Тэц 300 мва

02 ВЫБОР ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ....doc

2 ВЫБОР ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ И СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ
1 Выбор единичной мощности агрегатов
К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа мощности и схемы станции мощности энергосистемы и других условий.
При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:
– число генераторов должно быть не менее двух и не более восьми;
– единичная мощность генератора не должна превышать 10 % установленной мощности системы (PСИС) включая и мощность проектируемой ТЭЦ (Pпроект ТЭЦ):
Число и мощность генераторов ТЭЦ присоединенных к шинам генераторного напряжения выбираются по следующим условиям:
– число генераторов присоединенных к ГРУ не должно быть меньше двух и более четырех.
– ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА.
– суммарная мощность генераторов присоединенных к шинам генераторного напряжения должна несколько превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).
Составляем два варианта структурных схем выдачи мощности.
На проектируемой ТЭЦ мощностью 300 МВт для питания нагрузки 10 кВ устанавливаем два генератора ТФ-80-2У3. Поскольку мощность нагрузки на генераторном напряжении относительно велика (более 50 % суммарной мощности генераторов ТЭЦ номинальное напряжение которых совпадает с номинальным напряжением распределительной сети) и составляет 120 МВт то в этом случае целесообразно сооружение распределительного устройства генераторного напряжения (ГРУ 10 кВ) к которому и подключаем выбранные генераторы. Заданная мощность ТЭЦ значительно превышает нагрузку на генераторном напряжении поэтому устанавливаем блок генератор – трансформатор и подключаем его к РУ повышенного напряжения (110 кВ). Единичную мощность блочного генератора определяем исходя из мощности ТЭЦ выдаваемой на повышенном напряжении а также из требований резервирования и мощности изготовляемых теплофикационных турбин. Параметры генераторов приведены в таблице 2.1.
Для связи с распределительными устройствами повышенного напряжения принимаем автотрансформаторы связи. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов осуществляем по перетокам мощности через них. Для этого рассмотрим три режима работы схемы: максимальных нагрузок аварийный и минимальных нагрузок.
Расчетная мощность автотрансформаторов в режиме минимальных нагрузок на стороне низшего напряжения:
где Рг – номинальная мощность одного генератора;
cos φг – номинальный коэффициент мощности генератора;
Рнн мин – минимальная нагрузка на шинах генераторного напряжения;
cos φср – средний коэффициент мощности нагрузки;
Pсн – мощность потребляемая собственными нуждами генераторов определяемая по [таблица 5.1 1];
cos φсн – коэффициент мощности собственных нужд.
– на стороне среднего напряжения:
где Рсн мин – минимальная нагрузка на шинах среднего напряжения.
– на стороне высшего напряжения:
Расчетная мощность автотрансформаторов в режиме максимальных нагрузок на стороне низшего напряжения:
где Рнн макс – максимальная нагрузка на шинах генераторного напряжения.
где Рсн макс – максимальная нагрузка на шинах среднего напряжения.
Расчетная мощность автотрансформаторов в аварийном режиме на стороне низшего напряжения:
Знак минус показывает что поток мощности направлен от системы к автотрансформаторам связи.
Мощность автотрансформатора связи по наибольшей расчетной нагрузке с учетом того что Sрасч наиб = S1расч вн = 171529 МВ·А:
где kпг – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.
Принимаем два автотрансформатора по 125 МВ·А.
Проверим загрузку обмотки НН автотрансформатора Sн = S1расч нн = =76941 МВ·А:
Мощность трансформатора работающего в блоке с генератором принимаем равной мощности генератора.
Выбираем трансформаторы собственных нужд по [формула 5.18 1].
Для генераторов ТФ-80-2УЗ:
где Pc.н max – мощность собственных нужд определяемая по [таблица 5.1 1]
kc – коэффициент спроса определяемый по [таблица 5.11].
Выбираем два трансформатора ТМ-400010.
Для генераторов ТФ-160-2УЗ:
Выбираем трансформатор ТДНС-1000035
Выбираем резервный трансформатор мощностью на ступень выше мощности наибольшего трансформатора собственных нужд.
Выбор трансформаторов производим по []
Таблица 2.2 - Параметры трансформаторов
В отличие от первого варианта для выдачи избыточной мощности присоединяем блок генератор – трансформатор к шинам высшего напряжения (ОРУ 220 кВ).
Выбор трансформаторов и автотрансформаторов производим аналогично первому варианту.
Знак минус показывает что поток мощности направлен от автотрансформаторов к шинам ГРУ.
Мощность автотрансформатора связи по наибольшей расчетной нагрузке с учетом того что Sрасч наиб = S3расч вн = 164471 МВ·А:
Выбираем трансформаторы собственных нужд аналогичные первому варианту.
Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Параметры трансформаторов
Составленные структурные схемы представляем на рисунке 2.1 и рисунке 2.2.
Рисунок 2.1 – Структурная схема к первому варианту
Рисунок 2.2 – Структурная схема ко второму варианту
2 Определение числа присоединений в РУ
Количество присоединений в РУ определим из суммы числа отходящих к потребителям линий (nлэп) числа линий связи с системой (nсв) числа трансформаторов связи (nт.св) и числа генераторов (nг):
nн = nлэп + nсв + nт.св + nг
Число линий связи с системой определяется из величины выдаваемой в систему мощности:
где Рмакс – максимальная мощность выдаваемая на данном классе напряжения МВт;
Рлинии – наибольшая передаваемая мощность на одну цепь МВт.
Для линии 220 кВ принимаем:
Рлинии = PТЭЦ - Pminнн - Pminсн - Pсн =320 - 95 - 80 - 192·085 = 12868 МВт
Принимаем 1 линиию.
Для линии 110 кВ принимаем Рлинии = 25 МВт:
Для линии 10 кВ принимаем Рлинии = 5 МВт:
Принимаем 24 линии.
Определим число присоединений к каждому РУ:
кВ: nн = 24 + 0 + 2 + 2 = 28
0 кВ: nн = 4 + 0 + 2 + 1 = 7
0 кВ: nн = 1 + 2 +2 + 0 = 5.
0 кВ: nн = 4 + 0 + 2 + 0 = 6
0 кВ: nн = 1 + 2 + 2 + 1 = 6.
Выбор той или иной структурной схемы электростанции производим на основании технико-экономического сравнения двух вариантов.
3 Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико-экономическое сравнение вариантов может производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями определения мощности генераторов (трансформаторов) выбора схемы РУ когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.
При выполнении расчёта исключаем капиталовложения на закупку трансформаторов СН т.к. их типы одинаковы в обоих вариантах.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
где - нормативный коэффициент принимаем 0125
– капитальные вложения тыс.у.е.
– годовые издержки тыс.у.е.год
– ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс.у.е.год.
Для упрощения вычисления исключаем из расчета капиталовложения которые являются одинаковыми для обоих вариантов схем.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии считаем равным в первом и втором случае т. к. число и мощность генераторов совпадает.
Капиталовложения К определяем по укрупненным показателям стоимости схем по [таблица 10.29 2]. Результаты подсчета капиталовложений приводим в таблице 2.4.
Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты – ее определяем умножением заводской стоимости трансформатора на коэффициент учитывающий дополнительные расходы на его доставку строительную часть и монтаж. Коэффициент для пересчета заводской стоимости силовых трансформаторов и автотрансформаторов к расчетной стоимости определяем по [таблица 10.3 1].
Таблица 2.4 – Капиталовложения в электроустановки
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание %. Для оборудования проекта примем Ра = 64 % Ро = 2 %
ΔW – потери энергии в кВт·ч
– стоимость одного кВт·ч потерянной энергии равная 005 у.е.(кВт·ч).
Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:
где ΔРхх – потери холостого хода;
ΔРкз – потери короткого замыкания;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора МВА;
Т – число часов работы трансформатора (принимаем Т=8760 ч);
– число часов максимальных потерь определяемое по рис. 10.1 [3] в зависимости от Тma
Потери энергии в автотрансформаторах:
Для упрощения примем:
В каталогах для автотрансформаторов даны потери мощности КЗ пары обмоток ВН и СН ΔPкз вс. При мощности обмоток ВН и СН равной 100% Sн и мощности обмотки НН:
Потери отдельных обмоток находятся из выражения:
ΔРкзв= ΔРкзс= 05ΔРкз вс;
ΔРкзн= 05·ΔРкз вс·Квыг
Квыг – коэффициент выгодности:
Найдем потери энергии а затем и годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:
ΔРкзв= ΔРкзс= 05·315=1575 кВт
Потери энергии в трансформаторе:
Суммарные потери энергии для первого варианта будут равны:
Э=2·1053461+3202820 = 5309742 кВт·ч.
Годовые эксплуатационные издержки:
Найдем потери энергии и издержки для второго варианта:
Э=2·1032427 + 3195144 = 5259998 кВт·ч.
Приведенные затраты соответственно для первого и второго варианта будут равны:
В итоге получаем что первый вариант схемы дешевле и поэтому для дальнейших расчетов используем данную схему.

Главная схема....dwg

БНТУ-ДП-106112-ДО-2007
Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
Главная схема электрических соединений
ТФ-160-2У3 Рн=200 МВт

12 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.doc

12. РАСЧЕТ ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ
График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток для летних суток величину теплофикационной нагрузки определяем как:
Величину зимней теплофикационной нагрузки определяем как:
График производственной нагрузки принимаем неизменным для всего года и считаем его двухступенчатым:
с 0 до 8 часов (12.3)
с 8 до 24 часов . (12.4)
Максимальную производственную нагрузку примем равной 80% от номинальной величины отбора:
Тепловую нагрузку распределяем между агрегатами поровну. Найденная теплофикационная мощность вписывается в базовую часть графика энергетической нагрузки системы как вынужденная мощность. К вынужденной мощности относится необходимая конденсационная мощность обусловленная пропуском пара в конденсатор. Эту мощность принимаем равной 5% от номинальной мощности тогда полная вынужденная мощность агрегата:
где – удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло т.у.тГкал определяемый:
где - среднегодовое КПД котла принимаем 09.
На проектируемом объекте используется два типа оборудования: ПТ-135165-130 и 2×ПТ-80100-130.
Для зимнего периода:
Для летнего периода:
Результаты суточных графиков сведем в таблицу 12.1
Таблица 12.1 - Суточные графики нагрузки в относительных единицах
Окончание таблицы 12.1
Суточные графики активной мощности проектируемой ТЭЦ турбин ПТ-135165-130 и 2×ПТ-80100-130 для зимнего и летнего периода представлены в таблицах 12.2 12.3 и 12.4 соответственно.
Таблица 12.2 - Суточный график активной мощности ТЭЦ
Таблица 12.3 - Суточный график активной мощности турбины ПТ-135165-130
ПТ-135165-130 (лето)
ПТ-135165-130 (зима)
Таблица 12.4 - Суточный график турбины 2×ПТ–80100–130
Расчет технико-экономических показателей работы ТЭЦ.
Число часов использования установленной мощности:
Годовой расход топлива:
Суточное распределение тепловой и электрической нагрузки для турбины ПТ-135165-130 для зимы приведем в таблице 12.5.
Таблица 12.5 - Суточное распределение нагрузки для ПТ-135165-130 (зима)
Окончание таблицы 12.5
Суточное распределение тепловой и электрической нагрузки для турбины ПТ-135165-130 для лета приведем в таблице 12.6.
Таблица 12.6 - Суточное распределение нагрузки для ПТ-135165-130 (лето)
Окончание таблицы 12.6
Суточное распределение тепловой и электрической нагрузки для турбины ПТ-80100-130 для зимы приведем в таблице 12.7.
Таблица 12.7 - Суточное распределение нагрузки для ПТ-80100-130 (зима)
Окончание таблицы 12.7
Суточное распределение тепловой и электрической нагрузки для турбины ПТ-80100-130 для лета приведем в таблице 12.8.
Таблица 12.8 - Суточное распределение нагрузки для ПТ-80100-130 (лето)
Окончание таблицы 12.8
Относительный прирост котлоагрегата:
Суточный расход тепла на турбоагрегат.
Суточный расход топлива:
Годовой расход топлива на отпущенную электроэнергию:
Суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды соответственно в зимний и летний период:
Суточный отпуск тепла на производственные нужды:
Годовой отпуск тепла на теплофикационные нужды:
Годовой отпуск тепла на производственные нужды:
Годовой отпуск тепла:
Расход топлива на отпуск тепла:
Общий расход топлива на отпуск тепловой и электрической энергии:
Удельный расход топлива на отпуск 1 кВтч:
Рассчитаем эксплуатационные расходы.
– условно переменные затраты:
– амортизационные отчисления:
где – норма амортизации для ТЭЦ примем ;
– удельные капиталовложения 1200 у.е.кВт;
– установленная мощность;
где – коэффициент на прочие расходы.
Себестоимость 1кВт ч отпущенного в сеть системы:
где – стоимость продаваемой энергии определяемая как:
где – количество продаваемой энергии определяемое по табл. 13.2 – 13.4
– тариф на межсистемный переток (=003 у.е.кВт·ч)
Стоимость реализации энергии:
Прибыль остающаяся в распоряжении ТЭЦ:
где j – налог на прибыль .
Хозрасчетный доход ТЭЦ:

РЗ.dwg

К измери- тельным приборам и защитам
От пускового органа минимального напряжения
От УРОВ выключателей 6 кВ присоединений
Защита трансформатора
защита от перегрузки
защита от перегрузки
БНТУ-ДП-106112-ДО-2007
Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
Принципиальная схема РЗ ТСН
Реле напряжения МТЗ с пуском по напряжению
Дифференциальная защита
В схему блокировки АВР
На отключение выключателя Q2
Максимальная токовая защита 6 кВ
Газовая защита" (сигнальный орган)
Газовая защита трансформатора"
Газовая защита отсека РПН"
Перегрузка трансформатора"
Указатель реле не поднят
На отключение выключателя Q1
Максимальная токовая защита с пуском напряжения
Защита от перегрузки

05 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ.doc

5 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо прежде всего правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему наметить места расположения расчётных точек КЗ определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.
Составим расчётную схему рисунок 5.1 которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.
Рисунок 5.1 – Расчетная схема ТЭЦ
Рассчитаем сопротивления элементов используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.
Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем МВ·А.
где Худ – удельное сопротивление 1 км линии равное 04 Ом
Uср.н.2 – среднее номинальное напряжение кВ.
Трансформатор (ТДЦ – 200000110) по формуле:
Автотрансформаторы связи (АТДЦТН-125000220110) имеет следующие данные: UВН=45% UВС=11% UСН=28%.
Трансформатор собственных нужд (ТМ – 400010) по формуле:
Трансформатор собственных нужд (ТДНС – 1000035) по формуле:
Сопротивление секционного реактора РБДГ 10-4000-018У3
Генераторы (ТФ-80-2У3):
Генератор (ТФ-160-2УЗ):
В соответствии с расчетной схемой ТЭЦ составляем эквивалентную электрическую схему замещения изображенную на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 – Эквивалентная схема замещения
Упростим схему замещения оставив в ней только те элементы по которым при КЗ в данной точке протекают токи короткого замыкания. Полученная схема представлена на рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 – Преобразованная схема замещения
Найдем сопротивления остальных элементов схемы.
Исключаем из расчета сопротивление X10 так как через него ток не пройдет (схема симметрична относительно точки).
Объединяем в одну ветвь два однотипных генератора G1 и G2.
Распределим сопротивление Х20 по Х21 и Х22. Для этого найдем эквивалентное сопротивление:
Тогда коэффициенты будут:
Сопротивления элементов;
После проделанных преобразований получаем схему изображенную на рисунке 5.4.
Рисунок 5.4 – Итоговая схема замещения
Периодические составляющие тока КЗ:
По формуле (5.17) получаем:
где – ударный коэффициент [1].
Определение токов для любого момента времени переходного процесса КЗ.
Выбираем элегазовый выключатель:
где – время действия релейной защиты принимаем равным 001 с;
– собственное время отключения выключателя.
Номинальный ток генератора:
По отношению (5.23) и времени по кривым [1] получаем:
По формуле (5.22) получаем:
Апериодическая составляющая тока КЗ:
где – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
Пользуясь формулой (5.28) получаем:
Расчеты оставшихся точек короткого замыкания аналогичны. При повреждении в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и значение тока оказывают группы электродвигателей включенных вблизи места короткого замыкания. Электродвигатели переходят в режим генератора посылающего ток в место повреждения.
Полученные значения сведем в общую таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Токи короткого замыкания
Окончание таблицы 6.1
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи ввода 6 кВ ТСН будет производиться не по суммарным значениям токов КЗ со стороны внешних источников и двигателей с. н. а по наибольшим из них: или со стороны внешних источников или со стороны двигателей с. н.

08 ВЫБОР СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ РУ.doc

8 ВЫБОР СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ РУ
В соответствии с главной схемой электрических соединений и схемой электроснабжения механизмов СН на проектируемой ТЭЦ необходимо выбрать конструкции РУ для всех ступеней напряжения.
В основу разработки конструкции РУ положены типовые решения. Окончательный выбор варианта принимается на основе технико-экономического сравнения ряда эскизно проработанных схем компоновок. При этом РУ должны в максимальной степени удовлетворять ряду требований зафиксированных в ПУЭ.
1 Требования к распределительным устройствам
К РУ предъявляются те же основные требования что и к другим элементам электрической системы а именно: надежность работы удобство и безопасность обслуживания экономичность пожаробезопасность.
Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических соединений РУ правильностью выбора электрических аппаратов быстродействием релейной защиты и других автоматических устройств эффективностью защиты от перенапряжения наличием блокирующих устройств правильной эксплуатацией; в частности регулярном проведении профилактических испытаний и ремонтов.
Однако значительное влияние на надежность РУ оказывают его конструкция и компоновка. Удобство и безопасность обслуживания обеспечиваются соответствующим размещением аппаратов разделением элементов оборудования защитными стенками или перекрытиями создание условий для визуальной проверки отключения разъединителей; применением разъединителей со стационарными ножами для заземления отключенных частей установки; блокировкой неправильных действий с разъединителями применением защитных заземлений а также соответствующей конструкцией и компоновкой РУ.
Требования экономичности следует понимать как стремление к минимальным затратам на сооружение РУ и минимальным издержкам на его эксплуатацию при условии обеспечения необходимой надежности и безопасности обслуживания.
РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ НТП и СниП. Выделим некоторые из них.
Нормальные условия работы электроустановки не должны создавать опасность для обслуживающего персонала и оборудования РУ приводить к повреждению оборудования возникновению КЗ и замыканий на землю. При нормальных условиях работы электроустановки должна быть обеспечена локализация повреждений вызванных КЗ. При снятии с какой-либо цепи напряжения должны быть обеспечены безопасный осмотр замена или ремонт элементов в этой цепи без нарушения нормальной работы соседних цепей.
РУ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами которые обеспечивают заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных заземляющих устройств. Ножи окрашиваются в черный цвет а рукоятки их приводов – в красный цвет.
Разъединители устанавливаются с одним или двумя стационарными заземляющими ножами.
Электрические соединения в РУ должны как правило выполняться из алюминиевых сталеалюминевых или стальных проводов полос труб и шин профильного сечения из алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 и 16 м. Металлические конструкции РУ а также подземные части металлических и железобетонных конструкций должны быть защищены от коррозии.
2 Конструкции РУ 110 кВ и РУ 220 кВ
Типовые РУ 110 кВ и РУ 220 кВ выполнены по схеме с двумя системами сборных шин. Т.к. РУ оборудовано надёжными элегазовыми выключателями ВГУ то нет необходимости устанавливать обходную систему шин. Шина не нужна потому что ремонт выключателя будет совмещен с ремонтом присоединения. Выключатели расположены в один ряд вдоль дороги необходимой для проезда ремонтных механизмов провоза оборудования и т.д. Две рабочие системы шин примыкают друг к другу. Выводы к трансформаторам пересекают две рабочие системы шин. Выход линий предусмотрено как влево так и вправо автотрансформаторы расположены между РУ 110 кВ и 220 кВ. Проводники расположены в три яруса на высоте около 36; 75 и 115 м от уровня земли для РУ 110 кВ и 50; 110 и 165 м от уровня земли для РУ 220 кВ. На ОРУ-220 кВ расстояние между точками подвеса проводников равно 4 м шаг ячеек – 160 м а на ОРУ-110 кВ – 25 м и 111 м соответственно. Соединение между выключателями и трансформаторами тока над дорогой выполнено жесткими шинами. Опорные конструкции – железобетонные с оттяжками.
Планировка площадки ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод. Приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах имеют уклон 05 % в сторону водосборников. Кабельные каналы выполняются из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 075 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала станции.отдельной плиты перекрытия 60 кг. Плита имеет приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом рассчитаны на нагрузку от механизмов.
Территория ОРУ освещается прожекторами установленными на прожекторных мачтах.
Особенность рассматриваемого РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению сборных шин. Провода соединяющие разъединители первой и второй систем укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах. При такой конструкции РУ может быть выполнено трехъярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов а также при выходе линии вправо предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
Схема РУ на 110 кВ рассчитана на присоединение к сборным шинам шести линий двух автотрансформаторов блока “генератор-трансформатор” шиносоединительного выключателя двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.
Схема РУ на 220 кВ рассчитана на присоединение к сборным шинам двух линий двух автотрансформаторов блока “генератор-трансформатор” шиносоединительного выключателя двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.
Конструктивные размеры и расположение оборудования в ОРУ приведены в графическом материале (листы №2 и №3).
3 Конструкция ГРУ 10 кВ
Генераторное распределительное устройство (ГРУ) сооружаемое на ТЭЦ выполняем закрытым с применением сборных и комплектных ячеек.
В ГРУ предусмотрены две секции сборных шин к каждой из которых присоединён генератор 63 МВт. К первой и второй секциям присоединены двухобмоточные трансформаторы связи. На первой секции установлены три групповых реактора на второй – тоже три групповых реактора. ГРУ рассчитано на ударный ток 200 кА. Здание ГРУ одноэтажное с пролётом 18 м выполняется из стандартных железобетонных конструкций которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ. В центральной части здания расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей далее следуют ячейки генераторных трансформаторных и секционных выключателей групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м. У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных туннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подаётся специальными вентиляторами установленными в двух камерах.
Обслуживание оборудования осуществляется из трёх коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм два коридора вдоль шкафов КРУ рассчитанные на выкатку тележек с выключателями.
Обслуживание РУ удобно и безопасно. Размещение оборудования в РУ обеспечивает хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним помещены в камеры или ограждены. Применяется сплошное и сетчатое ограждение - на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота ограждения 2 м при этом сетки имеют отверстия 20х20 мм. Ограждения запираются на замок.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте 22 м ограждаются сетками причём высота прохода под сеткой 2 м. В коридоре ЗРУ размещены приводы выключателей ширина коридора управления 2 м.
Из помещения ЗРУ предусматриваются по концам два выхода наружу. Двери из РУ открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
ЗРУ обеспечивает пожарную безопасность. Строительные конструкции ЗРУ отвечают требованиям СНиП а также правилам пожарной охраны. Здание РУ сооружено из огнестойких материалов. При проектировании ЗРУ предусмотрены меры для ограничения распространения возникшей аварии. В ЗРУ предусматривается естественная вентиляция помещений реакторов а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания открытых камер.

План и разрезы ячеек РУ 110.dwg

Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
План и разрезы ячеек ОРУ 110
БНТУ - ДП - 106112 - ДО - 2007

Схема собственных нужд2.dwg

Резервная магистраль 6
От блока генератор - трансформатор
Циркуляционный насос
Перекачивающий насос
От второй секции шин ГРУ
на резервную магистраль 0
БНТУ-ДП-106112-ДО-2007
Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
Схема собственных нужд

Отзыв на диплом.doc

о работе над дипломным проектом “Технический проект электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт” студента гр.106112 энергетического факультета БНТУ Полегошко О.Р.
Дипломный проект студента Полегошко О.Р. выполнен в соответствии с заданием на 7 листах графического материала и расчётно–пояснительной запиской на страницах.
В процессе работы Полегошко О.Р. проявил самостоятельность при решении вопросов обоснования необходимости сооружения ТЭЦ разработке главной схемы электрических соединений выборе источников оперативного тока расчете релейной защиты трансформатора собственных нужд выборе схем и конструкций РУ и др. В месте с тем он глубоко изучил вопросы проектирования широко использовал справочную и научно техническую литературу. При расчете токов короткого замыкания Полегошко О.Р. умело использовал ПЭВМ. Графическая часть и пояснительная записка выполнены в соответствии с ГОСТ.
В целом считаю что работа над дипломным проектом заслуживает положительной оценки а дипломант Полегошко О.Р. присвоения ему квалификации инженер–энергетик по специальности 1 – 43 01 01 “Электрические станции” специализации 1 – 43 01 01 02 “Электрооборудование электрических станций и подстанций”.
Руководитель дипломного проекта
К.Т.Н доцент кафедры “Электрические станции” Булат В.А.

11 ОХРАНА ТРУДА И ....doc

11 ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
В нормативной практике термин «охрана труда» - это комплекс правовых мер направленных против необоснованных увольнений и переводов работников отклонений от нормального режима работы и отдыха т.е. по сути он характеризует содержание всех норм трудового права установленных в целях защиты трудовых прав работников. В этих случаях «охрана труда» рассматривается как один из принципов трудового права. В узком смысле под «охраной труда» понимаются системы организационно-правовых мер обеспечивающих соблюдение правил и норм техники безопасности производственной санитарии и гигиены труда охраны труда женщин и подростков.
Под правовой охраной труда следует понимать системы правовых и организационных мер которые обязательны для исполнения всеми субъектами хозяйствования руководителями и специалистами и способствуют полной или частичной нейтрализации отрицательного воздействия на работника вредных производственных факторов профилактике производственного травматизма и профессиональных заболеваний созданию под контролем органов госнадзора и профсоюзных объединений здоровых и безопасных условий труда для субъектов трудовых и ученических правоотношений.
Мероприятия по охране труда и их проведение всегда экономически выгодны и целесообразны. Основными из них являются: меры безопасности труда; механизация и автоматизация производственных процессов; улучшение санитарных условий рабочего помещения; меры личной гигиены работающих; меры общественного характера.
Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока электрической дуги электромагнитного поля и статического электричества.
Проходя через организм электрический ток оказывает термическое электролитическое и биологическое действия.
Для предотвращения опасного воздействия электрического тока на человека в электроустановках применяются следующие меры защиты (ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ): защитное заземление; зануление; электрическое разделение сетей; применение малых напряжений; контроль и профилактика повреждений изоляции; компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю; двойная изоляция; защитное отключение; выравнивания потенциала; защита от случайного прикосновения к токоведущим частям; оградительные устройства; электрозащитные средства и приспособления; предупредительная сигнализация блокировки знаки безопасности.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются: оформление работы нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы; оформления перерыва в работе переводов на другое рабочее место окончание работы.
1.1. Требования безопасности при эксплуатации аккумуляторных батарей.
Стационарные аккумуляторные батареи установлены в соответствии с требованиями ПУЭ. При эксплуатации аккумуляторных установок должны обеспечиваться их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.
Обслуживание аккумуляторных установок возлагается на электромонтера специально обученного правилам эксплуатации аккумуляторных батарей (разрешается совмещение профессий). На каждой стационарной установке должен быть журнал аккумуляторной батареи для записи данных осмотров и объемов выполненных работ который ведет электромонтер обслуживающий аккумуляторную батарею.
От надежной и безотказной работы аккумуляторной батареи зависят быстрая и правильная ликвидация аварии и последующее восстановление электрической схемы электростанции или подстанции. Плохо неквалифицированно обслуживаемая батарея из-за сульфатации и потери емкости может не обеспечить током повторное включение масляных выключателей и авария из местной превратится в общесистемную. Особо важно это для подстанций без постоянного дежурства персонала.
В нормальных условиях и при хорошем уходе кислотные стационарные аккумуляторные батареи работают без смены пластин до 15 лет. Плохое обслуживание неправильные режимы заряда и разряда несвоевременные ремонты приводят к быстрому выходу аккумуляторов из строя.
Поэтому обслуживание аккумуляторных батарей должно осуществляться высококвалифицированным персоналом. Для грамотной эксплуатации аккумуляторов необходимо понимание электрохимических процессов происходящих в них.
Аккумуляторщик должен быть обучен правильному ведению зарядов разрядов и подзарядов аккумуляторов должен по внешним признакам и по показаниям приборов уметь установить причину и характер неисправности аккумулятора и устранить эту неисправность.
На крупных электростанциях с несколькими аккумуляторными батареями должен быть специальный аккумуляторщик. На электростанциях с одной батареей и на подстанциях специальный аккумуляторщик не будет полностью использован. Поэтому там рационально обучить профессии аккумуляторщика электромонтера. В сетевых районах при близком расположении подстанций или хорошей транспортной связи может оказаться более удобным иметь одного специализированного аккумуляторщика на группу подстанций. Во всяком случае все аккумуляторные батареи должны быть закреплены за определенными лицами. Обезличка в обслуживании аккумуляторных батарей недопустима.
Для повседневного контроля работы аккумуляторной батареи ведется батарейный журнал.
Кислотные батареи работающие по методу постоянного подзаряда или методу заряд - разряд подвергаются уравнительному заряду (перезаряду) 1 раз в 3 мес. напряжением 23 - 235 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 12 - 121 гсм3. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батареи но не менее 6 ч.
Заряжать и разряжать батарею допускается током не выше максимального гарантированного для данной батареи.
Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 °С.
Во время уравнительного заряда батарее необходимо сообщить не менее трехкратной номинальной емкости.
Кислотные батареи работающие по методу подзаряда на электростанциях должны подвергаться уравнительному заряду (перезаряду) один раз в 3 мес. Заряжать и разряжать батарею допускается током не выше максимального установленного для данной батареи. Температура электролита в конце заряда не должна превышать +40° С.
Во время уравнительного заряда батарее необходимо сообщать не менее двукратной емкости.
В силу ряда причин саморазряд аккумуляторов данной батареи различен. Элементы расположенные вблизи отопительных приборов из-за повышенного нагрева имеют саморазряд больший чем элементы удаленные от них. Элементы со старыми пластинами или с загрязненным электролитом также имеют больший саморазряд чем элементы с новыми пластинами или с чистым электролитом.
В аккумуляторной батарее работающей при постоянном под-заряде аккумуляторы с большим саморазрядом постепенно теряют заряд так как нормальный ток подзаряда для них недостаточен.
Отстающие элементы если не принять мер к выравниванию подвергнутся глубокой сульфатации. Исправление положения увеличением общего тока подзаряда нерационально так как привело бы к систематическому перезаряду а следовательно к излишнему износу исправных аккумуляторов.
Для приведения всех аккумуляторов батареи работающей но методу постоянного подзаряда в одинаковое полностью заряженное состояние и для предотвращения сульфатации пластин необходимо 1 раз в 3 мес. осуществлять уравнительный заряд батареи 1.
Наиболее оптимальным является следующий метод уравнительного заряда:
)батарея разряжается любым режимом не менее чем на 50% ее емкости;
)батарея заряжается нормальным режимом до конечного напряжения 25—27 В на элемент;
)после 1—2 ч покоя заряд продолжается током не более 40%' максимального зарядного тока до наступления сильного газообразования во всех аккумуляторах;
)покой и заряд по п. 3 продолжаются до тех пор пока аккумуляторам не будет сообщена двукратная номинальная емкость.
При наличии только одной батареи и невозможности по условиям надежности разряжать ее на 50% номинальной емкости допускается проведение уравнительного заряда батареи без предварительного разряда. Для этого не отключая нагрузки напряжение подзаряда следует поднять до 230 В на элемент. Ток при этом увеличивается и отстающие элементы дозаряжаются.
Когда напряжение и плотность электролита каждого элемента достигнув определенного значения будут неизменны в течение 1 ч уравнительный заряд можно считать законченным. Длительность такого уравнительного заряда зависит от состояния батареи и колеблется от суток до двух. Начальный ток заряда должен быть не выше тока 10-часового разряда.
На электростанциях где не организован постоянный подзаряд концевых элементов они находятся обычно в тяжелом положении. Очередных уравнительных зарядов обычно оказывается недостаточно для предотвращения сульфатации пластин концевых элементов.
Рекомендуется концевые элементы 1 раз в месяц подвергать тренировочному разряду с последующим зарядом. В случае невозможности по местным условиям разряда концевых элементов можно производить их подзаряд не реже 2 раз в месяц. Ток подзаряда берется равным току 10-часового режима разряда.
При любых уравнительных и тренировочных зарядах плотность электролита во всех элементах доводится до 120—121.
Во избежание быстрого разрушения сепараторов температура электролита не должна превышать 40° С. При достижении этой температуры ток заряда должен немедленно снижаться.
Кроме производства периодического уравнительного заряда его следует выполнять в тех случаях когда батарея после полного разряда была оставлена без заряда дольше суток или когда батарея несколько раз была заряжена не полностью.
При обнаружении отстающих элементов также следует провести уравнительный заряд.
Для каждого номера аккумулятора устанавливается максимальный разрядный и максимальный зарядный ток. Систематический разряд токами большими максимально допустимых приводит к короблению положительных пластин к их чрезмерному росту и к усадке активной массы отрицательных пластин. Заряды токами больше максимально допустимых также приводят к короблению положительных пластин. Такой заряд малоэффективен так как значительная часть зарядного тока идет на разложение электролита.
Анализ электролита из работающей кислотной аккумуляторной батареи производится не реже 1 раза в 3 года (ежегодно из 13 элементов) по пробам взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов устанавливается лицом ответственным за электрохозяйство в зависимости от состояния аккумуляторной батареи.
При контрольном разряде пробы электролита отбираются в конце разряда.
Для доливки применяется дистиллированная вода проверенная на отсутствие хлора и железа.
Электролит кислотных аккумуляторов в процессе эксплуатации постепенно загрязняется вредными примесями которые вносятся в основном с доливаемой дистиллированной водой и серной кислотой.
За счет испарения воды из электролита концентрация содержания примесей в нем увеличивается и может достигнуть недопустимой величины.
Особо распространенными примесями являются хлор и железо. При содержании в электролите 0015% железа интенсивность саморазряда аккумулятора увеличивается в 3 раза а при 05% аккумулятор полностью разряжается в 8-—10 суток.
Железо разряжает пластины обеих полярностей. В плохо спроектированных аккумуляторных помещениях над аккумуляторами иногда оказываются вентиляционные короба или осветительная электропроводка. Сернокислотный туман конденсируется на стальных вентиляционных коробах или закрепах электропроводки. Конденсат обогащенный железом в виде капель падает в аккумуляторы.
Ввиду трудности удаления железа из аккумуляторов следует основное внимание уделить предупреждению попадания железа в аккумуляторы. Предельно допустимое содержание железа в электролите работающего аккумулятора 0008%. Содержание железа в разбавленной серной кислоте применяемой для доливки не должно быть больше 0004% в дистиллированной воде — соответственно не больше 0001—00015%.
Для удаления железа из аккумулятора его разряжают выливают загрязненный электролит и тщательно промывают дистиллированной водой пластины и сосуд аккумулятора. После этого аккумулятор заливают дистиллированной водой и заряжают затем раствор удаляют аккумулятор заполняют свежим проверенным электролитом и разряжают. В конце разряда проверяют электролит на содержание железа и в случае необходимости процесс повторяется.
Второй по значению загрязняющей примесью являются соединения хлора. Наличие в электролите 002% соляной кислоты в 2—4 раза увеличивает саморазряд аккумулятора. При разовом несистематическом попадании соединений хлора в аккумулятор эти соединения при каждом заряде частично выделяются в виде газообразного хлора. Для освобождения электролита от соединений хлора достаточно провести три-четыре цикла разряд — заряд.
Более редкой но очень опасной примесью является марганец попадающий обычно с серной кислотой. Аккумуляторы работающие с электролитом содержащим 025% марганца могут в течение месяца полностью потерять емкость. Соединения марганца разрушающе действуют на деревянные сепараторы. Появление розового или малинового окрашивания электролита при заряде аккумулятора является верным признаком наличия в электролите марганца.
Для удаления из аккумулятора соединений марганца электролит и сепараторы должны быть удалены. После промывки заливается свежий электролит и ставится новая сепарация. Для предотвращения загрязнения электролита вредными примесями должен быть установлен строжайший химический контроль за серной кислотой применяемой для составления электролита и дистиллированной водой. Крепкая свежая серная аккумуляторная кислота по содержанию примесей не должна превышать норм допускаемых ГОСТ 667-53. Для дистиллированной воды допускается наличие тех же примесей что допускаются ГОСТ 667-53 для аккумуляторной кислоты но в концентрациях в 10 раз меньших.
Для контроля за качеством электролита должен производиться его химический анализ для всех элементов данной батареи — 1 раз в 3 года (13 элементов в год).
Осмотр аккумуляторной батареи производится:
- дежурным персоналом - 1 раз в сутки;
- мастером или начальником подстанции - 2 раза в месяц;
- на подстанциях без постоянного дежурного персонала – эксплуатационным персоналом одновременно с осмотром оборудования а также специально выделенным лицом - по графику утвержденному главным энергетиком предприятия.
Осмотры аккумуляторных батарей делятся на текущие и инспекторские. Текущие осмотры делаются лицом обслуживающим аккумуляторную батарею. В установках с постоянным дежурным персоналом такой осмотр делается раз в сутки. В установках без постоянного дежурного персонала текущий осмотр батареи производится одновременно с осмотром другого оборудования установки по специальному графику.
Инспекторский осмотр проводится двумя лицами: работником обслуживающим батарею и техником или мастером Такой осмотр делается 1—2 раза в месяц.
При текущих осмотрах необходимо проверять:
)целость сосудов и уровень электролита в них правильность положения покровных стекол отсутствие трещин и течей в сосудах чистоту сосудов стеллажей пола и стен отсутствие окислов в местах соединения шин с наконечниками;
)состояние пластин (цвет коробление чрезмерный рост положительных пластин наросты на отрицательных пластинах);
)уровень и характер шлама (в стеклянных сосудах);
)отсутствие механических дефектов приводящих к короткому замыканию (соприкосновение свинцовых обкладок падение на дно элемента пружин стеклянных трубок фанерных сепараторов и деревянных палочек);
)правильность режима подзаряда (проверкой плотности электролита и напряжения контрольных элементов);
)исправность зарядных и подзарядиых агрегатов исправность элементного коммутатора;
)исправность вентиляции и отопления (в зимнее время);
)температура электролита (по контрольным элементам).
При инспекторском осмотре сверх объема текущих осмотров проверяются:
)напряжение и плотность электролита в каждом элементе состояние ошиновки контактов ощупываются хвосты пластин для определения нагрева окисление поверхностей состояние вазелиновой смазки шин наконечников;
)высота шлама в деревянных баках;
)отсутствие коротких замыканий в элементах сульфатироваиие и коробление пластин;
)чистота стен полов стеллажей и сосудов;
)действие вентиляции и отопления (зимой);
)записи сделанные персоналом в аккумуляторном журнале.
Результаты осмотра заносятся в журнал.
Для аккумуляторных батарей без постоянного обслуживания наиболее важными показателями их состояния являются напряжение каждого элемента и плотность электролита.
По величине напряжения элемента и по плотности его электролита можно с уверенностью определять наличие сульфатации недопустимый саморазряд загрязнение электролита и пр. Поэтому не реже 1 раза в месяц необходимо измерять напряжение каждого элемента и плотность электролита.
Текущий ремонт аккумуляторных батарей производится 1 раз в год.
В процессе эксплуатации аккумуляторных батарей особенно если батарея давно работает систематически возникают мелкие дефекты и неполадки. Если эти мелкие вначале дефекты своевременно не устранять они перерастают в крупные аварийные очаги. Незамеченное и неустраненное например соприкосновение свинцовых обкладок элементов находящихся в двух разных рядах может привести к групповому короткому замыканию и значительному снижению напряжения батареи. Если не обратить внимания на то что стеклянная трубка в аккумуляторе приняла наклонное положение и вовремя ее не поправить то на трубке отложится шлам и аккумулятор будет закорочен.
Назначением текущего ремонта и является своевременное устранение всех дефектов и повреждений возникающих в эксплуатации.
При текущем ремонте аккумуляторной батареи осуществляются:
а)проверка состояния пластин и замена их в отдельных элементах когда это необходимо;
б)замена части сепараторов;
в)удаление шлама из элементов;
г)проверка качества электролита;
д)проверка состояния стеллажей и их изоляции относительно земли;
е)устранение других неисправностей аккумуляторной батареи;
ж)проверка и ремонт строительной части помещения.
Капитальный ремонт батареи (замена значительного числа пластин сепараторов разборка всей или большей ее части) производится в зависимости от состояния аккумуляторной батареи с привлечением по мере надобности специализированных организаций.
Необходимость капитального ремонта батареи устанавливается лицом ответственным за электрохозяйство предприятия (организации) или организацией проводящей капитальный ремонт.
2 Мероприятия по охране окружающей стреды
На ТЭЦ страны ставится задача существенно повысить эффективность использования органических топлив с обеспечением высоких экологических показателей энергетического оборудования. В составе задач которые требуют безотлагательного решения на ТЭЦ важное место принадлежит вопросам разработки и реализации высокоэффективных способов и средств снижения экологического воздействия их на окружающую среду.
Несмотря на развитие новых источников энергии выработка электрической энергии на ТЭЦ длительное время будет преобладающей. Эксплуатация ТЭЦ как действующих так и вновь сооружаемых должна осуществляться с учетом возрастающих требований к их эколого-экономическим характеристикам. Результаты эксплуатации энергетических объектов подтверждают несоответствие достигнутых ими экологических показателей современным требованиям и реальным возможностям.
Энергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства в реализации достижений современного научно-технического прогресса. Энергетическая программа предусматривает достаточные темпы и объемы производства электроэнергии для возможности осуществления электрификации всех сфер деятельности и жизни людей. При интенсивном способе общественного производства возможны и желательны замедления темпов энергопотребления. Однако экологические проблемы в энергетике не будут менее актуальными.
Развитие энергетики все в большей степени становится зависимым не только от экономических и социальных условий наличия топливно-энергетических ресурсов но и от экологических факторов к которым в первую очередь относится степень загрязнения окружающей среды различными отходами и в особенности атмосферного воздуха. Более 30 % всех загрязняющих веществ поступает в воздушный бассейн от тепловых электростанций. В ближайшей перспективе в энергетике страны не произойдет значительных качественных изменений в системах очистки газовых выбросов и сточных вод от ТЭЦ. Дальнейший научно-технический прогресс в области разработки способов снижения содержания загрязняющих веществ в продуктах сгорания топлив на ТЭЦ позволит обеспечить минимальное их экологическое воздействие на окружающую среду.
Проблема защиты атмосферного воздуха от загрязнения его выбросами ТЭЦ решается по основным направлениям:
– разработка и реализация способов сжигания топлив позволяющих исключить или существенно снизить количество образующихся и выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ;
– создание способов и средств для очистки в первую очередь запылен-ных газовых выбросов.
Проблема рационального использования природных ресурсов энергии и защиты окружающей среды относится к приоритетным в социально-экономическом развитии общественного производства. В перспективных планах развития экономики страны разрабатываются прогнозы изменения состояния окружающей среды с ориентацией на малоотходные и безотходные технологии производства электрической и тепловой энергии.
Очистные сооружения нефтесодержащих стоков.
Производственные и дождевые стоки мазутного хозяйства по существующим самотечным сетям поступают в насосную станцию замазученных стоков и далее насосами откачиваются на существующие очистные сооружения нефтесодержащих стоков.
Замазученные и замасленные стоки площадки ТЭЦ по напорным трубопроводам направляются на существующие очистные сооружения нефтесодержащих стоков.
Локальные очистные сооружения нефтесодержащих стоков с очисткой стоков по схеме – напорная флотация – напорная фильтрация на механических и адсорбция на угольных фильтрах.
Очищенные стоки используются в оборотной системе СОО–2.
Дождевой и производственный сток с территории мазутного хозяйства по существующим самотечным сетям поступают в существующий резервуар сбора стоков мазутного хозяйства далее насосами установленными в насосной подаётся на очистные сооружения типа нефтеловушки. После нефтеловушки предочищенные стоки подаются на существующие локальные очистные сооружения.
Способы очистки дымовых газов.
Функционирование ТЭЦ связано с организованным выделением аэрозолей – воздуха или газа содержащего взвешенные частицы пыли. Организованные технологические выбросы осуществляются через дымовые трубы.
Концентрация производственных выбросов определяется их количествами и изменяется в зависимости от расстояния поэтому вокруг дымовой трубы устанавливается зона загрязнения. Допустимую концентрацию вредностей в зоне загрязнения можно обеспечить путём соответствующего подбора высоты трубы.
Очистка воздуха от аэрозолей и газов осуществляется несколькими способами: фильтрация на насадочных фильтрах фильтрация на тонковолокнистых полимерах абсорбция аэрозолей и газов растворами абсорбция газов на твёрдых сорбентах сухое или механическое отделение аэрозолей электрофизическое пылеулавливание комбинированные.

04 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ....doc

4 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
1 Разработка главной схемы
Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов трансформаторов) между собою и с отходящими линиями.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электрической станции другими словами быть надежной т.е. свойство системы аппарата схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции.
Вторым важным требованием предъявляемым к главным схемам является их экономичность т. е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении РУ а так же минимальных ежегодных расходов на его эксплуатацию.
Весьма существенным является требование маневренности главной схемы под которым понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы как в эксплуатации так и при расширении станции а так же возможность ремонта оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность).
Отдельно стоит важное требование безопасности в обслуживания РУ; в числе прочих факторов от которых она зависит – простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность уменьшая вероятность ошибочных действий персонала.
Главная схема электрических соединений электростанций является техническим документом при проектировании монтаже и эксплуатации.
Главная схема электрических соединений разработана по структурной схеме выдачи мощности станции. Максимальная нагрузка на 10 кВ – 120 МВт а максимальная нагрузка на 110 кВ – 100 МВт.
На ТЭЦ на генераторном напряжении сооружаем ГРУ 10 кВ с одиночной секционированной системой шин. Принимаем две секции так как сборные шины секционируются по числу генераторов. Для ограничения токов трехфазного КЗ предусматриваем секционные реакторы. с целью уменьшения потерь при передаче мощности с одной секции на другую в случае остановки генератора в схеме предусматривается возможность шунтирования секционных реакторов разъединителем или выключателем. Питание потребителей на низкой стороне осуществляем через групповые одинарные реакторы. Для ограничения токов трехфазного КЗ предусматриваем секционные реакторы. C целью уменьшения потерь при передаче мощности с одной секции на другую в случае остановки генератора в схеме предусматривается возможность шунтирования секционных реакторов разъединителем или выключателем.
К схеме РУ повышенного напряжения предъявляются следующие требования по надежности электроснабжения:
- повреждение или отказ любого выключателя не должно приводить к отключению более одной цепи двухцепной линии;
- отключение электрических линий следует производить не более чем двумя выключателями отключение повышающих трансформаторов автотрансформаторов связи трансформаторов собственных нужд– не более чем тремя выключателями;
- должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей без отключения соответствующих присоединений.
Применение в РУ высшего напряжения элегазовых выключателей позволяет вместо схемы с двумя рабочими и обходной системами шин использовать схему с двумя системами шин. На стороне 110 кВ при числе присоединений равном семи сооружаем распределительное устройство с двумя системами сборных шин. Секционирование шин не требуется поскольку оно выполняется при числе присоединений равном двенадцати.
Руководствуясь вышеприведенным на стороне 220 кВ при числе присоединений равном пяти сооружаем аналогичное РУ.
Связь с энергосистемой и выдача избыточной мощности осуществляем по линиям 220 кВ.
2 Разработка схемы собственных нужд
Производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов – питательных насосов дутьевых вентиляторов дымососов циркуляционных насосов и т. д.
Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов СН что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители СН относятся к потребителям I категории.
Напряжения применяемые в системе СН 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВ) и 04 кВ (для остальных электродвигателей и освещения).
Рабочие трансформаторы собственных нужд неблочной части ТЭЦ присоединяем к шинам генераторного напряжения блочной – к отпайкам от
При повреждениях в генераторах или в тепломеханической части нарушается питание СН электростанции. Поэтому кроме рабочих источников СН предусматривается резервный источник. Таким источником является резервный трансформатор присоединенный отпайкой к трансформатору связи имеющему связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов станции питание СН будет осуществляться от энергосистемы. На тот случай когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение в СН не может быть подано от резервного трансформатора для наиболее ответственных потребителей которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии предусматривается аккумуляторная батарея.
Количество секций 6 кВ на ТЭЦ выбираем равным числу котлов – четырем.
Резервное питание секции СН осуществляется от резервной магистрали связанной с резервным трансформатором СН.
Многочисленные потребители СН напряжением 04 кВ присоединяются к секциям 04 кВ получающим питание от трансформаторов 6 – 04 кВ. Трансформаторы 6 – 04 кВ установлены преимущественно в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении на топливном складе на ОРУ и т. д. Для поддержания необходимого уровня напряжения на СН трансформаторы имеют РПН.
РУ 6 кВ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины разделяются на секции таким образом на каждый блок приходится по две секции которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Каждая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.
Питание собственных нужд каждого блока от двух секций дает возможность при отказе или ремонте на одной из секций сохранить в работе блок хотя бы и при пониженной нагрузке (50–60 %). На каждой секции предусматривается ввод автоматически включаемого резервного питания (АВР).
Общестанционная нагрузка по рабочим секциям распределяется равномерно. При этом не выделяются отдельные секции и трансформаторы для питания общестанционной нагрузки.
Для питания шин 04 кВ к которым подключаются мелкие двигатели электроприемники и прочие нагрузки необходима установка понижающих трансформаторов 604 кВ.
С учетом всех требований и рекомендаций составлена схема питания собственных нужд 6 кВ и 04 кВ.
Выбор рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд осуществляем по заданному проценту расхода на СН (смотри выше). Пускорезервный трансформатор выбирается на ступень мощности выше чем ТСН блока а РТСН выбирается по мощности протекаемой по основному ТСН но большей на 50 %.
Выбор трансформаторов собственных нужд рассмотрен ранее.
Для обеспечения технологического процесса и надежности электроснабжения предусмотрена установка цеховых трансформаторов собственных нужд 604 кВ которые распределяются следующим образом. В зависимости от мощности потребителей на 04 кВ блока на каждом блоке устанавливается 2 или 3 трансформатора 604 кВ мощностью 1000 кВА. Один питает потребителей машинного отделения другие - котельного. Устанавливают также дополнительные трансформаторы для питания нагрузок расположенных на ОРУ вентиляторов системы охлаждения трансформаторов освещения компрессоров и.т.д. Резервирование рабочих трансформаторов 604 кВ осуществляется установкой дополнительных трансформаторов. Основные секции РУ 04 кВ питаются от трансформаторов 604 кВ через автоматические выключатели.
Должна быть обеспечена бесперебойность питания секций и сборок 04 кВ. Электродвигатели ответственных секций и сборок 04 кВ механизмов собственных нужд питаются от разных секций 04 кВ.
Основные механизмы собственных нужд приведены в пункте 4 данного проекта. Основными потребителями являются двигатели электроприводов таких механизмов как: конденсатный насос КСД–140–1403 вентилятор
ВДН–25х2 дымосос ДОД–285 ГМ и сетевой насос СЭ 2000–100.

10 Оперативный ток на ТЭЦ.doc

10 ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК НА ТЭЦ
Оперативный ток служит для питания вторичных устройств к которым относятся оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики аппаратуры дистанционного управления аварийная и предупреждающая сигнализация и др. При нарушениях нормальной работы станции оперативный ток в некоторых случаях используется для аварийного освещения и для электроснабжения особо ответственных механизмов собственных нужд.
От источников оперативного тока требуется повышенная надежность поэтому их мощность должна быть вполне достаточной для надежного действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях а напряжение должно отличаться высокой стабильностью. Эти же требования высокой надежности приводят к необходимости повышенного резервирования источников оперативного тока и их распределительных сетей.
Самым надежным источником питания оперативных цепей считаются аккумуляторные батареи. Большим преимуществом их является независимость (полная автономность) от внешних условий что позволяет обеспечивать работу вторичных устройств даже при полном исчезновении напряжения в основной сети станции.
Другим немаловажным достоинством этого источника является способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки необходимость в которых возникает при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей.
Источники постоянного оперативного тока обладают высокой надежностью однако крупным их недостатком является большая стоимость как самих аккумуляторных батарей так и сети оперативного тока которая при централизованном распределении неизбежно получается очень сложной и сильно разветвленной.
Источниками переменного оперативного тока являются трансформаторы собственных нужд и измерительные трансформаторы тока и напряжения осуществляющие питание вторичных устройств непосредственно или через промежуточные звенья – конденсаторные устройства блоки питания или специальные выпрямительные агрегаты.
Расчет аккумуляторной батареи.
На основании таблицы 10.1 построена диаграмма изменения нагрузки постоянного тока ТЭЦ (рисунок 10.1).
Рисунок 10.1 - Диаграмма изменения нагрузки постоянного тока ТЭЦ
Таблица 10.1 – Расчет токов нагрузки
Окончание таблицы 10.1
Привод выключателя VD4P-2.06.25
Привод выключателя МГУ–20–906300У3
Преобразовательное устройство связи
Электродвигатель маслонасоса смазки
Привод выключателя ВЭК–220–402000
Рассчитаем количество аккумуляторов:
где – напряжение в нормальном режиме подзаряда;
– напряжение подзаряда [1].
Определим емкость батареи:
где – площадь графика;
– соответственно масштаб по оси тока и по оси времени.
Напряжение АБ в конце аварии не снижалось ниже 175 В.
Определяем типовой номер АБ по времени разряда:
где – максимальный толчковый ток определяемый по рисунку 12.1.
Принимаем аккумуляторную батарею типа BAREN 10 OGi 800. Десятичасовая емкость 800 Ач.
Определяем подзарядный ток:
где – подзарядный ток АБ принимаем 5 А на каждые 100 Ач емкости батареи;
– постоянная составляющая тока нагрузки.
Аккумуляторная батарея работает в режиме подзаряда от выпрямительного агрегата типа ВАЗП–380220–4080.
Устанавливаем два подзарядных устройства.
Т. к. ток заряда АБ меньше 90 А то второе подзарядное устройство используется как зарядный агрегат.

09 Расчет релейной защиты ТСН.doc

9 ВЫБОР РЗА ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ И РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ ТСН
1 Выбор релейных защит генераторов
Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждения увеличения быстродействия уменьшения или полного устранения мертвых зон.
К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:
– Междуфазные КЗ в обмотке статора и на его выводах. Это наиболее тяжелый вид повреждения так как сопровождается протеканием больших токов и как следствие значительными повреждениями обмотки и железа статора.
– Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.
– Двойные замыкания на землю одно из которых возникло в обмотке статора а второе - во внешней сети;
– Замыкания между витками одной фазы в обмотке статора.
– Прохождения в обмотке статора тока выше номинального обусловленного внешним КЗ.
– Перегрузки токами обратной последовательности.
– Перегрузки обмотки ротора током возбуждения.
– Замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения.
– Замыкания на землю в двух точках цепи ротора.
– Асинхронного режима с потерей возбуждения.
– Прохождения в обмотке статора тока выше номинального обусловленного внешним КЗ;
– Прохождения в обмотке статора тока обусловленного симметричной перегрузкой.
Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается в трех фазах быстродействующая продольная дифференциальная защита действующая на отключение. Защита действует на отключение всех выключателей генератора на гашение поля а также на останов турбины. В зону действия защиты кроме генератора входят соединения генератора со сборными шинами ТЭЦ. Продольная дифференциальная токовая защита выполняется с током срабатывания не более 06Iном. Контроль неисправности токовых цепей защиты предусматривается при токе срабатывания защиты не более Iном. Защита выполняется трёхфазной трёхрелейной.
Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора предусмотрена токовая защита реагирующая на полный ток замыкания на землю или на его составляющие высших гармоник. Используем блок-реле БРЭ–1301 в исполнении ЗЗГ–12. Для её включения установлены трансформаторы тока нулевой последовательности непосредственно у выводов генератора.
Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора применяется поперечная дифзащита без выдержки времени основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей статора [9].
Для защиты генераторов от токов обусловленных внешними несимметричными КЗ а также от перегрузки током обратной последовательности предусматриваем токовую защиту обратной последовательности действующую на отключение с двумя выдержками времени.
Для защиты генераторов от внешних симметричных КЗ предусмотрена максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения выполняемая одним реле тока включённым на фазный ток и одним минимальным реле напряжения включённым на междуфазное напряжение. Ток срабатывания защиты около (13–15)Iном а напряжениие срабатывания составляет примерно (05–06)Uном. Устройства защиты от внешних КЗ должны действовать только на отключение блока от сети выключателями на стороне ВН. При отказе какого-либо из этих выключателей защита от внешних КЗ должна с помощью УРОВ гасить поле генератора.
Защита генератора от токов обусловленных симметричной перегрузкой выполнена в виде максимальной токовой защиты действующей на сигнал с выдержкой времени и использующей ток одной фазы статора. Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.
Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения генератора предусмотрена в одном комплекте на три генератора. Защита включается в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения выявляемого при периодическом контроле изоляции. Защита действует на отключение выключателя генератора и гашение поля или на сигнал.
Для защиты цепей возбуждения (ротора) генератора от замыкания на землю предусматриваем специальную релейную защиту действие ее основано на принципе моста постоянного тока плечи которого составляют сопротивления цепи возбуждения и специального потенциометра [9]. Защита включается в работу только при появлении устойчивого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения и является защитой от появления второго замыкания на землю в цепи возбуждения. Защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию который выполняется переносным. При замыкании на землю в одном месте цепи возбуждения генератор может продолжать работать. В измерительной цепи устанавливается максимальная токовая защита действующая на сигнал.
Фильтровая защита обратной последовательности применяется для защиты генератора от внешних КЗ и для защиты генератора от несимметричных перегрузок [9].
Резервные защиты. Для резервирования защит от внутренних КЗ (ближнее резервирование) устанавливается резервная дифференциальная защита действующая на отключение выключателя и на гашение поля генератора и на пуск УРОВ на стороне ВН.
2 Выбор релейных защит трансформаторов
Для силовых трансформаторов а также ТСН предусматриваем релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы [9]:
– многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;
– однофазных замыканий на землю;
– внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и “пожара стали” магнитопровода);
– сверхтоков в обмотках обусловленных внешними КЗ;
– сверхтоков в обмотках обусловленных перегрузкой (если она возможна);
– понижения уровня масла;
– защита от повышения давления.
При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.
Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных трансформаторов а также ТСН предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.
Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока установленных со стороны звезды силового трансформатора соединяют в треугольник а вторичные обмотки трансформаторов тока установленных со стороны треугольника силового трансформатора – в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащигы была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации) при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ–21.
На рабочих и пускорезервных трансформаторах собственных нужд электростанции применяется продольная дифзащита. Наиболее простой схемой выполнения продольной дифзащиты является дифференциальная токовая отсечка которая применяется в случаях когда она удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется в продольной дифзащите используют реле типа ДЗТ–21.
На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой предусматриваем дифзащиту с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими [9]. Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток обеспечивающих требуемую чувствительность.
Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на всех трансформаторах ТЭЦ применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением имеющих расширители и осуществляется с помощью поплавковых лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от “пожара стали” магнитопровода возникающего при нарушении изоляции между листами стали [9].
Для защиты блочных трансформаторов от внешних КЗ применяем токовую защиту нулевой последовательности.
3 Выбор релейных защит шин
Короткие замыкания на шинах ТЭЦ возникают из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов втулок выключателей и измерительных трансформаторов тока а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями [9]. Повреждения на шинах маловероятны. Однако учитывая весьма тяжелые последствия к которым эти повреждения могут привести необходимо иметь защиту действующую при повреждении шин. В качестве защиты шин применяем дифференциальную токовую защиту.
Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения.
3.1 Дифференциальная токовая защита шин напряжением 220 кВ.
Дифференциальная токовая защита шин напряжением 220 кВ электрической станции охватывает все элементы которые присоединены к системе. При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [9]. Как и любая дифференциальная защита дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности защиты используем реле типа РНТ. Чувствительность защиты считается достаточной если при КЗ на шинах кч ³ 2 .
3.2 Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6–10 кВ.
Выполняется по упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей электрической энергии. Такая защита называется неполной дифференциальной токовой [9].
Защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и вторую ступени. Первая ступень токовая отсечка без выдержки времени является основной. Вторая ступень максимальная токовая защита резервирует первую ступень и защиты отходящих линий не охваченных дифференциальной защитой.
4 Выбор релейных защит двигателей
Дифференциальная защита в трехфазном исполнении используется для защиты от междуфазных КЗ двигателей мощностью 2000 кВт и выше. Дифференциальная защита выполняется с использованием трех реле с торможением типа ДЗТ–11.
Токовая отсечка применяется на двигателях мощностью менее 4000 кВт от тех же повреждений что и дифзащита.
Токовая защита нулевой последовательности предназначена для защиты двигателей от замыканий на землю выполненной на реле типа РТЗ–51.
Защита минимального напряжения предназначена для облегчения условий самозапуска двигателей ответственных механизмов.
Токовая защита от перегрузки устанавливается на двигателях подверженных перегрузкам [9].
5 Расчет релейной защиты ТСН
Для защиты питающих элементов СН от внутренних повреждений а также от внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на элементах питаемых от этих шин применяются соответствующие типы релейной защиты реагирующие на эти повреждения и действующей на отключение питающих элементов. Кроме того на питающих элементах СН применяются защиты от ненормальных режимов работы например от перегрузки действующие на сигнал.
На трансформаторах СН питающих потребителей РУСН 6 кВ основными быстродействующими защитами являются дифференциальная защита и газовая защита резервными – дистанционная защита.
Выберем уставки защит рабочего трансформатора СН 106 кВ ТДНС-1000035 присоединенного к ГРУ. Методика расчета по [17].
Дифференциальная токовая защита используется в качестве основной быстродействующей защиты ТСН от всех видов КЗ в обмотках трансформатора на его выводах и в соединениях с шинами высшего и низшего напряжений.
По принципу действия дифференциальная токовая защита не реагирует на внешние КЗ и на токи нагрузки а действует только при КЗ в зоне защиты. Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока установленными по концам защищаемого элемента.
В настоящее время дифференциальная защита трансформаторов выполняется с помощью дифференциального трехфазного реле типа ДЗТ-21. Такая защита обладает высокой чувствительностью так как благодаря применению время импульсного принципа в сочетании с процентным торможением обеспечивается отстройка от бросков тока намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при внешних КЗ.
Расчет дифференциальной защиты выполненной на реле типа ДЗТ-21 состоит из определения минимального тока срабатывания защиты выбора ответвлений трансреактора рабочей цепи реле вариантов включения промежуточных автотрансформаторов тока и определения коэффициента торможения.
Определим вторичные токи в плечах защиты соответствующие полной номинальной мощности трансформатора:
По (10.1) для стороны 10 кВ трансформатора:
Для стороны 63 трансформатора где значение тока выходит за пределы номинальных токов трансреактора рабочей цепи реле (25 – 5 А) более чем на 05 А должны быть установлены промежуточные автотрансформаторы тока.
Промежуточный автотрансформатор (АТ) подключается так чтобы к трансреактору реле присоединялось его крайнее ответвление. Для АТ-32 с ответвление 1 – 2. К трансформатору тока подключается ответвление 1-7 из условия с .
Вторичный ток подводимый к рабочей цепи реле для плеча где установлен АТ:
Определим номинальные токи рабочих ответвлений от обмотки трансреактора реле:
Принимаем для низкой стороны ближайший ток к рассчитанному 363 – четвертое ответвление.
Рассчитаем ток ответвления промежуточного ТТ цепи торможения реле:
Принимаем что соответствует первому ответвлению ТА.
Определяем первичный ток срабатывания защиты
где - коэффициент отстройки от тока намагничивания принимаемый равным 03.
Проверяем отстройку от расчетного тока небаланса в режиме соответствующем «началу торможения» по формуле (10.2):
где - коэффициент отстройки.
Первичный тормозной ток
Уставку «начала торможения» рекомендуется принимать равной .
Составляющая тока небаланса вызванная погрешностью трансформаторов тока:
где коэффициент учитывающий переходный режим;
коэффициент однотипности ТТ принимаемый равным 1 при использовании разнотипных ТТ;
= 01 полная погрешность ТТ.
Составляющая тока небаланса вызванная регулированием напряжения на трансформаторе
где - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на трансформаторе для трансформатора ТДНС-400010 .
Составляющая тока небаланса обусловленная несовпадением расчетных и номинальных токов используемых ответвлений трансреактора TAV:
По формуле (10.2) первичный тормозной ток:
Тогда по (10.2) с учетом формул (10.3) – (10.5) имеем
При выбранных номинальных токах ответвлений трансреактора реле TAV определим относительный минимальный ток срабатывания при отсутствии торможения для каждого из плеч защиты в долях от номинального тока трансреактора в этом плече.
Коэффициент торможения kт равный тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле рекомендуется принимать равным 09 и проверять по условию обеспечения не действия защиты от максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего к.з. по формуле (9.7).
При этом ток к.з. определяем при Xтснмин подсчитанном по Uк%мин = 71%. Для этого пересчитаем сопротивление ТСН:
Производим расчет по программе ТКZ скорректировав файл исходных данных (приложение Б).
Составляющие тока небаланса находим по формулам (9.4) (9.5) (10.6) тогда суммарный ток небаланса:
Относительное значение тока небаланса в рабочей цепи:
Относительное значение тока торможения:
Тогда коэффициент торможения по формуле (10.7):
Расчетный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется по формуле (10.8):
определяется по формулам (10.4) (10.5) (10.6) при этом а .
Принимаем уставку срабатывания отсечки .
Определим первичный ток срабатывания отсечки:
Так как 2040 2985 то на реле устанавливаем уставку :
Чувствительность защиты всегда обеспечивается и проверка ее не обязательна.
Газовая защита применяется как основная защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа. Она также реагирует на понижение уровня масла. Газовая защита выполняется с помощью газового реле поставляемого комплектно с трансформатором.
При слабом газообразовании или незначительном понижении уровня масла защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникающем при повреждениях в нутрии кожуха трансформатора или при значительном понижении уровня масла газовая защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора от источника питания.
Так как данный трансформатор имеет устройство РПН предусматривается дополнительная газовая защита реагирующая на газообразование вызванное повреждением в отсеке РПН и действующая без выдержки времени на отключение трансформатора от сети.
В качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная защита. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган (или омметр) определяющий удаленность (дистанцию) к.з. от места включения защиты. В качестве дистанционного органа используются реле минимального сопротивления включенные по 90-градусной схеме на междуфазное напряжение и разность фазных токов реагирующие на сопротивление пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении.
Дистанционная защита на вводах к секциям 6 кВ.
Сопротивление срабатывания дистанционной защиты:
где коэффициент надежности;
коэффициент возврата реле.
Суммарное эквивалентное сопротивление всех полностью заторможенных двигателей участвующих в самозапуске:
Суммарный пусковой ток по таблице 5.1.
Тогда сопротивление срабатывания защиты по формуле (9.9):
Сопротивление срабатывания реле:
Для защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания регулируемую от 025 до 40 Ом.
Выдержка времени защиты составляет 03 с применяется реле времени РВ-01.
Зона резервирования дистанционной защиты с коэффициентом чувствительности kч=12 составляет:
Дистанционная защита на стороне 105 кВ.
Сопротивление срабатывания защиты принимается равным половине минимального сопротивления срабатывания защиты на стороне 6 кВ трансформатора:
Выдержка времени защиты принимается на ступень больше чем выдержка времени защиты на стороне 6 кВ - 06 с.
Защита от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных перегрузок. Она выполняется с одним реле тока включенным на ток одной фазы. Она реагирует на симметричные перегрузки которые одинаковы во всех фазах и действует с выдержкой времени на сигнал что позволяет дежурному персоналу принять меры для ее ликвидации.
Ток срабатывания реле защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:
Дуговая зашита выполняется во всех шкафах КРУ 6 кВ с целью снижения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой внутри ячейки. Для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей установленных в шкафах и связанных с положением откидной крышки являющейся разгрузочным клапаном. При возникновении дуги повышается давление газов внутри шкафа что вызывает откидывание крышки. При нормальном закрытом положении крышки контакт конечного выключателя разомкнут. Дуговая защита выполнена с контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции.
Схема защиты рабочего трансформатора СН 106 кВ ТДНС-1000035 присоединенного к ГРУ приведена на листе 4 дипломного проекта.

01 ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА.doc

1 ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА
ТЭЦ – это тепловая станция отработавшее тепло которой используется для теплоснабжения потребителей. Необходимость строительства ТЭЦ определяется требованиями покрытия тепловых нагрузок в данном населенном пункте или части его к расчетному году. Расчетным считается год к моменту наступления которого ТЭЦ должна достигнуть своей проектной мощности и войти в режим нормальной эксплуатации. Таким образом необходимо определить характер и величину теплового потребления в районе строительства станции к расчетному году.
Зададимся тем что проектируемая ТЭЦ должна покрывать тепловую нагрузку микрорайона города с числом жителей человек (к году ввода в эксплуатацию) и производственные нужды промышленного предприятия с выпуском продукции единиц в год и удельным расходом тепла на единицу продукции 20 ГДжед. тепловая нагрузка ТЭЦ будет смешанной. Цена топлива у.е.т.у.т. [диплом мазура 7].
Удельный расход тепла на одного жителя на отопление и горячее водоснабжение q = 25 ГДжчел.год [диплом мазура 7].
Определим годовую потребность тепла:
Суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ:
где ТС – КПД тепловых сетей.
Средняя тепловая нагрузка:
где – число часов использования максимума.
Принимая αч – коэффициент теплофикации по [7] равным 05 часовая нагрузка отборов составит:
Годовое потребление тепла промышленным предприятием производящее единиц продукции в год с удельным расходом тепла на единицу продукции :
Необходимое годовое производство тепла на ТЭЦ на производственные нужды:
где К – коэффициент учитывающий расход тепла на СН;
ПС – КПД паровых сетей.
Принимая αч – коэффициент теплофикации по [7] равным 085 часовая нагрузка отборов составит:
Сравним эффективность ТЭЦ с конденсационной электростанцией такой же электрической мощности и котельной такой тепловой мощности.
Критерием сравнения вариантов тепло- и электроснабжения микрорайона будут выступать приведенные затраты которые определяются:
где – нормативный коэффициент оценки капитальных вложений (процентная ставка по вкладам в банке);
К – капитальные вложения;
И – текущие издержки.
Капитальные вложения:
где – удельные капитальные вложения в станцию у.е.кВт;
где – издержки на топливо;
– издержки на амортизацию;
– издержки на обслуживание.
где – расход топлива т;
– цена топлива у.е.т.у.т.
где – норма амортизационных отчислений %.
где – коэффициент отчислений на обслуживание.
Определим приведенные капитальные затраты для ТЭЦ мощностью МВт и паропроизводительностью Гкалчас для которой установленной мощности.
где – расход топлива на выработку электрической энергии кВтч;
– расход топлива на выработку тепловой энергии Гкал.
где – выработанная электроэнергия кВт;
– удельный расход топлива на выработку электрической энергии г.у.ткВтч;
Q – выработанная тепловая энергия Гкал;
– удельный расход топлива на выработку тепловой энергии т.у.тГкал.
Объем выработанной электрической и тепловой энергии в год определяется как:
где Р – электрическая мощность станции МВт;
– число часов использования максимальной электрической нагрузки;
Q – паропроизводительность Гкалч;
– число часов использования максимальной тепловой нагрузки.
В результате получаем:
Аналогично определим капитальные вложения в КЭС и котельную считая что удельные капитальные вложения в КЭС составляют 1000 у.е.кВт установленной мощности а удельные капитальные вложения в котельную – 250103 у.е.Гкал удельные расходы топлива на выработку электрической и тепловой энергии составляют соответственно 340 г.у.т.кВтч и 150 г.у.т.Гкал. Норма амортизационных отчислений для КЭС и котельной составляет 4 % [7].
Разница приведенных затрат составляет:
Таким образом строительство ТЭЦ экономически более выгодно так как дешевле на 24 %.

ВВЕДЕНИЕ.doc

Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии – теплоту свет механическую и химическую энергию обеспечивает высокую степень автоматизации комфортные условия на рабочем месте при ее использовании не загрязняется окружающая среда. На применении электричества основано использование принципиально новых прогрессивных технологических процессов высокоэффективных машин и механизмов обеспечивающих всестороннюю механизацию.
Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом используются теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Использованием тепла “отработавшего” в турбинах пара для нужд промышленного производства а также для отопления кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением то есть выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ вырабатывается 50% всей электроэнергии вырабатываемой в Республике Беларусь.
Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении.
Размещение ТЭЦ непосредственно в крупных промышленных центрах повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Для снижения негативного экологического воздействия энергопроизводящих установок первостепенное значение приобретает политика сбережения энергии.
Целью настоящего дипломного проекта является проектирование электрической части ТЭЦ–300 МВт.
В данном дипломном проекте так же рассматриваются вопросы выбора и расчета теплового оборудования защит трансформатора оперативного тока на ТЭЦ охраны труда охраны окружающей среды и расчет технико-экономических показателей электрической станции.

06 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ И ....doc

6 ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
1 Выбор коммутационных аппаратов
Выключатели выбираются по расчётным параметрам которые сравниваются с параметрами гарантируемыми заводами-изготовителями.
Выбираем выключатели:
– по напряжению установкиUуст ≤ Uном;– по длительному токуIмакс ≤ Iном.
По отключающей способности составляющей тока КЗ:
– симметричной Iп. Iном.откл;
– ассиметричной (×Iп. + iа.) ≤ ×Iном.откл ×(1 + ном)
ном – номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе;
iа. – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения
– наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения
дугогасительных контактов с.
Проверяем выключатели:
– на электродинамическую стойкость Iп.о ≤ Iдин.с iу ≤ iдин
где Iдин.с – действующее значение предельного сквозного тока КЗ кА;
iдин – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ кА.
– на термическую стойкость Bк ≤ Iт2×tт
где Bк – тепловой импульс тока КЗ А×с2;
Iт – предельный ток термической стойкости (по каталогу) кА;
tт – длительность протекания тока термической стойкости с.
Для упрощения все расчёты и выбор сводим в таблицы.
Таблица 6.1 – Выбор выключателей в ОРУ 220 кВ
Выключатель ВЭК–220–402000 У1
=×5849 + +3202 = 1147 кА
×Iном.откл×(1 + bном) = ×63×(1 +
Ток динамичес-кой стойкости
Номинальный тепловой импульс
Bк = 8232× ((001 + 0.04)+014) =
Iт2×tт = 632×3 = 3200 кА2×с
Таблица 6.2 – Выбор разъединителей в ОРУ 220 кВ
Iт2×tт = 402×3 = 4800 кА2×с
Таблица 6.3 – Выбор выключателей в ОРУ 110 кВ
Выключатель ВЭК–110–402000 У1
×Iном.откл×(1 + bном) = 8033 кА
Таблица 6.4 – Выбор разъединителей в ОРУ 110 кВ
Таблица 6.5 – Выбор выключателя в цепи с генератором на ГРУ
×Iном.откл×(1 + bном) = 153 кА
Iт2×tт = 32400 кА2×с
Таблица 6.6 – Выбор разьеденителя в цепи с генератором на ГРУ
Iт2×tт = 40000 кА2×с
Таблица 6.7 – Выбор выключателей в цепи собственных нужд (ТФ–80)
×Iном.откл×(1 + bном) = 28284 кА
Таблица 6.8 – Выбор выключателей в цепи собственных нужд (ТФ–160)
Окончание таблицы 6.8
Таблица 6.9 – Выбор выключателей за линейным реактором
×Iном.откл×(1 + bном) = 44194 кА
Выбор секционного реактора производим по току протекающему по ГРУ: .
Выбор линейного реактора производим по току протекающему по нагрузке отходящей к потребителю. Соответственно выбираем линейный реактор РБ10–1600–025У3 по току .
Таблица 6.10 – Выбор секционного реактора
Ток динамиче-ской стойкости
2 Выбор трансформаторов тока
По напряжению установки:
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
По конструкции и классу точности.
По электродинамической стойкости:
где – ударный ток КЗ по расчёту;
– кратность электродинамической стойкости по каталогу;
– номинальный первичный ток трансформатора тока.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.
По термической стойкости
где – тепловой импульс по расчёту;
– кратность термической стойкости по каталогу [стр. 301 6].
По вторичной нагрузке:
где – вторичная нагрузка трансформатора тока;
– номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Выбираем трансформаторы тока для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВФ–63–2У3 включенного на сборные шины 10кВ.
Перечень необходимых измерительных приборов выбираем из справочной литературе по таблице 4.9 [8]. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом марки ГРТЕ–10–5140–250 то выбираем соответственно трансформаторы тока встроенные ТШ–20–80005 [стр. 540 6].
Таблица 6.11 - Сравнение расчётных и каталожных данных трансформатора
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке (в таблице6.12) пользуясь каталожными данными приборов определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.
Таблица 6.12 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счётчик активной энергии
Ваттметр (машинный зал)
Общее сопротивление приборов:
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 составляет 12 Ом [стр. 301 6]. Сопротивление контактов принимаем 01 Ом тогда сопротивление проводов:
Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40м определяем сечение:
Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 25 мм2.
По аналогии выбираем остальные трансформаторы тока и сводим в таблицу 6.13.
Таблица 6.13 – Сводная таблица трансформаторов тока
Место установки трансформаторов тока
Тип трансформатора тока
ТФЗМ 110Б-III-20001
Автотрансформатор связи:
Блок генератор-трансформатор:
Трансформатор СН блока:
Трансформатор СН ГРУ:
Секционный выключатель
3 Выбор трансформаторов напряжения
По напряжению установки
По конструкции и схеме соединения обмоток.
где – номинальная мощность в выбранном классе точности;
– нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения.
Выбираем трансформатор напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора.
В цепи комплектного токопровода выбираем трансформаторы напряжения ЗОМ–110 ЗНОМ-10 [стр. 540 6] к которым присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора.
Подсчёт нагрузки основной обмотки приведён в таблице 6.14.
Таблица 6.14 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения ЗОМ и ЗНОМ
Потребляемая мощность одной катушки В·А
Общая потребляемая мощность
Окончание таблицы 6.14
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Сравнение расчётных и каталожных данных трансформатора напряжения сведено в таблицу 6.15.
Таблица 6.15 - Сравнение расчётных и каталожных данных трансформатора
напряжения ЗОМ и ЗНОМ
По аналогии выбираем остальные трансформаторы напряжения и сводим в таблицу 6.16.
Таблица 6.16 – Сводная таблица трансформаторов напряжения
Место установки трансформаторов напряжения
Тип трансформатора напряжения
Реактированные потребительские линии

07 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РУ.doc

7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РУ
Основное электрическое оборудование электростанции и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
1 Токоведущие части от выводов генератора до ГРУ
Соединение выполняем пофазно-экранированным комплектным токопроводом. Выбираем ГРТЕ-10-8550-250 по таблице 9.13 [1]:
Проверяем токопровод:
Следовательно токопровод выбран правильно.
Между турбинным отделением и ГРУ соединение выполним гибким подвесным токопроводом. Выберем гибкий подвесной токопровод согласно рекомендациям.
где jэ = 11Амм2 – экономическая плотность тока принимаемая по таблице 4.4 [2].
Выбираем два несущих провода АС-500204 тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Число проводов А-500:
Принимаем 8 проводов.
Выбираем токопровод 2хАС-500204+8хА-500.
Расстояние между фазами D=3м.
Проверяем по допустимому току:
Пучок гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения поэтому проверка на термическую стойкость не проверяется.
Проверяем токопровод по условиям схлестывания:
Сила взаимодействия между фазами:
Сила тяжести 1 м токопровода с учетом массы колец 16 кг; масса 1 м провода АС-500204 – 298 кг провода А-500 – 138 кг по таблице 7.35 и 7.33 соответственно [1] стр.427:
Принимая время действия релейной защиты tсрб=01с; находим tэк=01+005=015 с:
где h – стрела провеса из [2] h=25 м.
По диаграмме (рис. 4.9 [2] для значения ) находим bh=0.14 αкз=80 и далее b=01425=0.35м.
Допустимое отклонение фаз:
схлестывание не произойдет так как bbдоп
Все соединения внутри закрытого РУ 10 кВ включая сборные шины выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.
Выбор производим по току самого мощного присоединения (генератор ТФ–80–2У3).
Ток нормального режима:
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима:
Т.к. сборные шины по экономической плотности тока не выбираются то их сечение выбираем по условию нагрева допустимым наибольшим током ремонтного или послеаварийного режима:
где Iдоп – допустимый ток для шин выбранного сечения А.
Принимаем по табл. 7.6 алюминиевые шины коробчатого профиля 2(175×80×8) мм2 сечением 2×2440 мм2 Iдоп = 6430 А:
Т.о. имеем Imax = 5788 Iдоп = 6430 А т.е. условие выполняется.
Проверяем сборные шины на термическую стойкость.
Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:
где Вк - тепловой импульс
С = 91 Ас12 мм2 по табл. 5.2 [1];
Таким образом выбранные шины термически стойки.
Проверяем выбранные шины на механическую прочность. Расчет производим без учета колебательного процесса в механической конструкции так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления Wy0-y0 = 250 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по табл. 4.3:
расч = ф max + п = 147+0 доп = 75 Мпа
где п = 0 при жестком соединении элементов шин коробчатого профиля.
Шины механически прочны.
Выбираем опорные изоляторы ИО–10-4250квУ3:
Поправка на высоту коробчатых шин
Принимаем для крепления сборных шин опорные изоляторы типа ИО-10-4250квУ3
Выбираем проходной изолятор ИП-106300-425У2:
Проверяем изолятор на механическую прочность:
3 Ошиновка в цепи генератора в пределах ГРУ
Номинальный ток генератора (нормальный режим)
Наибольший ток в цепи генератора:
Ошиновку в пределах закрытого РУ выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины коробчатого профиля 2(175×80×8) мм2 такие же как для сборных шин. Расчетный ток КЗ в цепи генератора Iпо = 10401 кА меньше чем на сборных шинах поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойкая.
Проверка шин на механическую прочность.
Принимаем что шины расположены в горизонтальной плоскости швеллеры шин соединены жестко в местах крепления шин на изоляторах (lп =l). Расчетный ток iуд =111986 кА тогда напряжение в материале шин при взаимодействии фаз по формуле (4.20)
где Wф = Wy0-y0 = 250 см3 .
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос по формулам (4.24) и (4.25)
где h = 150 мм = 015 м; Wп = Wy-y = 25 см3 по табл. ;
расч = ф + п = 4185+34517 = 38702 МПа доп = 75 МПа
поэтому шины механически прочны.
Выбор изоляторов. Выбираем опорные изоляторы ИО-10-20У3:
Проходные изоляторы по току Imax выбираем типа ИП-106300-4250У2 Fразр = 425 кН:
4 Ошиновка в цепи реактора и в шкафах КРУ
В цепях линий 6-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами.
Выбор производим по допустимому току.
Принимаем по [4] алюминиевые однополосные шины (100×8) мм2 сечением 797 мм2 А.
Что больше наибольшего тока.
Проверка на термическую стойкость
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
Что меньше выбранного. Следовательно шины термически стойки.
Проверка на электродинамическую стойкость
Момент инерции поперечного сечения шины
где b h – линейные размеры шины.
Частота собственных колебаний
где l – длина пролета между изоляторами.
Так как частота собственных колебаний превышает 200 Гц то на электродинамическую стойкость шины проходят.
Напряжение в материале шины
Момент сопротивления шины
5. Кабельные линии к потребителю
Определим ток номинальной нагрузки:
А. Определим экономическое сечение проводника:
где для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией с алюминиевыми жилами (ААШв).
Принимаем трехжильный кабель 3×240 Iдоп.ном = 355 А.
Проверяем кабель по допустимому току:
Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока КЗ Вк = 395 кА2·с(смотреть таблицу 5.3)
Минимальное сечение по термической стойкости:
Получается что кабель проходит по всем условиям конечный выбор ААШв (3×240).
6 Токоведущие части от стены ГРУ до выводов ТСН
Соединение выполняется гибким токопроводом. Сечение выбираем по экономической плотности тока j = 11 Амм2 [таблица 4-1 8]:
Принимаем два провода в фазе АС–9516 с параметрами d = 135 мм Iдоп = 330 А фазы расположены горизонтально.
Проверяем провода по допустимому току:
Проверку на термическое действии тока согласно ПУЭ не проводим.
7 Кабель от ТСН до РУ собственных нужд
Принимаем трехжильный кабель 3×240 Iдоп.ном = 390 А.
Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока КЗ Вк = 8004 кА2·с(смотреть таблицу 5.3)
8 Токоведущие части от отпайки к автотрансформатору связи до резервного ТСН.
Принимаем по [4] алюминиевые однополосные шины (80×6) мм2 сечением 477 мм2 А.
Механический расчет однополосных шин производим по (10.14).
9 Токоведущие части от резервного ТСН к РУ собственных нужд
Соединение выполняем закрытым токопроводом [стр. 540 6]. Выбираем ТЗК-6-1600-51:
10 Токоведущие части от выводов автотрансформатора связи до сборных шин 220 кВ
Токоведущие части от выводов 220 кВ автотрансформатора до сборных шин РУ 220 кВ выполняем гибким токопроводом выбираем сечение по экономической плотности тока:
; принимаем АС - 30039.
11 Сборные шины 220 кВ
Выбор производим по току самого мощного присоединения:
Принимаем провод АС–18524 с параметрами d = 189 мм Iдоп = 520 А фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.
Проверка на схлёстывание в данном случае не производится так как Iп0 Iп0.доп = 20 кА.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Начальная критическая напряженность электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода; [1];
Среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:
где D – расстояние между соседними фазами [1].
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленных проводов:
Таким образом провод АС-18524 по условиям короны не проходит. Выбираем провод АС-24039 с минимально допустимым диаметром для напряжения 220 кВ: d = 216 мм Iдоп = 610 А.
12 Токоведущие части от выводов автотрансформатора связи до сборных шин 110 кВ
Токоведущие части от выводов 110 кВ автотрансформатора до сборных шин РУ 110 кВ выполняем гибким токопроводом выбираем сечение по экономической плотности тока:
13 Токоведущие части от выводов генератора до блочного трансформатора и отпайка к ТСН
Соединение выполняем пофазно-экранированным комплектным токопроводом [стр. 540 6]. Выбираем ГРТЕ-20-10000-300:
14 Токоведущие части от ТСН до РУ собственных нужд
15 Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до сборных шин 110 кВ
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин РУ 110 кВ выполняем гибким токопроводом выбираем сечение по экономической плотности тока:
; принимаем два провода в фазе АС - 50027.
16 Сборные шины 110 кВ
Принимаем два провода в фазе АС–24032 с параметрами d = 216 мм Iдоп = 605 А.
Проверка по условиям коронирования не производится т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм2.

03 ВЫБОР ОСНОВНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО....doc

3 ВЫБОР ОСНОВНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
1 Расчет принципиальной тепловой схемы
1.1 Исходные данные для расчета.
Принимаем тепловую схему существующей турбоустановки ПТ-135165-13015. Турбина имеет 7 регенеративных отборов промышленный и теплофикационные [15].
Для расчета принимаем следующие исходные данные: ; МВт; ; ; . Данные по состоянию пара в отборах турбины приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1– Параметры пара в отборах турбины
1.2 Построение процесса в i(s) диаграмме.
Принимаем потери в регулирующих клапанах 3 % в перепускных трубах 2 % в диафрагме ЧНД 5 %; относительный внутренний КПД: ЦВД – 08; ЦСД – 084; ЦНД – 078 [15].
Необходимо уточнить давление в ПНД:
Температуру обратной сетевой воды принимаем равной tос=65оС.
Коэффициент теплофикации aтф=065 отсюда:
Отсюда уточним давления по турбоустановке:
Давления в ПВД изменяются незначительно поэтому принимаем их по таблице 3.1. По рассчитанным данным строим процесс расширения i(s) диаграмме на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Процесс расширения пара в hs-диаграмме
1.3 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации
Уточняем давление в подогревателях:
гдеDР – потери давления в паропроводах отборов принимаем 6 %.
Температура воды в подогревателях:
гдеdt – температурный напор принимаем 4 оС в ПВД 2 оС в ПНД.
Принимаем давление воды в ПНД 15 МПа в ПВД:
Рв=125 Ро=125 ×1275=1594 МПа.
Коэффициент недовыработки отборов:
Рассчитанное состояние пара и воды приведено в таблице 3.2.
Таблица 3.2. – Состояние пара и воды в системе регенерации
1.4 Расчет расширителей непрерывной продувки
Для расчета расширителей непрерывной продувки воспользуемся схемой потоков пара и воды приведенной на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2. – Схема к расчету расширителей
Давление в расширителе:
Рр1=РД+DР=11 ×РД=11× 0588=06468 МПа.
По Рр1 находим: hp1`=679 кДжкг; hp1``=2761 кДжкг.
По давлению в барабане котла Рбар=14 МПа находим hпр=h`бар=1562 кДжкг.
Рр2=РД+DР=11 ×РД=11× 0118=01298 МПа;
hp2`=45842 кДжкг; hp2``=26908 кДжкг.
Принимаем КПД расширителей hр=098. [15].
Тепловой баланс расширителей:
1.5 Расчет сетевой установки
Схема сетевой установки изображена на рисунке 2.3.
Рисунок 3.3. – Сетевая установка
Принимаем Gпод=2% Gсв ; tдп=40°С [15];
1.6 Составление баланса пара и воды
Принимаем расход пара на турбину Gт=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД Go=Gт+Gпрупл=1015×Gт.
Паровая нагрузка парогенератора Gпе=Go+Gут=1012 Go=1027 Gт
где потеря от утечек через неплотности Gут=0012 Go=001218 Gт.
Расход питательной воды Gпв=Gпе+Gпр=1005 Gпе=1032 Gт
где расход продувочной воды Gпр=0005×Gпе=0005135 Gт.
Приведенный расход продувочной воды G`пр=Gпр-Gp1= Gпр-0409 Gпр=0591 Gпр. Расход добавочной воды: Gдоб=Gут+G`пр+Gпроиз=001218×Gт+0591×0005135×Gт+425=0015 Gт+425 кгс .
1.7 Расчет системы ПВД
Схема к расчету системы ПВД показана на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4. – Система ПВД
Температура пара поступающего в ОП:
tоп1=236+20=256оС; tоп2=212+20=232оС; tоп3=187+20=207оС.
Энтальпия пара поступающего в ОП:
hоп1=2894 кДжкг; hоп2=28649 кДжкг; hоп3=281945 кДжкг.
Температура и энтальпия воды перед ОП:
кДжкг; кДжкг; кДжкг.
Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:
кДжкг где Pд=6 ата ;
Энтальпия дренажей ПВД:
Расход пара уплотнений подаваемый на подогреватель:
Энтальпия пара уплотнений:
Тепловой баланс для ПВД 1:
Тепловой баланс для ПВД 2:
Тепловой баланс для ПВД 3:
Уточненный расчет ПВД
Оценка нагрева воды в охладителях пара:
Уточнение температур и энтальпий питательной воды:
Уточненные тепловые балансы ПВД:
1.8 Расчет деаэратора питательной воды
Схема для расчета деаэратора питательной воды показана на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5. – Деаэратор питательной воды
Составим уравнение материального баланса:
гдеGпв=1032; Gвып=0002×Gок; Gр=0002;
32+0002× Gок=0141+Gд+Gок+0002
Уравнение теплового баланса:
Отсюда Gок=0881; Gд=0889-0998× 0881=00098.
1.9 Расчет деаэратора 0112 МПа
Схема для расчета атмосферного деаэратора изображена на рисунке 3.6.
Рисунок 3.6. – Деаэратор добавочной воды
Gдв=Gут+G`пр+05×Gпроиз=001218×Gт+0591×0005135×Gт+425=0015×Gт+425 кгс ;
Составим систему уравнений теплового и материального балансов:
1.10 Расчет системы ПНД
Схема для расчета атмосферного деаэратора изображена на рисунке 2.7.
Рисунок 3.7. – Система ПНД
МПа; ts4=152оС; t24=150оС; h24=633 кДжкг; hп4=2904 кДжкг;
МПа; ts5=131оС; h25=554 кДжкг; hп5=2808 кДжкг;
МПа; ts6=118оС; h26=496 кДжкг; hп6=2752 кДжкг;
МПа; ts7=93оС; hп7=383 кДжкг; hдр7=381 кДжкг;
=496 кДжкг; Gв=278 кгс; =383 кДжкг; Gн=2975 кгс;
hвд=4228 кДжкг; Gвд=1004+001698×Gт.
Составим баланс для ПНД4:
Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД 5-6 связанных дренажными насосами.
Составим систему уравнений :
11 Расчет ПНД7 ОУ ОЭ
Схема для расчета ПНД7 охладителя уплотнений и охладителя эжекторов изображена на рисунке 3.8.
Рисунок 3.8 – Система ПНД7 ОУ ОЭ
Рассчитаем ПНД 7 ОУ ОЭ как один смешивающий подогреватель.
Примем G7=0 Gоэ=0002 Gт [15]
Расход пара в конденсатор:
Тепловой баланс для ПНД 7 ОУ и ОЭ:
Оценим энтальпию h27.
В этом месте зададимся примерным расходом Gт=205 кгс ;
Отсюда кДжкг значит линия рециркуляции работает. Но больше чем в таблице состояния пара и воды в системе регенерации [15] следовательно ПНД 7 не работает.
1.12 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности
Расход пара при конденсационном режиме:
Расход пара на турбину:
Погрешность определения мощности составляет .
2 Укрупненный расчет теплогенерирующей усчтановки
2.1 Исходные данные к расчету.
Исходные данные [19] к расчету котлоагрегата БКЗ-420-140 ГМ приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. – Исходные данные к расчету котла БКЗ-420
Паропроизводительность
Давление свежего пара
Температура перегретого пара
Температура уходящих газов
Сопротивление газового тракта
Сопротивление воздушного тракта
Температура питательной воды
Для расчетов примем следующий состав газа содержание по компонентам которого приведено в таблице 3.2.
Таблица 3.2. – Состав газа (в процентах)
2.2 Выбор температуры уходящих газов.
Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на экономичность работы парогенератора так как потери тепла с уходящими газами являются наибольшими даже в сравнении с суммой других потерь. Снижение температуры уходящих газов на 12-160С приводит к повышению КПД котлоагрегата примерно на 1%.
Однако глубокое охлаждение уходящих газов требует увеличение размеров конвективных поверхностей нагрева и во многих случаях связано с низкотемпературной коррозией. Оптимальные значения температуры уходящих газов для различных топлив и параметров пара устанавливается на основании технико-экономического расчета. Так как в качестве топлива используется природный газ принимаем температуру уходящих газов tух=1100С [12].
2.3 Выбор температуры подогрева воздуха.
Для открытых камерных топок при сжигании природного газа оптимальная температура подогрева воздуха определяется по формуле:
tоптг.в=tп.в+40+07(tух-120) 0С
где:tп.в- температура питательной воды
tух- температура уходящих газов.
tоптг.в=230+40+07(110-120)=2630С
Температуру предварительного подогрева воздуха на входе в воздухоподогреватель предотвращающий низкотемпературную коррозию принимаем равную t’вп=300С [19].
2.4 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания.
Объемы продуктов сгорания и воздуха по общепринятой методике [12] выражаются в кубических метрах при нормальных условиях на 1кг сжигаемого топлива (твердого или жидкого) или на 1м3 газообразного.
Теоретический объем воздуха:
V0=00476[(m+n4)CmHn+05(CO+H2)+15H2S-O2] м3м3;
V0=00476×[(1+44)×940+(2+64)×08+(3+84)×02+(4+104)×005]=915 м3кг
Теоретический объем продуктов сгорания:
V0N2=079V0+001N2 м3м3;
V0N2=079×915+001×395=7268 м3м3
VRO2=001[mCmHn+CO2+CO +H2S] м3м3;
VRO2=001×[×9402×083×024×05+10]=0974 м3м3;
V0H2O=001[n2CmHn+H2+H2S+0124dг+161V0] м3м3;
гдеdг- влагосодержание газообразного топлива; при расчетной температуре 100С
V0H2O=001×[2×940+3×08402+5×005+0124×10+161×915]=207 м3м3;
Для расчета действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам парогенератора принимаем коэффициент избытка воздуха в верхней части топки т и присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева
Коэффициент избытка воздуха т выбираем в зависимости от топочного устройства и вида сжигаемого топлива =005 (топочные камеры при сжигании природного газа с металлической наружной обшивкой).
Присосы воздуха в поверхностях нагрева котлоагрегата [12] приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3. – Присосы воздуха в поверхностях нагрева
Поверхности нагрева
Фестоны ширмовый перегреватель на выходе из топки
Конвективный перегреватель 1-ой ступени
Конвективный перегреватель 2-ой ступени
Конвективный перегреватель 3-ей ступени
Водяной экономайзер 1-ой ступени
Регенеративный воздухоподогреватель
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры получается прибавлением к т соответствующих присосов воздуха т.е.
гдеn – номер поверхности нагрева по ходу дымовых газов.
Расчет объёмов продуктов сгорания в поверхностях нагрева представлен в таблице 3.4..
2.5 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания .
Для всех видов топлив энтальпии теоретических объёмов воздуха и продуктов сгорания при расчетной температуре определяются по формулам:
I0г=(VR02CR02+ V0H20CH20+ V0N2CN2)t кДжкг
Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха определяется по формуле:
Значение принимается за газоходами .
В приведенных выше формулах Cв CR02 CH20 CN2- теплоёмкости воздуха трёхатомных газов водяных паров и азота при постоянном давлении кДжм3×К. Их значения приведены в таблице 3.5
2.6 Коэффициент полезного действия котлоагрегата.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по формуле:
ка100-(q2+q3+q4+q5+q6) %
гдеq2 – потеря теплоты с уходящими газами;
q3- потеря теплоты с химическим недожогом;
q4- потеря теплоты с механическим недожогом;
q5- потеря теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата;
q6- потеря теплоты с физическим теплом шлаков.
При сжигании природного газа потери теплоты с механическим недожогом и физическим теплом шлаков отсутствуют т.е. q4=0 и q6=0 потерю теплоты с химическим недожогом принимаем q3=05% [12]. Потери тепла от наружного охлаждения котлоагрегата определяем при помощи таблицы 3.6.
Таблица 3.4. – Объёмы продуктов сгорания в поверхностях нагрева
Таблица 3.5. – Средние теплоёмкости воздуха и газов от 0 °С до t °С кДжм3К
Таблица 3.6 – Зависимость потери q5 от паропроизводительности котла
Паропроизводительность котла D тч
Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:
q2 =((Iух-ухI0хв)(100-q4))Qрр %
гдеIух - энтальпия уходящих газов определяется по величине tух из таблицы кДжкг;
I0хв- энтальпия холодного воздуха при расчетной температуре tхв=300С и =1
I0хв=395×V0=395×915=36142 кДжм3
По таблице определяем энтальпию уходящих газов при tух =1100С Iух=2064 кДжм3;
Располагаемое тепло на 1 м3 газа принимаем равным низшей теплоте сгорания газообразного топлива т.е. Qрр = Qрн=344224 кДжм3 .
q2 =((2064-138×36142)(100-0))344224=51 %
Коэффициент полезного действия котлоагрегата :
ка100-(51+05+04)=940 %
2.7 Определение расхода топлива.
Расход топлива определяется по следующей формуле:
гдеDпе -расчетная производительность котлоагрегата кгс;
Dвт -расход пара на вторичный перегрев кгс;
Dпр - расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата кгс;
B=(1167×(3485-9937)+1167×(16515-9937))(094×344224)=9 кгс;
3 Выбор вспомогательного оборудования
3.1. Выбор питательных насосов.
Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5%:
Выбираем один питательный насос 100% производительности с одним резервным на складе типа ПЭ-850-65 с электродвигателем АЗ-2000 (по ГОСТ 23104-78) [15].
3.2 Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:
Выбираем два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа КсВ 200- 200 (по ГОСТ 6000-79) [15].
3.3 Выбор циркуляционных насосов
Исходя из условия что на каждый блок ставится по 2 циркуляционных насоса (без резервного) выбираем 8 насосов ОПВ5-87 :
3.4 Выбор сетевых подогревателей
Сетевые подогреватели выбираем по рекомендации [15] типа ПСГ-1300-3-8 с параметрами: поверхность нагрева 1300 м2; расход воды 2500 тч; число входов воды n=4.
3.5 Выбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбираем по расходу сетевой воды Gсв=2286 тч в количестве двух штук типа СЭ2500-60 [15].
3.6 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей
Конденсатные насосы сетевых подогревателей выбираем:
- для верхнего сетевого подогревателя один рабочий и один резервный на расход Gсв=1042 тч типа КСД 140-1403 [15];
- для нижнего сетевого подогревателя один рабочий без резерва типа КСД 140-1403 [15] а в случае выхода его из строя имеется каскадный слив конденсата.
3.7 Выбор подогревателей низкого давления
Подогреватели низкого давления выбираем типа ПНД-400-26-7VM в количестве четырех штук; подогреватели высокого давления в количестве трех штук типа ПВД-800-230-32 [15].
3.8 Выбор деаэраторов
Деаэраторы выбираем пропускной способностью 2778 кгс с деаэраторной колонкой типа ДП-100 17 и деаэраторным баком типа ВД-65-1 [15] геометрической вместимостью 78 м3.
3.9 Выбор редукционно-охладительной установки
Редукционно-охладительную установку для резервирования производственного отбора турбоагрегата выбираем на производительность 350 тч типа РОУ-350-13713 температура свежего пара 560оС редуцированного пара 270оС.
3.10 Выбор вентилятора и дымососа
Вентилятор и дымосос должны надежно обеспечивать подачу воздуха в топку и удаление продуктов сгорания из котлоагрегата при всех его режимах работы поддерживая заданное разряжение или давление в топке. При этом на привод вентилятора и дымососа должно расходоваться минимально возможное количество электроэнергии.
Производительность вентилятора определяется по формуле:
Qв=b1Bр×(aт+ Daв + aвп+ aпл +xрц) ×V0в× (tхв+273)273
производительность дымососа по формуле:
Qд=b1Bр×( Vг+DaV0в) × (tг+273)273
где:Bр -расчетный расход топлива м3ч;
V0в -теоретический расход воздуха м3м3;
Vг - объем продуктов сгорания при aт м3м3;
aтDaв aвпaпл - коэффициент избытка воздуха в топке увеличение за счет присосов в газоходах увеличение за счет потерь воздуха в воздухоподогревателе уменьшение за счет поступления воздуха в топку из системы пылеприготовления;
tхв tг- температура воздуха поступающего в вентилятор и газов поступающих в дымосос 0С
b1 - коэффициент запаса по производительности принимаемый равным 105;
xрц - доля рециркулируемого воздуха при подаче части горячего воздуха из воздухоподогревателя в вентилятор.
Qв=105×32400×(105+013+02+01)×915(30+273)273=5113252 м3ч
Qд=105×32400(1077+033*915) ×(110+273)273=658141 м3ч
Заводом-изготовителем характеристика вентилятора и дымососа дается для воздуха с давлением его 760 мм рт.ст. поэтому при выборе машины производительность и давление приводим к заводским условиям. При этом расчетная производительность машины:
Qрпр= Vв ×760hбар м3ч
гдеhбар -барометрическое давление мм.рт.ст.
Принимаем барометрическое давление hбар=735 мм.рт.ст.
Расчетная производительность дымососа:
Qдпр= 5113252 ×760735=5287172 м3ч
Расчетная производительность вентилятора:
Qвпр= 658141 ×760735=6805267 м3ч
Расчетное полное давление:
гдеKj- коэффициент приведения полного давления к заводским условиям.
Значение определяется по формуле:
гдеj0- удельный вес газа или воздуха при температуре 0 0С и давлении 760 мм.рт.ст.(принимаем j0=13);
T- температура воздуха или газа перед машиной К;
Tзав- температура воздуха перед машиной по заводской характеристике К;
Коэффициент Kj для дымососа:
Коэффициент Kj для вентилятора:
Полное давление вентилятора или дымососа определяется по формуле:
гдеDHп - перепад полных напоров по воздушному или газовому тракту котлоагрегата Па;
b2- коэффициент запаса по давлению принимаемый равным 11.
Полное давление вентилятора:
Полное давление дымососа:
Hд =102×2985=30447 Па
Крупный паровой котел оснащают двумя дутьевыми вентиляторами и двумя дымососами. Подача дымовых газов параллельно работающими дымососами и воздуха дутьевыми вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10%. Один дымосос и один вентилятор должны обеспечивать не менее половинной нагрузки котла.
Исходя из полученных результатов и выше указанного условия выбираем вентиляторы типа ВДН-28-11; и дымосос типа ДН-26-2 [12]. Характеристики выбранных тягодутьевых машин приведены в таблице 3.10.
Таблица 3.10. – Характеристики тягодутьевых машин
Полное давление Р Па
Температура газов t 0С
Частота вращения n обмин

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.doc

В данном дипломном проекте была разработана электрическая часть ТЭЦ–300 МВт.
Для этого вначале была обоснована необходимость сооружения ТЭЦ затем было выбрано основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование.
Были разработаны варианты структурных схем выдачи мощности. Исходя из экономического сравнения вариантов выбрана расчетная структурная схема и разработана главная схема соединений.
Произведен расчет токов короткого замыкания для дальнейшего выбора коммутационной и измерительной аппаратуры и токоведущих частей.
Выбрана схема электроснабжения собственных нужд и разработана конструкция распределительных устройств.
Рассмотрена контрольно–измерительная система релейная защита и автоматика ТЭЦ. Выполнен расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд ТМ–400010.
Рассмотрен вопрос оперативного тока на ТЭЦ. Осуществлен выбор аккумуляторной батареи.
Рассмотрены вопросы компоновки электростанции охраны труда и окружающей среды.
В дипломном проекте также был осуществлен расчет технико-экономических показателей работы ТЭЦ–300 который показал выгодность постройки станции.

Генеральный план.dwg

Площадка для разгрузки оборудования
Аппаратная маслохозяйства
Подъемные резервуары запасной воды
Насосная водоснабжения
Артезианские скважины
Газораспределительный пункт
Подземный резервуар пенообразователя
Насосная пожаротушения
Приемные резервуары мазута
Сливные лотки с ходовым мостиком
Пруд-отстойник дождевых стоков
Площадка для металлоконструкций
Шламоотвал кислотной промывки
Административный корпус
Пождепо на 2 автомашины
Открытое распределительное устройство 110 кВ
Помещение релейного щита и компресорной
Открытое распределительное устройство 220 кВ
Открытая установка трансформаторов
Главный щит управления
ЦРМ с материальным складом
БНТУ-ДП-106112-ДО-2007
Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
Генеральный план станции

содерж.doc

Обоснование необходимости строительства
Выбор единичной мощности агрегатов и структурной схемы
Выбор основного тепломеханического оборудования ТЭЦ и расчет тепловой схемы
Разработка главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд
Выбор коммутационной и измерительной аппаратуры
Разработка конструкций ОРУ и схемы релейной защиты блока
Охрана труда и окружающей среды
Технико-экономические показатели
Список использованных источников

ведомость.doc

ВЕДОМОСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
Задание по дипломному проектированию
Пояснительная записка
Главная схема электрических соединений
План и разрез ГРУ 10 кВ
План и разрезы РУ 110 кВ
Схема собственных нужд
Принципиальная схема РЗ ТСН
Принципиальная тепловая схема

План и разрез ГРУ.dwg

БНТУ - ДП - 106112 - ДО - 2007
Вентиляционный канал
ГРУ-10 кВ с одной системой сборных шин секционным и линейными реакторами: а) поперечный разрез б) схема заполнения 1 - трансформатор тока; 2 - проходной изолятор; 3 - камера генераторного выключателя; 4 - привод выключателя; 5 - блок сборных шин; 6 - блок шинных разъединителей; 7 - привод шинных разъединителей и заземляющих ножей; 8 - камера группового реактора; 9 - шинопровод; 10 - ячейки КРУ;
Технический проект Электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт