочные изоляторы зарубежных фирм. Высокая заводская готовность простой и быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию. Высокая коррозийная стойкость покрытий применяемых для стальных конструкций выключателя отсутствие необходимости в сложном техническом обслуживании и ремонтах при нормальных условиях эксплуатации. Высокие механические и коммутационные ресурсы повышенные сроки службы уплотнений и комплектующих обеспечивающих 20-летний межремонтный период. Возможность отключения токов перегрузки при потере избыточного давления элегаза в выключателе. Отключение емкостных токов без повторных пробоев низким перенапряжением. Низкий уровень шума при срабатывании соответствует природоохранным требованиям. Низкие динамические нагрузки на фундаментных опорах. Полная взаимозаменяемость с масляными выключателями серии ВМТ.
2.2 Принцип работы и устройство
Выключатели серии ВГУ относятся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения в которых гасящей и изолирующей средой является элегаз. Выключатель ВГУ-110 состоит из трех полюсов установленных на общей раме. Все три полюса выключателя управляются одним пружинным приводом типа ППрК. Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги потоком элегаза который создается за счет тепловой энергии самой дуги. Включение выключателя осуществляется за счет энергии включающих пружин привода а отключение за счет энергии пружин отключающего устройства выключателя.
Рама выключателя ВГУ-110 представляет собой сварную конструкцию на которой установлены привод отключающее устройство колонны электроконтактные сигнализаторы давления. В полости одного из опорных швеллеров рамы закрытой крышками размещены последовательно соединенные тяги связывающие рычаг привода с рычагами полюсов. В одной из крышек выполнено смотровое стекло указателя положения выключателя. Полюс выключателя ВГУ-110 представляет собой колонну заполненную элегазом и состоящую из опорного изолятора дугогасительного устройства с токовыми выводами механизма управления с изоляционной тягой. Электроконтактный сигнализатор давления показывающего типа снабжен устройством температурной компенсации приводящим показания давления к температуре 800 с двумя парами контактов замкнутых при рабочем давлении (034 – 04 мПа). Первая пара контактов размыкается при снижении давления до 034 мПа подавая сигнал о необходимости изменения положения полюса вторая пара размыкается при давлении 032 мПа блокируя подачу команды на электромагнит управления. Для исключения ложных сигналов при возможном срабатывании контактов от вибрации при включении и отключении выключателя а также ввиду их малой мощности в цепи контактов должно быть включено промежуточное реле времени с выдержкой 08 – 12с. Сигнализатор закрывается специальным кожухом предохраняющим его от прямого попадания осадков и солнечных лучей. Пружинный привод типа ППрК с моторным заводом рабочих пружин представляет собой отдельный помещенный в герметичный трехдверный шкаф агрегат. Привод имеет два электромагнита отключения и снабжен блокировочными устройствами. Привод позволяет медленно оперировать контактами выключателя при его настройке без каких-либо дополнительных устройств. Рама включения и шкаф привода имеют антикоррозийное покрытие.
Аварийно-предупредительная сигнализация выполнена с центральным снятием сигнала с повторностью действия включает в себя мгновенную и аварийную сигнализацию с выдержкой времени при общем звуковом сигнале.
Аварийная сигнализация срабатывает при появлении аварийного сигнала например от цепи несоответствия блок-контакта SQ и SQA отключившегося от защиты выключателя Q срабатывает реле KL1. Общие КНС1 при этом не срабатывают т.к. ток в цепи недостаточен для срабатывания. Реле KL1 переориентирует центральное реле KQ1 которое включает гудок НА. Одновременно реле KQ своими контактами KQ2 включает параллельно KL1 резистор R1. Это приводит к увеличению тока в цепи указательного реле КН и КНС1 и обеспечивает их срабатывание. Реле КН1 замыкает свою цепь снимая сигнал со схемы и позволяет ей сработать при появлении нового сигнала. Таким образом обеспечивается повторное действие сигнализации. Поскольку в схеме имеется один общий сигнал НА действие аварийной сигнализации фиксируется указательным реле КНС1 и лампой HL.Для снятия звукового сигнала необходимо переориентировать реле KQ кнопкой ВВН.
Предупредительная сигнализация отличается от схемы аварийной сигнализации только наличием реле тока КТ. Выдержка времени этого реле позволяет исключить действие сигнализации при появлении кратковременных сигналов.

2----п.7 и п.9.1.doc

7 Расчет токов КЗ для выбора параметров устройств релейной защиты и автоматики
1.1 Преобразование схемы и растет токов КЗ относительно К-1
1.2 Расчет токов КЗ точки К-1
2 Преобразование схемы и растет токов КЗ относительно К-2
2.1 Расчет токов КЗ точки К-2
3 Преобразование схемы и растет токов КЗ относительно К-3
3.1 Расчет токов КЗ точки К-3
4 Расчет токов КЗ относительно К-4
4.1 Трехфазное КЗ в точке К-4
4.2 Однофазное КЗ в точке К-4
Таблица 9 - Cводная таблица токов короткого замыкания
Описание схем устройств релейной защиты управления и сигнализации заданных элементов
Расчет релейной защиты и автоматики управления и сигнализации заданных элементов.
1 Продольная дифференциальная защита повышающего трансформатора на реле ДЗТ-21.
Расчет выполняется в табличной форме.
Таблица 1 – Расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора
Наименование величины
Первичные токи на сторонах трансформатора соответствующие его номинальной мощности
Соединение обмоток силового трансформатора
Соединение вторичных обмоток трансформатора тока
Коэффициент схемы соединения трансформаторов тока
Коэффициент трансформации трансформатора тока
Вторичные токи в плечах защиты А
Продолжение таблицы 1 - Расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора
Выбор ответвлений трансреактора реле
Для необходимой отстройки от внешних КЗ в защите используется две цепи торможения включенные на токи высшего и низшего напряжения трансформатора.
Выбор ответвлений промежуточных трансформаторов тока(ТТ1ТТ2) цепи торможения
Первичный ток со стороны 115 кВ соответствующий «началу торможения» с учетом принятых ответвлений промежуточных ТТ цепи торможения реле
Первичный ток срабатывания защиты:
по условию отстройки от тока небаланса в режиме соответствующем «началу торможения»
по условию отстройки от броска тока намагничивания
Принятый первичный ток срабатывания защиты
Относительный ток срабатывания реле соответствующий «началу торможения»
1.1 Коэффициент торможения при трехфазном КЗ на стороне 1575 кВ трансформатора
1.2 Выбор первичного тока срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора
1.3 Чувствительность защиты при двухфазном КЗ на стороне 1575 кВ
Защита чувствительна.

6---------Охрана труда (п.12) - копия.docx

12 Охрана труда. Меры безопасности при обслуживании электро-щеточного аппарата
Если работа на электродвигателе или приводимом им в движение механизме связана с прикосновением к токоведущим и вращающимся частям электродвигатель должен быть отключен с выполнением предусмотренных настоящими Правилами технических мероприятий предотвращающих его ошибочное включение.
Работа не связанная с прикосновением к токоведущим или вращающимся частям электродвигателя и приводимого им в движение механизма может производиться на работающем электродвигателе.
Не допускается снимать ограждения вращающихся частей работающих электродвигателя и механизма.
При работе на электродвигателе допускается установка заземления на любом участке кабельной линии соединяющей электродвигатель с секцией РУ щитом сборкой. Если работы на электродвигателе рассчитаны на длительный срок не выполняются или прерваны на несколько дней то отсоединенная от него кабельная линия должна быть заземлена также со стороны электродвигателя.
В тех случаях когда сечение жил кабеля не позволяет применять переносные заземления у электродвигателей напряжением до 1000 В допускается заземлять кабельную линию медным проводником сечением не менее сечения жилы кабеля либо соединять между собой жилы кабеля и изолировать их. Такое заземление или соединение жил кабеля должно учитываться в оперативной документации наравне с переносным заземлением.
Перед допуском к работам на электродвигателях способных к вращению за счет соединенных с ними механизмов (дымососы вентиляторы насосы и др.) штурвалы запорной арматуры (задвижек вентилей шиберов и т.п.) должны быть заперты на замок. Кроме того приняты меры по затормаживанию роторов электродвигателей или расцеплению соединительных муфт.
Необходимые операции с запорной арматурой должны быть согласованы с начальником смены технологического цеха участка с записью в оперативном журнале.
Со схем ручного дистанционного и автоматического управления электроприводами запорной арматуры направляющих аппаратов должно быть снято напряжение. На штурвалах задвижек шиберов вентилей должны быть вывешены плакаты "Не открывать! Работают люди" а на ключах кнопках управления электроприводами запорной арматуры - "Не включать! Работают люди".
На однотипных или близких по габариту электродвигателях установленных рядом с двигателем на котором предстоит выполнить работу должны быть вывешены плакаты "Стой! Напряжение" независимо от того находятся они в работе или остановлены.
Допуск на все заранее подготовленные рабочие места разрешается выполнять одновременно оформление перевода с одного рабочего места на другое не требуется. При этом опробование или включение в работу любого из перечисленных в наряде электродвигателей до полного окончания работы на других не допускается.
Порядок включения электродвигателя для опробования должен быть следующим: производитель работ удаляет бригаду с места работы оформляет окончание работы и сдает наряд оперативному персоналу; оперативный персонал снимает установленные заземления плакаты 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.
Работа на вращающемся электродвигателе без соприкосновения с токоведущими и вращающимися частями может проводиться по распоряжению.

(а0)главная 1200.dwg

От транформаторов тока цепи обходного выключателя 110 кВ через панель перевода
к Реактору РБСУ 10-2х1600-0
ВГУ-330Б-40-3200У1 ТФУМ-330-5005-АУ1 РНДЗ.1-3303200У1
РНДЗ.1-3303200У1 ОПН-330Б
ТДЦ-250000330 34715.75кВ
ТФУМ-330-500-АУ1 ТФУМ-330-500-АУ1
ТРДНС-1600015.75 15.756.3кВ
ТПОЛ-20-6005-У3 РНДЗ.1-1102000У1 ВВЭ-10-100031
ОПН-330Б ТФУМ-330-5005-АУ1
ТДЦ-250000330 34715.75кВ РВПЗ-20-12500У1 ВВГ-20-2000
Релейная защита и автоматика ГРЭС 1200 МВт
О.140408.1.11.хх.ГЧ.Э4
Схема электрических соединений станции
РНДЗ.1-3303200У1 ВГУ-330Б-40-3200У1 ТФУМ-330-5005-АУ1 ВГУ-330Б-40-3200У1 РНДЗ.2-3303200У1 РНДЗ.1-3303200У1 ТФУМ-330-5005-АУ1 ВГУ-330Б-40-3200У1 ТФУМ-330-5005-АУ1 РНДЗ.1-3303200У1
ОПН-330Б РНДЗ.1-3303200У1
РНДЗ.1-1102000У1 РНДЗ.2-1102000У1 ТФЗМ-110Б-III-15005 ВГУ-110Б-40-2000У1 РНДЗ.1-1102000У1
ТВГ-24-I-P-0.5- -60005
ТВВ-200-2АУ3 200 МВт 15.75 кВ сosf=0.85
ТШЛО-20-Р-15005 ЗОМ-120
ТШ-20-0.2-120005 3хЗНОМ-20
ТРДНС-2500015.75 15.756.3кВ
АТДЦТН-200000 330110
LF1-10-2700 LF1-10-2700
ТДЦ-250000110 11515.75кВ РВПЗ-20-12500У1 ВВГ-20-2000
заземляющие ножы не в ту сторону

1----п.1-п.6.docx

Составление структурной схемы электрических соединений станции 7
Выбор основного оборудования 8
Выбор и описание главной схемы электрических соединений станции 11
Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей для заданной цепи 14
Выбор электрооборудования в заданной цепи 19
Обоснование и выбор типов устройств релейной защиты и автоматики для всех элементов главной схемы электрических соединений 28
Расчет токов КЗ для выбора параметров устройств релейной защиты и автоматики 30
Описание схем устройств релейной защиты управления и сингализации заданных элементов 37
Расчет релейной защиты и автоматики управления и сигнализации заданных элементов 44
Проверка трансформаторов тока на 10% погрешность для цепей продольной защиты трансформатора и максимальной токовой защиты ВЛ 110 кВ 56
Индивидуальное задание. Устройства ПА для предотвращения опасного повышения частоты в энергосистеме 60
Охрана труда. Меры безопасности при обслуживании электро-щеточного аппарата 64
Экология. Водоподведение и водоотведение на ГРЭС 66
Экономическая часть. Расчет ТЭП работы ГРЭС 68
Список литературы 80
Электроэнергетика играет в энергетическом секторе России ключевую роль. Электроэнергия является наиболее удобным и универсальным энергоносителем для удовлетворения производственных социальных бытовых и других энергетических потребностей общества.
В стратегическом плане электроэнергетика решающим образом влияет на формирование условий для подъема экономики России и укрепления ее экономической безопасности.
На долю тепловых электрических станций в настоящее время приходится большая часть выработки электроэнергии. В этой области наиболее эффективной является работа мощных ГРЭС с крупными энергоблоками.
При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы. Наиболее распространенными и в то же время наиболее опасными видами являются короткие замыкания. Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению аварий под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части.
Целью настоящего дипломного проекта является проектирование релейной защиты и автоматики электрического оборудования городской районной электростанции мощностью 1200 МВт.
Поэтому основное внимание уделяется разделу релейной защиты и автоматики электрооборудования электростанции.
В отдельных разделах дипломного проекта рассмотрены вопросы охраны труда экологии и расчет технико-экономических показателей электрической станции являющиеся необходимыми при проектировании.
В проекте произведена проверка трансформаторов тока для продольной дифференциальной защиты трансформатора и максимальной токовой защиты воздушной линии 110 кВ на 10% погрешность.
Выполнены расчеты релейной защиты силового трансформатора блока на 110 кВ: продольной дифференциальной защиты трансформатора на реле ДЗТ-21; газовая защита трансформатора на РГТ-80; максимальная токовая защита к комбинированным пуском по напряжению.
Также был произведен расчет максимальной токовой защиты для тупиковой воздушной линии 110 кВ.
Составление структурной схемы электрических соединений станции
Согласно заданию необходимо разработать релейную защиту и автоматику ГРЭС 1200 МВт на которой установлено шесть блоков по 200 МВт.
Питание потребителей осуществляется на стороне 330 кВ по трем воздушным линиям мощностью 105101 МВт каждая и с шин 110 кВ по шести воздушным линиям мощностью 3128 МВт каждая.
Связь станции с энергосистемой осуществляется на стороне 330 кВ по трем воздушным линиям.
Топливо на станции - уголь.
Место сооружения – Кемеровская область.
На основе этого и с учетом надежности электроснабжения потребителей составляем структурную схему.
На шины 330 кВ работает четыре блока по 200 МВт на шины 110 кВ работает два блока по 200 МВт. Связь шин 330 кВ и 110 кВ осуществляется с помощью автотрансформаторов.
Выбор основного оборудования
Согласно заданию на станции установлено шесть генераторов по 200 МВт.
х ТВВ-200-2АУ3 (5 с 76 т 2.1)
Таблица 1 - Технические данные генераторов
2. Выбор силовых трансформаторов
Таблица 2 – Таблица нагрузок
n=8% Kc=09 (8 с 445 т 5.2)
2.1 Выбор блочных трансформаторов
х ТДЦ-250000110-У1 (3 с 157 т 3.8)
х ТДЦ-250000330-У1 (3 с 158 т 3.8)
2.2. Выбор автотрансформаторов
АТДЦТН-200000330110 (5 с 156 т 3.8)
Таблица 3 – Технические данные трансформаторов
Выбор и описание главной схемы электрических соединений станции
1 Выбор главной схемы электрических соединений станции
Главная схема электрических силовых цепей подстанции – это совокупность основного электрооборудования: трансформаторов линий сборных шин коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними электрическими соединениями.
При разработке главной схемы электрических соединений предъявляются следующие требования:
- надёжность –свойство системы электроснабжения обусловленное её безотказностью долговечностью и ремонтопригодностью обеспечивающих нормальное выполнение заданных функций системы;
- безотказность – свойство системы электроснабжения непрерывно сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации;
- долговечность –свойство системы электроснабжения длительно с возможными перерывами на ремонт сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации до разрушения или другого критического состояния;
- ремонтопригодность – свойство системы электроснабжения выражающееся в приспособлении к восстановлению неисправностей путём предупреждения либо обнаружения и устранения.
Кроме этих требований система электроснабжения должна быть по возможности простой и экономичной что обуславливает экономию денежных средств как при её строительстве так и при дальнейшей эксплуатации. Она должна иметь возможность поэтапного развития распределительных устройств (РУ) с ростом потребителей электроэнергии. Согласно ПУЭ при разработке главной схемы электрических силовых цепей необходимо учитывать категории потребителей по обеспечению надёжности электроснабжения.
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 12 выбираем схему РУ 330 кВ – полуторная схема (Рис. 2).
РУ 110 кВ имеет 12 присоединений - две несекционированные системы шин с обходной (Рис. 3).
Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе механизмов СН что возможно лишь при их надежном электроснабжении.
Питание СН осуществляется от шин 6 кВ через понижающие ТСН подключенные к блокам на генераторном напряжении глухой отпайкой.
Количество ТСН - соответствует количеству генераторов – шесть.
РТСН подключаются к низшей обмотке АТ т.к. она не загружена.
Количество РТСН-два.
Кс=09; п=8% (8 с 445 т 5.2)
ТРДНС-160001575 (3 с 130 т 3.4)
Принято: ТРДНС-2500035 (3 с 130 т 3.4)
Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей для заданной цепи
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей и для выбора установок релейной защиты и автоматики.
Т1-Т4-ТДЦ-250000330 (3. с.157 т.3.8)
Т5-Т6-ТДЦ-250000110 (3. с.158 т.38)
АТ1; АТ2-АТДЦТН-200000330110 Sном =200 МВА
Uк в-с % = 10% Uк в-н % = 34% Uк с-н % = 225%
G1-G6 – ТВВ-200-2АУ3
2 Схема замещения и расчет сопротивлений
Расчёт ведётся в относительных единицах при базовых условиях Sб=1000МВА.
3 Преобразование схемы относительно точки КЗ
Таблица 4 - Cводная таблица токов короткого замыкания
Выбор электрооборудования в заданной цепи
1 В цепи блока 110кВ на стороне ВН
1.1 Выбор выключателей и разъединителей
Принято:ВГУ-110-402000 У1 (10 с 67 т 3.4)
РНДЗ-1-1102000 У1 (3 с 274 т 5.5)
Таблица 5 – Расчетные и каталожные данные
1.2 Выбор гибкой ошиновки
Iнорм= 123497 А (8 с 233 т 4.5)
Принято с минимальным сечением: АС-30039 (8 с 624 т 3.3)
Imax= 123497 А Iдоп = 1420 А
-на электродинамическое действие
т=1132 кгм (11 с 158 т 2.8.5)
где b – расстояние между проводами в момент наибольшего их сближения м
D - расстояние между фазами м;
h - стрела провеса провода м;
f - усилие от длительного протекания тока КЗ Нм;
d -диаметр токопровода м;
Следовательно схлестывания не произойдет
rо - радиус провода см;
m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Dср - среднее расстояние между фазами м;
Провод проходит по всем параметрам
1.3 Выбор измерительных трансформаторов тока
Принято:ТФЗМ-110Б-III-15005-У1 (3 с 306 т 5.9)
Таблица 8 – Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока
I2т · tт =682·3 = 13872 кА2·с
Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке.
Таблица 9 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Принят контрольный кабель КРВГ -
Вывод: трансформатор тока будет работать в классе точности 05.
где rк сопротивление контактов Ом;
- расчетная длина кабеля м;
- удельное сопротивление материалов проводников Омм;
rприб – сопротивление приборов Ом;
1.4 Выбор ограничителя перенапряжения
Принято: ОПН-110-У1 (3 с 366 т 5.21)
2 Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей.
Uуст≤Uном Uуст =330 кВ
Iнорм≤Iном Iнорм =20377 А
Imax = Imax Imax =30566 А
Выключатель: ВГУ-330Б-403150У1 (10 с 67 т 3.1)
Разъединитель: РНДЗ.1-3303200У1 (3 с 275 т 5.5)
Трансформатор тока: ТФУМ-330А-5005У1 (3 с 306 т 5.8)
Ошиновка: АС-9516 (8 с 624 т3.3)
Uуст≤Uном Uуст =110 кВ
Iнорм≤Iном Iнорм =19144 А
Imax = Imax Imax =22973 А
Выключатель: ВГУ-110-402000У1 (10 с 67 т 3.1)
Разъединитель: РНДЗ.1-1101000У1 (3 с 271 т 5.5)
Трансформатор тока: ТФЗМ-110Б-I-3005У1 (3 с 304 т 5.8)
Iнорм≤Iном Iнорм =34991 А
Imax = Imax Imax =48987 А
Выключатель: ВГУ-330Б-403150 У1 (10 с 67 т 3.1)
Разъединитель: РНДЗ.1-3303200У1 (3 с 274 т 5.5)
Трансформаторы тока: ТФУМ-330А-5005У1 (3 с 306 т 5.9)
ОПН: ОПН-330У1 (3 с 366 т 5.2.1)
Iнорм≤Iном Iнорм =104973 А
Imax = Imax Imax =146962 А
Разъединитель: РНДЗ.1.2-1102000У1 (3 с 272 т 5.5)
Трансформаторы тока: ТФЗМ-110Б -15005У1 (3 с 304 т 5.9)
ОПН: ОПН-110У1 (3 с 366 т 5.2.1)
Выбор производится по высокой стороне РТСН
Uуст≤Uном Uуст =1575 кВ
Iнорм≤Iном Iнорм =58651 А
Imax = Imax Imax =82112 А
Выключатель: ВВЭ-10-315-1000У3 (7 с 31)
Трансформаторы тока: ТПОЛ-20-6005У3 (3 с 298 т 5.9)
КРУ: КВ-104М-1000-315 (3 с 512 т 9.5)
2.4 В цепи блока 330 кВ
Iнорм≤Iном Iнорм =41166 А
Imax = Imax Imax =43332 А
Выключатель: ВГУ-330Б-403150 У1 (6 с 67 т 3.1)
Разъединитель: РНДЗ.1.2-3303200У1 (3 с 272 т 5.5)
Трансформаторы тока: ТФУМ-330А-I-5005У1 (3 с 304 т 5.9)
Iнорм≤Iном Iнорм =862521 А
Imax = Imax Imax =9907917 А
Пофазно-экранированный токопровод: ТЭКН-Е-20-10000-330 (3 с 540 т 9.13)
со встроенными трансформаторами тока:
ТШЛ-20-100005 (3 с 300 т 5.9)
Трансформаторы напряжения: ЗНОМ-20-63У2 (3 с 328 т 5.13)
2.5 На стороне НН блока 110кВ
Uуст≤UномUуст =1575 кВ
Iнорм≤IномIнорм =862521 А
Imax = ImaxImax =9907917 А
Обоснование и выбор типов устройств релейной защиты и автоматики для всех элементов главной схемы электрических соединений.
Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение.
Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ не требующих немедленного отключения но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка обрыв оперативных цепей и др.).
1 ВЛ с односторонним питанием 330(110) кВ
Комплект резервных защит (токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) дистанционная защита от междуфазных КЗ (ДЗ) междуфазная токовая отсечка (МТО);
Комплект автоматики управления выключателем ( устройство автоматического повторного включения ВЛ (АПВ) устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ); и устройство определения места повреждения (ОМП).
2 Шиносоединительный выключатель 110 кВ
Комплект резервных защит (токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) максимальная токовая защита (МТЗ); Комплект автоматики управления выключателем (АПВ УРОВ).
3 Обходной выключатель 110 кВ
Комплект резервных защит (ТНЗНПДЗ МТО); Комплект автоматики управления выключателем (АПВ УРОВ); ОМП; Панель перевода токовых цепей основных защит элементов главной схемы 330(110)кВ на обходной выключатель.
дифференциальная защита шин (ДЗШ).
5 Автотрансформатор 330110 кВ
Комплект резервных защит (ТНЗНП ДЗ МТО);Комплект основных защит (дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) газовая защита трансформатора (ГЗТ) и устройства РПН (ГЗТ РПН) защита от перегрузки); Комплект автоматики управления выключателем стороны ВН(СН) (АПВ УРОВ).
6 Резервный трансформатор собственных нужд
Комплект резервных защит (Максимальная токовая защита (МТЗ);
Комплект основных защит (дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) газовая защита трансформатора (ГЗТ) и устройства РПН (ГЗТРПН) Защита от перегрузки); Комплект автоматики управления выключателем стороны ВН(СН) (АПВ УРОВ).
7 Трансформатор собственных нужд 15.756.3 кВ:
Комплект основных защит (ДЗТ ГЗТ ГЗТ РПН ЗП);
комплект резервных защит (МТЗ).
8 Блок генератор-трансформатор 200 Мвт
Комплект основных защит трансформатора блока (ДЗТ ГЗТ); Комплект резервных защит блока генератор-трансформатор (резервная ДЗТ ТЗНП защита от замыканий обмотки статора на землю (ЗЗС); Комплект основных защит генератора (ПДЗГ) ЗЗС защита от потери возбуждения защита от перегруза (ЗП) защита максимального напряжения (ЗМН) защита от замыкания на землю в обмотки возбуждения; Комплект резервных защит генератора блока (защита от внешних симметричных КЗ (ДЗ) УРОВ генераторного выключателя).

(а1)рзиа блока.dwg

От транформаторов тока цепи обходного выключателя 110 кВ через панель перевода
Неисправность трансформатора напряжения шин 35 кВ
Неисправность q*;трансформатора напряжения шин 10 кВ
На сигнал Указатель реле не поднят
Неисправность цепей оперативного тока
Реле пуска АПВ выключателя Q3
На отключение выключателя Q2
На отключение секционного выключателя 35 кВ (СВ)
От защит при дуговых замыканиях в КРУ 10 кВ
К измерительным приборам и преобразователям РАС
Релейная защита и автоматика ГРЭС 1200 МВт
О.140408.1.11.хх.ГЧ.Э3
Схема РЗиА блока генератор- трансформатор 200 МВт
К реле тока устройства охлаждения
Дифферен- циальная защита ДЗТ-21
Дифферен- циальная защита
МТЗ с пуском по напряжению
защита от перегрузки
Пусковой орган напряжения
От трансформатора напряжения шин 15
Максимальная токовая защита с пуском напряжения
установленная на стороне ВН и защита от перегрузки
Дифференциальная защита
Выходные промежуточные реле
Контроль исправности цепей оперативного тока
Повторители пусковых органов напряжения
Защита от перегрузки
Максимальная токовая защита с пуском напряжения на стороне НH
Максимальная токовая защита с пуском напряжения на стороне ВН
От защиты при дуговых замыканиях в КРУ 10 кВ
На отключение выключателя Q3
На отключение выключателя Q1
На отключение выключателя 110кВ(ОВ)
От защит при дуговых замыканий в КРУ 15
Диффференциальная защита генератора
УРОВ генераторного выключателя Q2
Действие на деление шин ВН
Защита от внешких симметричных КЗ
Защита от несимметричных КЗ и перегрузок
Работа блока с изолированной нейтраалью
Сигнальный оркан и выходное промежуточное реле
Защита от асинхронного режима при потере возбуждения
Защита от внешких симметричных КЗ на реле AKZ1
На отключение выключателя ТСН
На гашение поля генератора и рабочего возбудителя
На гашение поля генератора с резервным возбудителем
На гашение резервного возбудителя
На блок ленейной форсировки
На останов блока(турбины)

5---------Индивид.задание( п.11) - копия.docx

11 Индивидуальное задание. Устройства противоаварийной автоматики для предотвращения опасного повышения частоты в энергосистеме.
В нормальном режиме электрическая мощность развиваемая турбо- и гидрогенераторами электростанций точно соответствует мощности потребляемой нагрузкой. При этом все параллельно включенные генераторы работают с одинаковой частотой.
При внезапном уменьшении мощности потребляемой нагрузкой
например при отключении части нагрузки соответственно уменьшается и электрическая мощность генераторов. Вследствие этого под влиянием избыточного момента турбин который первоначально остается
неизменным увеличивается скорость вращения роторов генераторов
что сопровождается повышением частоты.
При увеличении скорости вращения вступают в действие регуляторы скорости турбин которые снижают развиваемую ими мощность до
тех пор пока не восстановятся баланс мощности турбины и генератора
и нормальная частота.
Регуляторы скорости паровых турбин действуют достаточно быстро. Поэтому при сбросе нагрузки частота ЭДС турбогенераторов
увеличивается незначительно и восстанавливается быстро. Однако
учитывая что увеличение скорости вращения на 10 - 12 % может
вызвать серьезные повреждения паровые турбины кроме регуляторов скорости оснащают специальным защитным устройством
которое называется автоматом безопасности. Если при сбросе нагрузки регулятор скорости турбины не сможет удержать скорость вращения на допустимом уровне то при повышении ее на 10 % автомат безопасности закрывает поступление пара в турбину.
Регуляторы скорости и вся система регулирования гидравлических
турбин действуют медленно. Поэтому при сбросе нагрузки до того как
проявится действие регуляторов скорости скорость вращения
гидрогенераторов соответственно и частота их ЭДС
достигает 120 - 140% нормальной.
Эта особенность гидрогенераторов может при неблагоприятных условиях вызвать разгон (резкое повышение скорости вращения) работающих параллельно паровых турбин а также электродвигателей и приводных механизмов.
Для предотвращения указанных опасных явлений применяется специальная автоматика от повышения частоты. На рис. 23 приведена схема электропередачи состоящей из двух участков I и II по которой передается в энергосистему С мощность гидростанции ГЭС. С электропередачей связаны местная и промежуточная энергосистемы в которых работают тепловые электростанции ТЭС.
При разрыве электропередачи на участке II происходит частичный
сброс мощности на величину РIIчто сопровождается повышением частоты станции и в связанных с ней энергосистемах.
Разрыв электропередачи на участке I при котором происходит еще
больший сброс мощности станции (на величину Р) сопровождается быстрым
и значительным повышением частоты. Вместе с гидрогенераторами станции увеличивают скорость вращения и турбогенераторы энергосистем что является для них опасным. Срабатывание автоматов безопасности турбин в данном случае не предотвращает увеличения скорости вращения так как после закрытия пара генераторы перехолят врежим синхронных двигателей и вращаются со скоростью соответствующей частоте ЭДС гидрогенераторов.
Автоматика от повышения частоты устанавливается в тех случаях когда мощность тепловых электростанций составляет менее 40%
мощности энергосистемы или когда при аварийных отключениях возможно отделение части энергосистемы с таким соотношением мощностей.
Автоматика от повышения частоты действует на отцепление тепловых электростанций с нагрузкой соответствующей мощности этих электростанций. При этом для повышения надежности действия автоматики устанавливаются два комплекта устройств на разных подстанциях как показано на рис. 23.
Схема устройства автоматики от повышения частоты приведена на рис. 24. Пусковым органом устройства является реле повышения частоты РЧ. Последовательно с контактом реле РЧ включен контакт реле
максимального напряжения РН. Контакт реле РН замкнут при наличии напряжения и размыкается при его понижении.
При повышении частоты до значения уставки реле РЧ оно срабатывает и через промежуточное реле РП действует на отключение выключателей которыми производится отделение от ГЭС тепловых электростанций. Автоматика выполняется без выдержки времени и с использованием быстродействующего промежуточного реле РП для предотвращения значительного повышения частоты при большой скорости ее подъема.
Реле повышения частоты при резком понижении или исчезновении
напряжения могут кратковременно замыкать свой контакт. Для предотвращения в этих случаях ложных действий автоматики устанавливается реле РН которое при снижении напряжения размыкает свой контакт и снимает оперативный ток с контакта реле РЧ. Напряжение срабатывания реле РН принимается равным 07Uн.
Отделение тепловых электростанций в рассматриваемых случаях
нарушает режим работы энергосистем и поэтому является крайней мерой защиты паровых турбин от разгона. Во избежание излишних действий автоматики от повышения частоты ее уставка принимается не ниже 52 ГЦ. Верхний предел уставок составляет 535 Гц.
Рассмотренная автоматика от повышения частоты устанавливается не только в энергосистемах но и на гидростанциях и при срабатывании действует на отключение части гидрогенераторов. Уставка автоматики на ГЭС принимается равной 51 - 515 Гц т.е. ниже чем в
энергосистемах. Благоларя этому при разрывах электропередачи и повышении частоты вначале срабатывает автоматика на ГЭС и отключением части генераторов предотвращает дальнейшее повышение частоты и действие автоматики в энергосистемах. Автоматика в энергосистемах в этом случае является резервной и действует только когда автоматика на ГЭС не срабатывает или ее действие оказывается недостаточным.

8---------экономика--(п.14) - копия.docx

14 Экономическая часть. Расчет ТЭП работы ГРЭС
1 Капиталовложения в строительство ГРЭС
Задано оборудование:
Принято: 6К – 200 – 130 + 640 тч.
1.1 Расчет по укрупненным показателям сметной стоимости блочных ГРЭС определяются:
где - капиталовложения в первый (головной) блок млн.руб. (2 с.1 т.1);
- капиталовложения в каждый последующий блок млн.руб. (2 с.1 т.1);
пБл – количество блоков шт.;
КРС – коэффициент учитывающий район строительства (2 с.17 пр.3);
К – коэффициент инфляции.
1.2 Удельные капиталовложения.
гдеКСТ – капиталовложения в строительство электростанции руб.;
NУ – установленная (номинальная) мощность станции кВт.
2 Энергетические показатели работы станции.
2.1 Годовая выработка электроэнергии ГРЭС.
гдеhУ = 6000 – 6200 – годовое число часов использования установленной мощности ч.
WВ = 1200 6100 = 732 10 5 МВт ч
2.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды.
гдеТр = 7300 – 8000 – число часов работы в течении года ч.
2.3 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды.
где WB - годовая выработка электроэнергии МВт ч;
WCH - расход электроэнергии на собственные нужды МВт ч.
2.4 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции.
WОТП = WB - WCH МВт ч
WОТП = 7320000 – 462240 = 6857760МВт ч
2.5 Годовой расход условного топлива.
гдеХХ – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока тч (2 с.3 т.3);
ТР – число часов работы блока в течение года ч;
- средний относительный прирост расхода условного топлива тМВт ч (2 с.3 т.3);
Δ – разность средних относительных приростов расхода топлива при нагрузках превышающих критическую по сравнению с докритической нагрузкой т МВт ч (2 с.3 т.3);
NБл – номинальная мощность блока МВт.
2.6 Годовой расход натурального топлива.
где - удельная теплота сгорания топлива кДжкг (2 с.19 пр.6);
- норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции (2 с.24 пр.11);
ВУ - годовой расход условного топлива ту.т.
2.7 Условный расход условного топлива по отпуску электрической энергии.
где WОТП - годовой отпуск электроэнергии с шин станции. МВт ч;
2.8 КПД станции по отпуску электрической энергии.
где-условный расход условного топлива по отпуску электрической энергии гу.ткВт.
3 Проектная стоимость электрической энергии отпущенной с шин ГРЭС.
3.1 Топливо на технологические цели.
Для станции сжигающих газ и мазут:
гдеЦПР – оптовая цена одной тонны топлива по прейскуранту в зависимости от вида топлива руб.тн.т (2 с.19 пр.1011);
- годовой расход натурального топлива тыс.тн.тгод;
КТ – коэффициент инфляции.
3.1.1 Цена одной тонны условного топлива.
гдеИТОП – годовые издержки по топливу тыс.руб.год.
3.2 Вода на технологические цели.
гдеα1 = 10:15 руб.год – на тысячу тонн натурального топлива;
α2 = 40:50 руб.год на одну тонну суммарной часовой производительности котлоагрегатов;
α3 = 03:08 руб.год на 1 кВт установленной мощности в зависимости от типа блока (2 с.5 т.4);
- суммарная номинальная производительность установленных котлов тыс.ч;
- годовая плата в бюджет за воду в зависимости от мощности блока и типа циркуляционной системы водоснабжения в расчете на один блок тыс.руб.год (2 с.6 т.6).
3.3 Основная заработная плата производственных рабочих.
гдеαПР = 06:07 – доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;
ЧЭКС – численность эксплуатационного персонала чел. (2 с.24 пр.12);
ФОТ – средний фонд оплаты труда одного человека тыс.руб.;
где - шесть минимумов заработной платы тыс.руб.;
= 4 – тарифный коэффициент для энергетики;
- районный коэффициент учитывающий надбавку к ЗП;
– количество месяцев в году.
3.3.1 Удельная численность промышленно – производственного персонала.
гдеЧППП - численность промышленно – производственного персонала чел. (2 с.24 пр.12)
3.3.2. Удельная численность эксплуатационного персонала.
гдеЧЭКС - численность эксплуатационного персонала чел. (2 с.24 пр.12)
3.4 Дополнительная заработная плата производственных рабочих.
3.5 Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих.
гдеНС.Н. = 30 % - норматив на социальные нужды.
3.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.
3.6.1 Стоимость оборудования являющегося частью капиталовложений.
СОБ = m КСТ тыс.руб.
гдеm = 043 – коэффициент зависящий от номинальной мощности блока;
КСТ – капитальные вложения в строительство станции тыс.руб.
СОБ = 043 18249000 = 7847070 тыс.руб.
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.
где ИА= 10 % - средняя норма амортизации на реновацию и отчислений в ремонтный фонд;
3.7 Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые расходы).
Вследствие того что расчёт производится в период нормальной эксплуатации этот пункт в расчётах не учитывается.
3.8 Цеховые расходы.
ИЦЕХ = ИЭКС тыс.руб.год
где – коэффициент зависящий от установленной
мощности станции (2 с.8 т.6).
ИЦЕХ = 012 784707 = 9416484 тыс.руб.год
3.9 Общестанционные (общезаводские) расходы.
где – средняя годовая заработная плата;
– плата за выбросы в атмосферу;
- доля прочих затрат общестанционного характера которые определяются через издержки Иэкс и Ицех и зависят от установленной мощности станции значение приведено (2 с.8 т.6);
ИС.И. – издержки на страхование имущества в процентах от стоимости основных фондов
гдеНС.И = 015 % - норматив страхования имущества;
СФ – стоимость основных производственных фондов тыс.руб.
СФ = 09 КСТ = 09 18249000 = 16424100 тыс.руб.
ИУМ = НУМ NУ тыс.руб.год
гдеНУМ = 143 руб.кВт – норматив отчислений за установленную мощность станции.
ИУМ = 143 1200 = 17160 тыс.руб.год
– Площадь отводимой земли без водохранилищ золоотвала топливного склада.
гдеf1 – удельная площадь застройки производственной площадки включая градирные и насосную станцию га (2 с.9 т.8).
F1 = 71 1200 10-2 = 852 га
- Площадь топливного склада
– Площадь водоохладителя в системе технического водоснабжения.
гдеfВО =10 га100 МВт – удельная площадь водохранилища.
FВО = 10 1200 10-2 = 12 га
- Площадь земли под золоотвал
- Общий отвод земли под строительство электростанции с которого берётся плата за землю
где – средняя ставка земельного налога (л. 2.1 с.11 т.10);
К1 К2 К3 – для ГРЭС не учитываются;
К4 – коэффициент вводимый в связи с инфляцией;
-Плата за выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду:
3.10 Общие издержки производства ГРЭС.
ИСТ = ИТОП + ИВ + ИОЗП + ИД.ЗП + ИСОЦ + ИЭКС + ИЦЕХ + ИОС тыс.руб.год
4 Калькуляция себестоимости электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС.
4.1 Себестоимость отпущенной электроэнергии.
4.2 Структура эксплуатационных затрат.
Таблица 12 – Себестоимость отпущенной энергии
Наименование статей калькуляции
Структура себесто-имости
Топливо на технологические цели.
Вода на технологические цели.
Основная заработная плата производственных рабочих.
Дополнительная заработная плата производственных рабочих.
Отчисления на социальное страхование с заработной платы.
Общестанционные расходы
Таблица 13 - Сводная таблица технико-экономических показателей ГРЭС.
Наименование показателя
Условное обозначение
Установленная мощность станции.
Число часов использования установленной мощности.
Годовая выработка электроэнергии.
Годовой отпуск электроэнергии.
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды.
Капитальные вложения в строительство станции.
Удельные капитальные вложения.
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч.
КПД по отпуску электроэнергии.
Удельная численность промышленно-производственного персонала.
Удельная численность эксплуатационного персонала.
Себестоимость отпущенного кВтч.
Цена одной тонны условного топлива.

7---------Экология (п.13) - копия.docx

13 Водоподведение и водоотведение на ГРЭС
На ГРЭС применяются прямоточные оборотные и комбинированные системы водоснабжения и две основные схемы - блочная и с магистральными водоводами.
- Прямоточная система технического водоснабжения характеризуется забором охлаждающей воды с естественной температурой из реки озера или моря обеспечивающей потребность тепловой электростанции. Подогретая в теплообменных аппаратах вода сбрасывается через отводящую сеть ниже по течению не возвращаясь к водозабору.
- Оборотная система технического водоснабжения характеризуется многократным использованием циркуляционной воды с охлаждением ее в гидроохладителях с восполнением потерь воды в системе из источника водоснабжения. В качестве охладителей циркуляционной воды в оборотных системах водоснабжения применяются водохранилища-охладители градирни брызгальные устройства или их сочетания: водохранилища-охладители и градирни либо брызгальные устройства; градирни и брызгальные устройства.
Для предотвращения загрязнения трактов и роста солесодержания циркуляционной воды необходима ее обработка продувка системы и пополнение свежей водой. Дополнительные потери на испарение и унос мелких капель воды ветром из охладителей также компенсируются за счет подпитки оборотной системы из источника водоснабжения.
- Комбинированная система представляет собой сочетание прямоточной и оборотной систем (с водохранилищем-охладителем градирнями или брызгальными устройствами) и применяется в тех случаях когда источник водоснабжения в отдельные периоды года не может обеспечить электростанцию достаточным количеством охлаждающей воды. Это вызывает необходимость полного или частичного перехода на оборотную систему с включением в работу всех или части охладителей.
- Блочная схема применяется при прямоточном водоснабжении и при использовании в качестве охладителей воды водохранилища-охладители. Эта схема оправдана при незначительном удалении береговой насосной от главного корпуса так как требует отдельных водоводов на каждую турбоустановку. Однако она имеет преимущество по надежности и простоте эксплуатации.
- В схеме с магистральными водоводами насосы на береговой насосной станции работают параллельно на два и более магистральных водовода по которым вода подается на все конденсаторы электростанции. Такая схема применяется в случае отдаленного расположения береговой насосной от главного корпуса она дает существенную экономию в затратах на водоводы по сравнению с блочной схемой.
Схема с магистральными водоводами применяется при прямоточном водоснабжении при оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями или градирнями и при резкопеременной тепловой нагрузке конденсаторов поскольку позволяет регулировать подачу воды в конденсаторы не только за счет изменения утла установки лопастей насоса но и количеством включенных в работу насосов. При этой схеме возможно также изменение количества работающих градирен не привязанных жестко к каждому работающему турбогенератору. Недостатком схемы является необходимость параллельной работы двух и более насосов на один водовод что для осевых насосов связано с затруднениями.
Кроме системы технического водоснабжения на электростанциях предусматривается система противопожарного водоснабжения как правило высокого давления а также система хозяйственно-питьевого водоснабжения.

4------(п.9.2-п.10) - копия.docx

9.2 Расчет максимальной токовой защиты (МТЗ) с комбинированным пуском напряжения трансформаторов.
2.1 МТЗ с комбинированным пуском по напряжению на стороне низкого напряжения.
Ток срабатывания защиты
Ток срабатывания реле
Принимаем Iуст=10 А выбираем реле тока РТ-14020 по каталогу.
Напряжение срабатывания защиты по минимальному напряжению
Напряжение срабатывания реле:
Выбираем реле минимального напряжения РН-154160
Напряжение срабатывания защиты по напряжению обратной последовательности:
= 475 В выбираем реле напряжения обратной последовательности РНФ-1М.
Проверяем чувствительность:
по минимальному напряжению:
по напряжению обратной последовательности:
где остаточное напряжение:
Следовательно МТЗ чувствительна.
Время срабатывания защиты:
выбираем реле времени РВ-01.
2.2 МТЗ с комбинированным пуском по напряжению на стороне высокого напряжения.
выбираем реле тока РТ-1406.
Трансформатор напряжения установлен со стороны низкого напряжения.
Напряжение срабатывания реле
выбираем реле минимального напряжения РН-154160.
Напряжение срабатывания защиты по напряжению обратной последовательности
= 627 В выбираем реле напряжения обратной последовательности РНФ-1М.
Проверяем чувствительность
Время срабатывания защиты
3 Защита от перегрузки
выбираем реле тока РТ-1406
4 Выбор газовой защиты силового трансформатора
Назначение: от замыканий внутри бака трансформатора сопровождающихся выделением газа который образуется в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительного повышения температуры.
Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями действующими на сигнал и на отключение выключателей трансформатора соответственно.
Реле типа РГТ-80 (Рис.22) имеет два поплавка на которых установлены постоянные магниты управляющие герконами. Поплавки реагируют на изменение уровня масла в корпусе реле.
При снижении уровня масла в корпусе реле опускается сначала верхний поплавок. При его опускании происходит срабатывание верхней (сигнальной) контактной системы.
При дальнейшем снижении уровня масла в корпусе реле опускается нижний поплавок и происходит срабатывание нижней (отключающей) контактной системы. При восстановлении уровня масла поплавки поднимаются до своего начального положения а контакты контактных систем возвращаются в исходное состояние.
При превышении скорости потока масла из бака в расширитель значения уставки срабатывания реле напорная пластина перемещается и срабатывают контакты нижней (отключающей) контактной системы. При прекращении потока масла напорная пластина возвращается в исходное положение.
Реле содержит следующие элементы:
и 3 – блоки контактов содержащие герконы и винтовые зажимы для присоединения внешних выводов.
– коробка зажимов для установки блоков контактов.
– напорная пластина с постоянным магнитом для установления герконов блоков контактов.
1 и 6.2 – верхний и нижний поплавки на которых установлены постоянные магниты управляющие герконами.
– кнопка проверки работы поплавков и напорной пластины.
– шток жестко связанный с кнопкой проверки напорной пластины.
– винты регулировки уставки срабатывания напорной пластины.
– герметичный маслонепроницаемый цилиндр для размещения блоков контактов.
– крышка коробки зажимов.
– прокладка уплотнительная крышки коробки зажимов.
– кран с резьбовым штуцером для выпуска (отбора пробы) газа.
– крышка корпуса блока.
– колпачок закрывающий кнопку проверки.
– гайка стопорящая кран отбора пробы газа.
– гайка стопорящая винт регулировки уставки.
– винт крепления крышки корпуса блока.
– шток винта регулировки уставки срабатывания реле по скорости потока масла.
и 22 – штуцера в корпусе блока для ввода монтажных проводов в коробку зажимов.
“Е”– дренажный канал в корпусе блока для слива конденсата из коробки зажимов.
Реле РГТ – 80 имеет две уставки по скорости потока масла: 065; 10 мс.
Принимаем уставку по скорости движения масла 10 мс.
На трансформаторах с регулированием под нагрузкой коэффициента трансформации (РПН) для защиты устройства РПН от повреждений внутри его бака. Это реле имеет только отключающий элемент регулирующим органом которого является напорная пластина 5 с постоянным магнитом для управления герконами блоков контактов. Скоба фиксирует эту пластину в сработанном состоянии.
В нормальном состоянии струйного реле пластина прижата под действием усилия магнита установленного на ней к штоку который жестко связан с винтом регулировки уставки.
При превышении скорости потока масла в трубопроводе из бака в расширитель выше значения уставки срабатывания реле пластина 5 перемещается к цилиндру 10 и срабатывают герконы отключающей контактной системы.
В конце хода пластина 5 фиксируется в сработанном состоянии с помощью фиксирующей скобы 6.
Реле РСТ – 25 имеет три уставки срабатывания по скорости потока масла: 09; 15; 25 мс.
Принимаем уставку: 15 мс.
5 Расчет защиты тупиковой воздушной линии 110 кВ
Таблица 11 – Сводная таблица токов короткого замыкания
5.1 Расчет токовой отсечки без выдержки времени
Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по условию отстройки от тока трехфазного максимального КЗ протекающего через защиту при КЗ в конце защищаемой линии
где Котс = 12 – коэффициент отстройки.
Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном минимальном КЗ:
в начале защищаемой линии > 15
Следовательно защита эффективна.
5.2 Рассчитывается максимальная токовая защита (МТЗ) с выдержкой времени.
Ток срабатывания МТЗ выбирается из условия отстройки от максимального рабочего тока защищаемой линии:
где Котс = 12 – коэффициент отстройки;
Ксз = 2 – коэффициент самозапуска электродвигателей;
Квоз = 085 – коэффициент возврата реле тока РТ-140;
Выбирается реле тока РТ-14020 по справочнику.
Время срабатывания МТЗ выбирается по условию согласования с максимальной токовой защитой трансформатора
tIIIс.з. = tс.з. МТЗтр + t =2+05=25 c.
Выбирается реле времени РВ-01.
Чувствительность МТЗ оценивается при двухфазном минимальном КЗ
Следовательно защита чувствительна.
Проверка трансформаторов тока на 10% погрешность для цепей продольной защиты трансформатора и максимальной токовой защиты воздушной линии 110 кВ
1 Проверка трансформаторов тока для продольной защиты трансформатора
1.1 На стороне высокого напряжения
Так как схема соединения вторичных обмоток трансформатора напряжения «треугольник» то
Принятый коэффициент трансформации:
Определение фактической нагрузки Z_(н факт)
Определение расчетной кратности первичного тока
По кривым 10% кратности для данного трансформатора тока зная его коэффициент трансформации и расчетную кратность первичного тока определяем
Определение напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока и сравнение его с допустимым значением U2=1000 В
51 В 1000 В следовательно трансформатор тока удовлетворяет требованиям 10% погрешности.
1.2 На стороне низкого напряжения
Так как схема соединения вторичных обмоток трансформатора напряжения «звезда» то .
Принятый коэффициент трансформации: .
Определение фактической нагрузки
По кривым 10% кратности для данного трансформатора тока зная его коэффициент трансформации и расчетную кратность первичного тока определяем
34 В 1000 В следовательно трансформатор тока удовлетворяет требованиям 10% погрешности.
2 Проверка трансформаторов тока для максимальной токовой защиты воздушной линии 110 кВ
992 В 1000 В следовательно трансформатор тока удовлетворяет требованиям 10% погрешности.

список,л - копия.docx

Общие требования и правила оформления текстовых документов в учебном процессе Южн. рос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ 1998.–28с.
ПУЭ «Правила устройства электроустановок. Издание 7». – СПб.: Деан 2006г.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электрических станций и подстанций. Справочные материалы для КП и ДП – М.: Знергоатомиздат 1989г.
С.С.Рокотян и И.М.Шапиро Справочник по проектированию электроэнергетических систем.-3-е изд. -М. Энергоатомиздат 1985г.-352с.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией
Д.Л. Фаббисовича – М.: Энергоатомиздат 2005г.
Королев Е.П. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты - М.: Энергия 1980г.
А.АЧунихин Е.Ф.Галтеева Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Том2. Справочник. -М.; Информэнерго 2002г.-196с.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин. Электрическое оборудование электрических
станций и подстанций – М.: Энергоатомиздат 1987г.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – СПб.: Деан 2003г.
Ведешников. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Том 1. Справочник. – М.: Информэлектро 2001г.
Технический справочник кабели провода материалы для кабельной индустрии - 3-е издание НКП»Эллипс» 2006г.
Н.В. Чернобровов В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. – М.: Энергоатомиздат 1988г.
Методические рекомендации по расчету среднегодовых технико-экономических показателей работы ГРЭС в курсовой работе и экономической части дипломного проекта [ Текст ]: ВЭК Никитина А.А.Волгоград 2007г.