Проектирование конденсационной электростанции мощностью 900 МВт

блокирови ОРУ.doc

7.3.ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ БЛОКИРОВКА В РУ
Электромагнитная блокировка необходима для правильного выполнения операций с разъединителями отделителями и заземляющими ножами разъединителей и отделителей. С ее помощью предотвращаются неправильные действия персонала которые могут привести к аварии и при необходимости могут задаваться последовательности выполняемых работ с разъединителями при оперативных переключениях.
Для электромагнитной блокировки сеть выпрямленного постоянного тока 220 В. В качестве контактов используют блок-контакты разъединителей и заземляющих ножей. Между рабочими и собственными заземляющими ножами предусмотрена механическая блокировка. Для электромагнитных блокировок применяются электромагнитные замки с ключами.
Электромагнитные блокировки выполняются с соблюдением следующих правил [2]:
Нельзя коммутировать рабочий ток в цепи разъединителем если нет параллельной обходной цепи.
Нельзя включать рабочий нож разъединителя на заземленный участок схемы.
Нельзя включать заземляющий нож разъединителя если с данного участка схемы не снято напряжение.
С помощью электромагнитной блокировки может задаваться последовательность работы с рабочими ножами разъединителя.

Копия 19-25.doc

Рис.4.1.Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии
По [1 табл.8.8 и 8.9 с.488-489] определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.
Таблица4.2.Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования
Время восстановления
При расчёте учитывалось время пуска блока ТП=1ч. и время оперативных переключений ТОП=0.5ч.
1.4.Определение дисконтированных затрат
Период времени t год.
Коэффициент дисконтирования dt=1(1+Е)2.
Капитальные вложения и затраты Кt+Зt т.р.
Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt т.р.
Суммарные дисконтированные затраты
2. Расчет дисконтированных затрат для 2-го варианта схемы
2.1.Определение капитальных затрат
Таблица4.3. Стоимость и количество электрооборудования для выбранной схемы выдачи мощности
Блочные трансформаторы на 500кВ
Блочные трансформаторы на 220кВ
Трансформаторы собственных нужд
Резервный трансформатор собственных нужд
Блочные выключатели на 500кВ
Блочные выключатели на 220кВ
Выключатели в цепи АТ на 500кВ
Выключатели в цепи АТ на 220кВ
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН
Выключатель у РТСН со стороны ВН
Генераторные выключатели
Таким образом капитальные затраты составляют:
2.2.Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:
Определим годовые потери электроэнергии DWпот в трансформаторах.
По [2 рис.4.1 с.79-81] определим коэффициент b. b=1.15 при Tmax=(6000÷-6100)ч.
По [2 рис.4.2 с.79-81] t=3700 при Tma t=3800 при Tmax=6100ч.
По [1 табл.8.17 с.498] определим плановое время ремонта энергоблока
По [1 табл.8.8 с.488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр=50ч.
Суммарные издержки определятся следующим образом:
2.3.Определение ущерба
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
В данном случае имеем Pрезсист=410МВт что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС следовательно при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.
Таким образом ни ущерба от отключения потребителей (Уоткл) ни частотного ущерба (Участ) ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.
Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС
(см. рис.4.2. табл.4.4).
Рис.4.2.Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии
Таблица4.4.Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования
На основе полученных результатов делаем вывод – экономически эффективней и выгодней первый вариант схемы выдачи мощности.
Схема представленная на рис.4.1.
СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИЙ
Система собственных нужд (СН.) электростанции объединяет в своем составе рабочие машины обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов станции (парогенераторов турбин синхронных генераторов); электродвигатели которые приводят рабочие машины в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии) обеспечивающие электроснабжение двигателей С.Н.; ряд статических потребителей (освещение электродвигатели и т.д.).
К системе С.Н. предъявляются два основных требования: достаточная надежность и высокая экономичность функционирования. При реализации указанных требований важная роль отводится выбору рабочих машин и электродвигателей к ним проверке правильности выбора в режиме пуска и самозапуска [12].
1. ВЫБОР ДВИГАТЕЛЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Электродвигатели являются основными потребителями собственных нужд (»90%) так как приводят в движение множество механизмов собственных нужд станции.
Надежная работа механизмов собственных нужд обеспечивается наилучшим образом когда в качестве привода используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели более сложны в плане конструктивного исполнения зато менее чувствительны к снижениям напряжения в сети С.Н. и более экономичны если применяются в качестве привода мощных механизмов. Электродвигатели постоянного тока более сложны в эксплуатации и менее надежны. Они применяются тогда когда требуется плавное регулирование скорости.
2. СОСТАВЛЕНИЕ КАРТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Карта собственных нужд составляется для блочной и общестанционной нагрузки напряжением 6 кВ включая все трансформаторы и электродвигатели. Она представляет собой набор рабочих машин обслуживающие основные агрегаты электростанции (парогенераторы. турбоустановки синхронные генераторы) а также общестанционные устройства и установки ( топливоподача химводоочистка золоудаление маслянное и мазутное хозяйство компрессорная и т.д.). При формировании карты механизмов С.Н. учитывается распределение рабочих машин (и приводящих их в действие электродвигателей) между секциями РУ собственных нужд. Это относится как к блочной так и к общестанционной нагрузке.
3. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР ТСН
Распределив электродвигатели и трансформаторы С.Н. 604 кВ между секциями 6 кВ определяем номинальную мощность рабочих ТСН блоков. Номинальная мощность рабочих ТСН блоков выбирается по расчетной нагрузке всех присоединений электроприемников так чтобы не допустить перегрузки. Расчетная нагрузка от двигателей 6 кВ определяется по выражению:
Ррасч- расчетная мощность на валу i-го двигателя.
Кд1- расчетный коэффициент.
Кд1= Кр* Кнср(ср* cos φср)09 где
Кр- коэффициент одновременности максимумов нагрузок двигателей.
Кнср ср cos φср- средние значения коэффициента загрузки и коэффициента мощности двигателя.
Расчетная нагрузка электроприемников второй ступени напряжения (04 кВ) присоединенных к ТСН через трансформаторы 604 кВ определяется по выражению:
Sрасч=Кт2*Sном.т2 где
Sном.т2- номинальная мощность i-го трансформатора
Кт209- расчетный коэффициент.
Таким образом суммарная расчетная нагрузка ТСН одного блока составит:
Для наиболее загруженного ТСН второго блока по карте собственных нужд определяем суммарную расчетную нагрузку:
Sрасч=09*[(255+375+320+690+910+590+520+705+1000+1000)+(255+375+320++690+455+
+590+520+2000)+(1000+1000+1000+1000+1000)+(2000+250+400+250+1250+1000)]=
Номинальная мощность ТСН выбирается исходя из условия:
Sном.ТСН≥ Sрасч.ТСН;
Предварительно были выбраны для блоков ТСН ТРНДС-2500035 ;
Т.к. условие выполняется то окончательно принимаем трансформаторы ТРНДС-2500035.
В качестве РТСН принимаем трансформатор типа ТРНДС присоединенный к обмотке НН АТ (ТРНДС-2500035). На КЭС блочного типа при наличии генераторных выключателей устанавливается один РТСН на каждые 4 машины [2]. Исходя из этого условия устанавливаем один РТСН.

Выбор схем РУ500.doc

7. ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ РУ
Схемы РУ повышенных напряжений входят в состав электростанций различных типов и районных подстанций. К этим РУ подключаются потребительские линии линии системообразующей сети и межсистемных связей трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд.
Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надежность как выдачи станцией мощности так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надежность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.
Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований [3]:
ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединения;
воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;
трансформаторы блоков отключается от РУ не более чем тремя выключателями;
автотрансформаторы связи двух РУ отключается не более чем шестью выключателями на обоих РУ и не более чем четырьмя в одном из РУ;
отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий а также одновременному отключению нескольких линий если при этом нарушается устойчивость параллельной работы системы;
при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока а в ремонтном режиме РУ- не более двух блоков при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.
В виду отсутствия агрессивной среды и тяжелых природных условий Центрального района отдается предпочтение РУ открытого типа.
1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ОРУ 220 кВ
В соответствии с нормами технологического проектирования выбор главных схем производится по надёжности. Для схем имеющих одинаковую надёжность делается сравнение вариантов по технико-экономическим показателям.
Требования по надёжности к станциям блочного типа:
На блочных станциях отказ любого из выключателей кроме секционного и шиносоединительного не должен как правило приводить к отключению более одного блока и нескольких линий. При отказе секционного или шиносоединительного выключателей допускается отключение двух блоков. Отказ любого из выключателей не должен как правило приводить к отключению транзита мощности на напряжение 110 кВ и выше.
Выбор схемы производится таблично-логическим методом.
Принимаем к рассмотрению схему 32 (две рабочие системы шин с подключением присоединения через два выключателя) для ОРУ-220кВ.
Схема представлена на рис.7.1.
Рис.7.1.Главная схема электрических соединений ОРУ-220кВ
2.ВЫБОР СХЕМЫ ОРУ 500 кВ
Для РУВН напряжением 500 кВ выбираем схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения т.е. схему 32.Схема обладает рядом существенных достоинств [4]:
схема обладает высокой надежностью т.к. все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах;
при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе.
К недостаткам схемы можно отнести следующее [4]:
отключение КЗ на линии двумя выключателями что увеличивает количество ревизий выключателей;
удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений т.к. одна цепь должна присоединяться через два выключателя;
снижение надежности схемы если количество линий не соответствует числу трансформаторов;
усложнение цепей релейной защиты;
увеличение числа выключателей в схеме.
Для РУВН 500 кВ с числом присоединений равному пяти также можно выбрать схему пятиугольника.
В дипломном проекте рассмотрим два варианта схем: схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения (рис.7.2.) и схему пятиугольника ( рис.7.3.).
Расчет надежности РУ осуществляется таблично-логическим методом а сравнение вариантов производится по дисконтированным затратам и ущербу от аварийного снижения выдачи мощности.
Рассмотренные варианты схем РУВН представлены на рис.7.2 и рис.7.3. Таблицы оценки надежности представлены соответственно для каждой схемы (табл.7.2. и табл.7.3.). После заполнения таблиц надежности осуществляется расчет величины ущерба от снижения выдачи мощности по каждой схеме. Определяются показатели надежности схем и рассчитываются затраты. На основании их сравнения выбирается наиболее экономичный вариант.
Рис.7.2.Главная схема электрических соединений ОРУ-500кВ
Расчёт показателей надёжности схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Показатели надёжности [1 табл.8.8-8.18 с.487-499] элементов ОРУ необходимые для определения ущерба сведены в табл.7.1.
Таблица7.1.Показатели надёжности элементов РУ
Определим показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов).
Определим показатели надёжности сборных шин.
Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:
Определим показатели надёжности блока.
[ч] – среднее время работы блока в году;
Определим показатели надёжности автотрансформатора.
Определим показатели надёжности выключателей Q61 и Q82 которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.
Определим показатели надёжности выключателя Q60 который коммутирует отходящие линии и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателей Q62 Q71 Q72 которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателя Q81 который коммутирует блок и сборные шины.
Определим показатели надёжности выключателя Q80 который коммутирует блок и отходящие линии.
Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.
Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени TвiTрj.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi³Tрj.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени TвiTрj.
Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл.7.2.
Таблица7.2.Таблица надёжности для схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Ремонтируемый элемент
Определение ущерба в схеме 32 (ОРУ-500кВ)
Определим системный ущерб возможный в рассматриваемой схеме (см. рис.7.2.).
Определение дисконтированных затрат схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Определим капитальные затраты. По [3 табл.П.5.4 с.638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.
Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п.5.2).
Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.
Период времени t год.
Коэффициент дисконтирования dt=1(1+Е)2.
Капитальные вложения и затраты Кt+Зt т.р.
Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt т.р.
Суммарные дисконтированные затраты
Рис.7.3.Главная схема электрических соединений ОРУ-500кВ
Расчёт показателей надёжности схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определим показатели надёжности выключателя Q1 который коммутирует сборные шины блок и отходящие линии.
Определим показатели надёжности выключателей Q2 Q3 и Q4 которые коммутируют сборные шины отходящие линии и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателя Q5 который коммутирует сборные шины блок и автотрансформаторы связи.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении сборных шин на ремонт сборных шин в момент времени TвiTрj.
Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл.7.3.
Таблица7.3.Таблица надёжности для схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определение ущерба в схеме пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определим системный ущерб возможный в рассматриваемой схеме (см. рис.7.3.).
Определение дисконтированных затрат схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Из расчетов видно что схемы равноэкономичны но т.к. ущерб от аварийного снижения выдачи мощности схемы пятиугольника больше то окончательно на РУВН 500 кВ выбираем схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 32).

Копия Выбор выключателей и раз-лей.doc

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
1.ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выбор выключателей производится по:
oнапряжению Uуст Uном;
oтоку Iмакс.прод Iном.
Проверку выключателей производим по:
oэлектродинамической стойкости;
oтермической стойкости;
oотключающей способности;
1.1.Проверка выключателей установленных на ОРУ-500кВ
На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВГУ-500Б-403150У1.
Таблица8.1.Параметры блочных выключателей на стороне ВН
!Синтаксическая ошибка F
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Номинальный ток отключения
Нормированное содержание апериодической составляющей
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения
Предельный сквозной ток
Номинальный ток включения
Начальное действующее значение периодической составляющей
Продолжение табл.8.1.
Время отключения (сприводом)
Собственное время отключения (сприводом)
Собственное время включения (сприводом)
Минимальная безтоковая пауза приАПВ
Выбор выключателей по напряжению:
Uуст Uном; 500 = 500 кВ.
Выбор выключателей по току:
Проверим выключатели по электродинамической стойкости:
; 102кА>25.8173 кА где - допустимый ударный ток.
Проверим выключатели по термической стойкости (Та принимаем по [3 табл.3.8 с.150]):
- тепловой импульс - время действия релейной защиты - полное время отключения выключателя - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;
00кА2×с>17.477кА2×с.
Проверим выключатели по отключающей способности:
- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе - номинальный ток отключения выключателя;
где - собственное время отключения выключателя;
Проверим выключатели по току включения:
Проверка элегазовых выключателей по ПВН не производится.
Окончательно выбираем выключатели типа ВГУ-500Б-403150У1.
1.2.Проверка выключателей установленных на ОРУ-220кВ
На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-220-402000У1.
Таблица8.2.Параметры блочных выключателей на стороне СрН
Продолжение табл.8.2
Uуст Uном; 220 = 220 кВ.
00кА2×с>63.716кА2×с.
Проверка данных выключателей по ПВН не производится.
Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-220-402000У1.
1.3.Проверка выключателя установленного на стороне НН автотрансформатора (перед РТСН)
Предварительно выбран выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.
Таблица8.3.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.8.3.
Полное время отключения
Uуст Uном; 20 = 20 кВ.
Проверим выключатель по электродинамической стойкости:
; 300кА>136.1884 кА.
Проверим выключатель по термической стойкости (Та принимаем по [3 табл.3.8 с.150]):
100кА2×с>731.5943кА2×с.
Проверим выключатель по отключающей способности:
Проверим выключатель по току включения:
Окончательно выбираем выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.
1.4.Проверка генераторных выключателей
Предварительно выбран выключатель типа ВГМ-20-9011200У3 данный выключатель не проходит проверку по току включения [150кА.192.5692 кА.] поэтому выбираем ВВГ-20-16012500У3.
Таблица8.4.Параметры генераторного выключателя
Продолжение табл.8.4.
; 410кА>192.5692 кА.
2400кА2×с>21212.614кА2×с.
; 385кА>192.5692 кА.
Окончательно выбираем выключатель типа ВВГ-20-16012500У3.
1.5.Проверка выключателей собственных нужд
Предварительно выбраны выключатели типа ВВЭ-10-3151600У3.
Таблица8.5.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.8.5.
78кА2×с>55.431кА2×с.
Окончательно выбираем выключатель типа ВВЭ-10-3151600У3.
2.ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Выбрать разъединители требуется для ОРУ-500кВ и ОРУ-220кВ для выключателя на стороне НН автотрансформатора и для генераторных выключателей.
Выбор разъединителей производится по:
Проверку разъединителей производим по:
oтермической стойкости;
2.1.Выбор разъединителей на ОРУ-ВН (500кВ)
Предварительно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-5003200У1 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.6.Параметры разъединителей на ОРУ-ВН
Стойкость при сквозных ТКЗ
Ток термической стойкостидопустимой время его действия
Выбор разъединителей по напряжению:
Uуст Uном ; 500кВ =500кВ.
Выбор разъединителей по длительному режиму:
Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):
Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):
38кА2×с>17.477кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-5003200У1.
2.2.Выбор разъединителей на ОРУ-СрН (220кВ)
Предварительно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-2203200У1 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.7.Параметры разъединителей на ОРУ-СН
Uуст Uном ; 220кВ =220кВ.
Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):
Окончательно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-2203200У1.
2.3.Выбор разъединителей перед РТСН
Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-206300У3 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.8.Параметры разъединителя перед РТСН
Uуст Uном ; 20кВ =20кВ.
000кА2×с>731.5943кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-206300У3.
2.4.Выбор разъединителей для генераторных выключателей
Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-2012500У3 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.9.Параметры генераторных разъединителей
9600кА2×с>21212.614кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-2012500У3.

Копия 1-18.doc

В данном дипломном проекте выполнен расчет конденсационной электростанции мощностью 900 МВт. Для спроектированной ГРЭС выбрано основное и вспомогательн6ое электрическое и теплоэнергетическое оборудование.
В энергетической части произведен расчет тепловой схемы выдачи мощности разработана схема собственных нужд а также главная электрическая схема станции. Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей рассчитаны токи короткого замыкания. Дипломный проект включает в себя разработку компоновки и конструкций электрической части станции расчет заземляющих устройств и молниeзащиты.
В дипломный проект входят разделы: разработка вопросов охраны труда обзор методов диагностики коммутационной аппаратуры изучение принципа действия и анализ её работы описание релейной защиты и автоматики и организационно-экономическая часть.
Паротурбинные электростанции вырабатывающие электрическую энергию оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). Эти станции сокращенно называют ГРЭС (государственные районные электрические станции).
В отечественных энергосистемах на долю КЭС приходится приблизительно три четверти вырабатываемой энергии.
В соответствии с заданиями на проектирование предполагаемый район сооружения ГРЭС – центральный регион Российской Федерации. КЭС обычно сооружают вблизи мест добычи топлива транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая электроэнергия передается к местам потребления по линиям электропередачи.
На проектируемой КЭС в качестве основного топлива используется уголь который транспортируется по железной дороге.
Важнейшим условием определяющим место строительство мощной КЭС является наличие источника водоснабжения. Для проектируемой ГРЭС предусматривается прямоточная система водоснабжения.
КЭС недостаточно маневренны. Это означает что подготовка к пуску синхронизация набор нагрузки блока требуют значительного времени: от 3 до 6 часов. Поэтому КЭС работают в базовой части графика нагрузки.
При сгорании топлива в атмосферу выбрасываются окислы серы и азота а также углекислый газ который накапливается в верхних слоях атмосферы. В результате с течением времени может произойти потепление на земле («парниковый эффект»). Для снижения негативного экологического воздействия энергопроизводящих установок первостепенное значение приобретает политика сбережения энергии. Основными тенденциями развития КЭС является освоение новых видов энергетических топлив и разработка новых способов преобразования энергии.
Сейчас в России производится 800 млрд. кВт ч в год. Износ основного фонда на станциях составляет 60%. По подсчетам специалистов к 2010 году при нормальном росте экономики (4% ВВП в год) объем выработки должен возрасти до 1500 млрд. кВт*ч в год. Следовательно необходим ввод новых генерирующих мощностей.
Предполагаемое место сооружения станции – Центральный регион России. Основное топливо – уголь. Станция будет работать в базовой части графика нагрузки.
На ГРЭС устанавливается три блока мощностью 300 МВт. Номинальная мощность станции 900 МВт. Гарантированная мощность выдается по шести ВЛЭП в сеть 220 кВ остальная мощность выдается в сеть 500 кВ по двум ВЛЭП.
Параметры котлоагрегатов типа ТГМП 314
Наименование параметра
Паропроизводительность
Давление острого пара
Давление пара после промперегрева
Температура острого пара
Температура пара перегрева
Температура питательной воды
КПД (брутто) гарантийный
Расход пара на промперегрев
Параметры конденсационной турбины типа К-300-240-2
Мощность номинальная (максимальная)
Температура начальная
Максимальный расход пара
Расход охлаждающей воды
Температура охлаждающей воды
Число регенеративных отборов
Параметры турбогенератора ТГВ-300-2У3
Номинальная мощность Рном
Полная мощность Sном
Номинальное напряжение Uном.
Номинальный ток статора Iном
Сверхпереходное реактивное сопротивление Х''d
Параметры блочного трансформатора ТДЦ-400000500
Номинальная мощность Sном
Напряжение обмотки ВН.
Потери холостого хода Рх
Потери короткого замыкания ВН – НН Рк
Напряжение короткого замыкания Uк ВН-НН
Ток холостого хода Iх
Параметры блочного трансформатора ТДЦ-400000220-73У1.
Потери холостого хода Рхх
Потери короткого замыкания ВН – НН Ра
Параметры автотрансформатора связи АОДЦТН – 167000500220
Напряжение обмотки ВН
Напряжение обмотки СН
Напряжение обмотки НН
Потери короткого замыкания ВН – НН Рк
Напряжение КЗ UК ВН-НН ВН-СН СН-НН
Параметры трансформатора собственных нужд ТРДНС-2500035
Напряжение КЗ UК ВН-НН
Параметры резервного трансформатора собственных нужд ТРДНС-2500035
ГЛАВНАЯ СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ
Схема выдачи мощности дает представление о главной схеме электрической станции отражает распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений автотрансформаторную связь между РУ способ соединения генераторов с повышающими трансформаторами и точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд.
1. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ГЕНЕРАТОРОВ
При выборе генераторов необходимо выполнение условия:
Рг. ном ≥Рт. мах где
Рг. ном – номинальная мощность генератора МВт;
Рт. мах – максимальная мощность турбины МВт.
Из [1 табл.2.1 с.76-81] по мощности выбираем три однотипных генератора типа ТГВ-300-2У3. Каталожные данные из справочника [1] приведены в таблице 3.1
Описание выбранных турбогенераторов:
ТГB-300-2У3 – турбогенератор с водородным охлаждением обмоток; обмотка статора сталь статора и обмотка ротора охлаждаются непосредственно водородом;
У – для работы в районах с умеренным климатом;
– для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.
2 РАЗРАБОТКА СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ КЭС
В соответствии с заданием на проектируемой электростанции предполагается два повышенных напряжения. На станции предусматривается установка трех генераторов типа ТГВ-300-2У3. Поскольку нагрузка на генераторном напряжении отсутствует то в основу построения схем положен блочный принцип.
Из множества возможных схем для разработки и сравнения выбираем два варианта:
Один блок 300 МВт работает на ОРУ-500 кВ два блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 кВ.
Два блока по 300 МВт работают на ОРУ-500 кВ один блок 300 МВт на ОРУ-220 кВ.
Выбор производится по условию минимальных перетоков мощности через автотрансформаторы связи (АТС) между распределительными устройствами высшего и среднего напряжений (РУ ВН РУ СН) в различных режимах а также исходя из соображений надёжности и экономической целесообразности. В схемах применён блочный принцип построения ТЭС с отдельными АТС между РУВН и РУСН. В цепях всех блоков установлены генераторные выключатели [7]. Гарантированная выдача мощности производится с шин РУСН-220 кВ. По условиям надёжности работы предусматривается установка двух АТС между РУ. На КЭС блочного типа с генераторными выключателями устанавливается один РТСН на каждые четыре машины[3].
В рассматриваемых схемах РТСН присоединен к обмотке НН АТС.
Упрощённо схемы выдачи мощности представлены на рис.3.1 и рис.3.2.
Рис.3.1.Первый вариант схемы выдачи мощности
Данная схема сравнительно не дорогая т.к. требуется только один силовой трансформатор на напряжение 500кВ и перетоки мощности в нормальном и аварийном режимах в данном случае менее значительны.
Рис.3.2.Второй вариант схемы выдачи мощности
В данной схеме сравнительно невелики перетоки мощности через АТ в нормальном режиме однако схема сравнительно дорогая т.к. требуется установка двух трансформаторов на 500кВ.
Рис.3.3.Третий вариант схемы выдачи мощности
Рис.3.4.Четвертый вариант схемы выдачи мощности
В данных схемах (Рис.3.3 и Рис.3.4 ) неравномерно распределены блоки это будет связано с большими перетоками мощности через АТ что потребует установки автотрансформаторов связи большей мощности- это приведет к значительному удорожанию схем.
3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
Выбор трансформаторов собственных нужд:
Для пылеугольной КЭС характерно потребление мощности на собственные нужды (СН) в диапазоне 6-8% [1 табл.1.17 с.20]. Примем процент использования мощности на СН равным 7%.
По [1 табл.3.4 с.124-137 и 156-161] выбираем трансформаторы собственных нужд (ТСН) и резервный ТСН (РТСН).
Таблица3.2.Параметры ТСН и РТСН
Для 2-го варианта схемы выдачи мощности ТСН те же.
Выбор блочных трансформаторов (БТ):
Определяем мощность проходящую через трансформатор каждого из блоков.
По найденной мощности по [1 табл.3.8 с.156-161] выбираем БТ на 500 и 220 кВ.
Таблица3.3.Параметры БТ
Для 2-го варианта схемы выдачи мощности:
Т1 Т2 - ТДЦ-400000500
Т3 - ТДЦ-400000220-73У1
Выбор автотрансформаторов связи:
Для определения требуемой мощности автотрансформаторов связи (АТ) определим перетоки мощности через них в характерных режимах работы.
Для 1-го варианта схемы:
Определим расчётную мощность АТ в максимальном режиме.
Определим расчётную мощность АТ в минимальном режиме.
Определим расчётную мощность АТ в ремонтном режиме (один генератор отключен) в сочетании с максимальным режимом.
Определим расчётную мощность АТ в ремонтном режиме (один генератор отключен) в сочетании с минимальным режимом.
Выбираем автотрансформатор исходя из ремонтного режима (один генератор отключен) в сочетании с максимальным режимом выдачи мощности с шин СрН т.к. в данном режиме получаем наибольший переток мощности.
Трансформатор выбираем с учётом коэффициента перегрузки kп=1.3 так как SATном>100 [MB×A].
По [1 табл.3.8 с.156-161] выбираем автотрансформаторы связи.
Таблица3.4.Параметры АТ связи
!Синтаксическая ошибка F
Для 2-го варианта схемы:
Параметры АТ связи приведены в табл. 3.4. (см. выше)
Выбор резервного трансформатора собственных нужд:
Согласно рекомендациям НТП выбираем один (количество блоков меньше четырёх) резервный трансформатор собственных нужд мощностью равной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд (имеются выключатели в цепях генераторов следовательно не требуется установка пускорезервного трансформатора собственных нужд).
По [1 табл.3.4 с.124-137 и 156-161] резервный трансформатор собственных нужд.
Таблица3.5.Параметры РТСН
РТСН присоединен к низшей обмотке автотрансформатора связи.
4.ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Предварительный выбор выключателей производим по условиям
Выбор производим для обеих схем.
Выбор генераторных выключателей:
Максимальный рабочий ток в цепи генератора
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем генераторный выключатель.
Таблица3.6.Параметры генераторных выключателей
Номинальный ток отключения
Нормированное содержание апериодической составляющей
Предельный сквозной ток
Номинальный ток включения
Начальное действующее значение периодической составляющей
Продолжение табл.3.6
Полное время отключения
Собственное время отключения (сприводом)
Собственное время включения (сприводом)
Минимальная безтоковая пауза приАПВ
Выбор выключателей для коммутации цепей собственных нужд:
Максимальный рабочий ток в цепи за трансформатором СН
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем выключатели внутренней установки для коммутации цепей СН.
Ввиду однотипности трансформаторов собственных нужд и резервного трансформатора собственных нужд аналогичного типа выключатели выбираем и для цепей за резервным трансформатором собственных нужд т.е. ВВЭ-10-3151600У3.
Таблица3.7.Параметры выключателей в цепях СН
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Продолжение табл.3.7
Выбор выключателя перед РТСН (за обмоткой НН АТ):
Максимальный рабочий ток в цепи резервной магистрали перед РТСН за обмоткой НН АТ
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем выключатель перед РТСН.
Таблица3.8.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.3.8
Выбор выключателей на стороне ВН (500кВ):
Максимальный рабочий ток будет в цепи ВН за блочным трансформатором
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем блочный выключатель на стороне ВН.
Таблица3.9.Параметры выключателей на стороне ВН
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения
Номиналь-ный ток включения
Продолжение табл.3.9
Время отключения (сприводом)
Выбор выключателей на стороне СрН (220кВ):
Максимальный рабочий ток будет в цепи СрН за блочным трансформатором
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем блочный выключатель на стороне СрН.
Таблица3.10.Параметры выключателей на стороне СрН
Продолжение табл.3.10
Выбор выключателей для АТ на стороне ВН (500кВ):
Максимальный рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН
Поскольку реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не известно однако известно что данные выключатели войдут в состав одного ОРУ выберем выключатели аналогичные блочным выключателям. Тем более ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции рекомендуется использование однотипного оборудования.
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем выключатель для АТ на стороне ВН.
Таблица3.11.Параметры выключателей для АТ на стороне ВН
Продолжение табл.3.11
Выбор выключателей для АТ на стороне СрН (220кВ):
Максимальный рабочий ток в цепи СрН за АТ со стороны СрН
Таблица3.12.Параметры выключателей для АТ на стороне СрН
Продолжение табл.3.12
РАСЧЕТ ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ
1. Расчет дисконтированных затрат для 1-го варианта схемы
1.1.Определение капитальных затрат
Таблица4.1. Стоимость и количество электрооборудования для выбранной схемы выдачи мощности
Блочные трансформаторы на 500кВ
Блочные трансформаторы на 220кВ
Трансформаторы собственных нужд
Резервный трансформатор собственных нужд
Блочные выключатели на 500кВ
Блочные выключатели на 220кВ
Выключатели в цепи АТ на 500кВ
Выключатели в цепи АТ на 220кВ
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН
Выключатель у РТСН со стороны ВН
Генераторные выключатели
Таким образом капитальные затраты составляют:
где - коэффициент пересчета.
1.2.Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:
где - издержки на амортизацию оборудования.
Определим годовые потери электроэнергии DWпот в блочных трансформаторах.
По [2 рис.4.1 с.79-81] определим коэффициент потерь b. b=1.15 при максимальном времени использования установленной мощности Tmax=(6000÷-6100)ч.
По [2 рис.4.2 с.79-81] время максимальных потерь t=3700 при Tma t=3800 при Tmax=6100ч.
По [1 табл.8.17 с.498] определим время ремонта энергоблока
ч где - среднее время плановых простоев -удельное число останова блока в год - параметр потока отказов.
По [1 табл.8.8 с.488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр=50ч.
Суммарные издержки определятся следующим образом:
1.3.Определение ущерба
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
В данном случае имеем Pрезсист=410МВт что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС следовательно при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.
Таким образом ни ущерба от отключения потребителей (Уоткл) ни частотного ущерба (Участ) ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.
Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС
(см. рис.4.1. табл.4.2).

Копия Выбор ТВЧ.doc

8.7. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор ТВЧ производим в соответствии с рис.8.3.
Рис.8.3.Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)
7.1.Участок 12 (от генератора до блочного трансформатора)
Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 по [1 табл.9.13 с.539-540].
Таблица8.27.Основные технические данные пофазноэкранированных токопроводов генераторного напряжения
Номинальное напряжение
Электродинамическая стойкость
Междуфазное расстояние А
Тип опорного изолятора
Шаг между изоляторами
Тип применяе-мого ТН
Тип встраи-ваемого ТТ
Предельная длина блока
7.2.Участок 34 (от отпайки на СН до ТСН)
7.3.Участок 5 (от обмотки НН АТ до РТСН)
Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-10000-300 по [1 табл.9.13 с.539-540].
Таблица8.28.Основные технические данные пофазноэкранированных токопроводов генераторного напряжения
7.4.Участок 678 (от ТСНРТСН до шин СН)
Выбираем комплектный трёхфазный токопровод ТЗКР-6-1600-51 с междуфазными перегородками. Выбор производим по [1 табл.9.14 с.543-544].
Таблица8.29.Основные технические данные комплектных токопроводов
Сечение токоведущих шин
Характеристика кожуха (форма и материал)
7.5.Участок 9 (от блочного трансформатора до ОРУ-500кВ)
Выбор производим по экономической плотности тока. По [3 табл.4.5 с.233] определим jэк=1 Амм2 (для Тmax>5000ч).
Согласно [1 табл.1.18 с.20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-500кВ составляет 2700мм2.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-70086.
Таблица8.30.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Расчётные данные проводов АС
Допустимый продолжитель-ный ток
Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20°С
Разрывное усилие провода
стального сердечника
км алюминиевой части
км стального сердечника
Таким образом проверка проводов на коронирование не требуется.
7.6.Участок 10 (от блочного трансформатора до ОРУ-220кВ)
Согласно [1 табл.1.18 с.20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220кВ составляет 240 мм2.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-24039.
Таблица8.31.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-24039.
Сечение токоведущих проводов: [].
Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 2 [шт].
Проверяем по допустимому току: где [А] [А].
7.7.Участок 11 (от АТ до ОРУ-500кВ)
Таблица8.32.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
7.8.Участок 12 (от АТ до ОРУ-220кВ)
Таблица8.33.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 1 [шт].
Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-70086.

Расчет ТКЗ.doc

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 6 кВ И ВЫШЕ
Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) ведется в максимальном режиме при полном составе работающего оборудования. Расчет ведется для характерных точек : КЗ на шинах станции ( ВН и СН ) перед ТСН и шинах С.Н. Составляется расчетная схема и схемы замещения прямой и нулевой последовательности.
Для обратной последовательности расчет не ведется считая что она равна прямой. В схемах замещения для создания запаса и упрощения расчета не учитываются активные сопротивления.
Расчетная схема с характерными точками приведена на рис.6.1. В соответствии с ними расчет ведется следующим образом:
К1 К2- замыкание на шинах станции рассчитывается ток трехфазного и однофазного короткого замыкания;
К3 К4- замыкание перед ТСН рассчитывается суммарный ток трехфазного КЗ с учетом составляющих от системы и от синхронных генераторов станции;
К6 К7 К8- замыкание на шинах собственных нужд 6 кВ рассчитывается ток трехфазного КЗ учитывая подпитку от асинхронных двигателей С.Н.;
К5- замыкание на стороне ВН РТСН рассчитывается ток трехфазного короткого замыкания.
Расчётная схема для расчета ТКЗ представлена на рис.6.1.
Рис.6.1.Расчётная схема определения ТКЗ
1.Определение базисных величин и сопротивлений элементов схемы
Для всех заданных точек КЗ примем значение базисной мощности МВ×А.
Определим значение базисных величин для точки К1.
Определим значение базисных величин для точки К2.
Определим значение базисных величин для точек К3 К4 и К5.
Определим значение базисных величин для точек К6 К7 и К8.
По [3 табл.3.4 с.130] определим о.е.
Определим сопротивления прямой и обратной последовательностей генераторов.
ЭДС системы примем равным [о.е.].
Определим суммарные сопротивления прямой последовательности систем.
Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности систем.
Определим сопротивления блочных трансформаторов.
Определим сопротивления обмоток ВН СН и НН автотрансформатора связи.
Определим сопротивления ветви ВН-НН рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд.
2.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К1
Схема замещения представлена на рис.6.2.
Рис.6.2. Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.3.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.4.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.5.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.6.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.85.
3.Расчёт тока однофазного КЗ в точке К1
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.2.
Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.
Рис.6.7.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Рис.6.8.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Рис.6.9.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Определим сопротивление аварийного шунта.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К1.
Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К1.
4.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К2
Рис.6.10.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
Рис.6.11.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
Рис.6.12.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.717.
5.Расчёт тока однофазного КЗ в точке К2
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов пп.6.3 и 6.4.
Рис.6.13.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)
Рис.6.14.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К2.
Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К2.
6.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К3
Рис.6.15.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К3
Рис.6.16.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К3
Определим составляющую ТКЗ от генератора.
Определим составляющую ТКЗ от системы.
Определим значение суммарного ТКЗ в точке К3.
Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К3 (по [3 табл.3.8с.150]Куд=1.97).
Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К3 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К3 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
7.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К4
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.4.
Рис.6.17.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.18.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.19.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.20.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Определим значение суммарного ТКЗ в точке К4.
Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К4 (по [3табл.3.8с.150] Куд=1.97).
Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К4 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К4 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
8.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К5
Рис.6.21.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Преобразуем схему рис.6.21 к виду схемы рис.6.22 (т.к. сопротивление обмотки СрН АТ равно нулю).
Подпитку от двигателей собственных нужд которые могут быть подключены к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток низшего напряжения резервного трансформатора собственных нужд не учитываем.
На схеме рис.6.21 представлено сопротивление только одной ветви ВН-НН расщеплённого РТСН.
Рис.6.22.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Рис.6.23.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Рис.6.24.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
9.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К6
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.6.
Расчётные схемы см. на рис.6.15-6.16.
Определим суммарную ЭДС приложенную к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток НН трансформатора собственных нужд и суммарное сопротивление рассматривая XТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН трансформатора собственных нужд.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К6 (с учётом подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
Ток подпитки от двигателей СН (по [3 стр.178]):
определяем по секции А первого блока.
Суммарный ток с учетом подпитки:
=3.4+12.1244 = 15.52 кА.
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.369.
10.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К7
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.7.
Расчётные схемы см. на рис.6.17-6.20.
Расчёт проводим аналогично п.6.10.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К7 (без учёта подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
определяем по секции А третьего блока.
=4.7+12.161 = 16.86 кА.
11.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К8
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.8.
Расчётные схемы см. на рис.6.21-6.24.
Определим суммарное сопротивление рассматривая XРТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН резервного трансформатора собственных нужд.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К8 (без учёта подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
=4.7+11.4004 = 16.1 кА.
12.Результаты расчёта ТКЗ
Результаты расчёта токов КЗ сведены в табл.6.1.
Таблица6.1.Результаты расчёта ТКЗ

Копия Выбор схем РУ500.doc

7. ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ РУ
Схемы РУ повышенных напряжений входят в состав электростанций различных типов и районных подстанций. К этим РУ подключаются потребительские линии линии системообразующей сети и межсистемных связей трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд.
Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надежность как выдачи станцией мощности так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надежность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.
Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований [3]:
ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединения;
воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;
трансформаторы блоков отключается от РУ не более чем тремя выключателями;
автотрансформаторы связи двух РУ отключается не более чем шестью выключателями на обоих РУ и не более чем четырьмя в одном из РУ;
отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий а также одновременному отключению нескольких линий если при этом нарушается устойчивость параллельной работы системы;
при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока а в ремонтном режиме РУ- не более двух блоков при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.
В виду отсутствия агрессивной среды и тяжелых природных условий Центрального района отдается предпочтение РУ открытого типа.
1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ОРУ 220 кВ
В соответствии с нормами технологического проектирования выбор главных схем производится по надёжности. Для схем имеющих одинаковую надёжность делается сравнение вариантов по технико-экономическим показателям.
Требования по надёжности к станциям блочного типа:
На блочных станциях отказ любого из выключателей кроме секционного и шиносоединительного не должен как правило приводить к отключению более одного блока и нескольких линий. При отказе секционного или шиносоединительного выключателей допускается отключение двух блоков. Отказ любого из выключателей не должен как правило приводить к отключению транзита мощности на напряжение 110 кВ и выше.
Выбор схемы производится таблично-логическим методом.
Принимаем к рассмотрению схему 32 (две рабочие системы шин с подключением присоединения через два выключателя) для ОРУ-220кВ.
Схема представлена на рис.7.1.
Рис.7.1.Главная схема электрических соединений ОРУ-220кВ
2.ВЫБОР СХЕМЫ ОРУ 500 кВ
Для РУВН напряжением 500 кВ выбираем схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения т.е. схему 32.Схема обладает рядом существенных достоинств [4]:
схема обладает высокой надежностью т.к. все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах;
при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе.
К недостаткам схемы можно отнести следующее [4]:
отключение КЗ на линии двумя выключателями что увеличивает количество ревизий выключателей;
удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений т.к. одна цепь должна присоединяться через два выключателя;
снижение надежности схемы если количество линий не соответствует числу трансформаторов;
усложнение цепей релейной защиты;
увеличение числа выключателей в схеме.
Для РУВН 500 кВ с числом присоединений равному пяти также можно выбрать схему пятиугольника.
В дипломном проекте рассмотрим два варианта схем: схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения (рис.7.2.) и схему пятиугольника ( рис.7.3.).
Расчет надежности РУ осуществляется таблично-логическим методом а сравнение вариантов производится по дисконтированным затратам и ущербу от аварийного снижения выдачи мощности.
Рассмотренные варианты схем РУВН представлены на рис.7.2 и рис.7.3. Таблицы оценки надежности представлены соответственно для каждой схемы (табл.7.2. и табл.7.3.). После заполнения таблиц надежности осуществляется расчет величины ущерба от снижения выдачи мощности по каждой схеме. Определяются показатели надежности схем и рассчитываются затраты. На основании их сравнения выбирается наиболее экономичный вариант.
Рис.7.2.Главная схема электрических соединений ОРУ-500кВ
Расчёт показателей надёжности схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Показатели надёжности [1 табл.8.8-8.18 с.487-499] элементов ОРУ необходимые для определения ущерба сведены в табл.7.1.
Таблица7.1.Показатели надёжности элементов РУ
Определим показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов).
Определим показатели надёжности сборных шин.
Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:
Определим показатели надёжности блока.
[ч] – среднее время работы блока в году;
Определим показатели надёжности автотрансформатора.
Определим показатели надёжности выключателей Q61 и Q82 которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.
Определим показатели надёжности выключателя Q60 который коммутирует отходящие линии и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателей Q62 Q71 Q72 которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателя Q81 который коммутирует блок и сборные шины.
Определим показатели надёжности выключателя Q80 который коммутирует блок и отходящие линии.
Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.
Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени TвiTрj.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi³Tрj.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени TвiTрj.
Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл.7.2.
Таблица7.2.Таблица надёжности для схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Ремонтируемый элемент
Определение ущерба в схеме 32 (ОРУ-500кВ)
Определим системный ущерб возможный в рассматриваемой схеме (см. рис.7.2.).
Определение дисконтированных затрат схемы 32 (ОРУ-500кВ)
Определим капитальные затраты. По [3 табл.П.5.4 с.638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.
Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п.5.2).
Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.
Период времени t год.
Коэффициент дисконтирования dt=1(1+Е)2.
Капитальные вложения и затраты Кt+Зt т.р.
Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt т.р.
Суммарные дисконтированные затраты
Рис.7.3.Главная схема электрических соединений ОРУ-500кВ
Расчёт показателей надёжности схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определим показатели надёжности выключателя Q1 который коммутирует сборные шины блок и отходящие линии.
Определим показатели надёжности выключателей Q2 Q3 и Q4 которые коммутируют сборные шины отходящие линии и автотрансформаторы связи.
Определим показатели надёжности выключателя Q5 который коммутирует сборные шины блок и автотрансформаторы связи.
Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении сборных шин на ремонт сборных шин в момент времени TвiTрj.
Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл.7.3.
Таблица7.3.Таблица надёжности для схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определение ущерба в схеме пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Определим системный ущерб возможный в рассматриваемой схеме (см. рис.7.3.).
Определение дисконтированных затрат схемы пятиугольника (ОРУ-500кВ)
Из расчетов видно что схемы равноэкономичны но т.к. ущерб от аварийного снижения выдачи мощности схемы пятиугольника больше то окончательно на РУВН 500 кВ выбираем схему с двумя рабочими несекционированными системами шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 32).

1-18.doc

В данном дипломном проекте выполнен расчет конденсационной электростанции мощностью 900 МВт. Для спроектированной ГРЭС выбрано основное и вспомогательн6ое электрическое и теплоэнергетическое оборудование.
В энергетической части произведен расчет тепловой схемы выдачи мощности разработана схема собственных нужд а также главная электрическая схема станции. Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей рассчитаны токи короткого замыкания. Дипломный проект включает в себя разработку компоновки и конструкций электрической части станции расчет заземляющих устройств и молниeзащиты.
В дипломный проект входят разделы: разработка вопросов охраны труда обзор методов диагностики коммутационной аппаратуры изучение принципа действия и анализ её работы описание релейной защиты и автоматики и организационно-экономическая часть.
Паротурбинные электростанции вырабатывающие электрическую энергию оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). Эти станции сокращенно называют ГРЭС (государственные районные электрические станции).
В отечественных энергосистемах на долю КЭС приходится приблизительно три четверти вырабатываемой энергии.
В соответствии с заданиями на проектирование предполагаемый район сооружения ГРЭС – центральный регион Российской Федерации. КЭС обычно сооружают вблизи мест добычи топлива транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая электроэнергия передается к местам потребления по линиям электропередачи.
На проектируемой КЭС в качестве основного топлива используется уголь который транспортируется по железной дороге.
Важнейшим условием определяющим место строительство мощной КЭС является наличие источника водоснабжения. Для проектируемой ГРЭС предусматривается прямоточная система водоснабжения.
КЭС недостаточно маневренны. Это означает что подготовка к пуску синхронизация набор нагрузки блока требуют значительного времени: от 3 до 6 часов. Поэтому КЭС работают в базовой части графика нагрузки.
При сгорании топлива в атмосферу выбрасываются окислы серы и азота а также углекислый газ который накапливается в верхних слоях атмосферы. В результате с течением времени может произойти потепление на земле («парниковый эффект»). Для снижения негативного экологического воздействия энергопроизводящих установок первостепенное значение приобретает политика сбережения энергии. Основными тенденциями развития КЭС является освоение новых видов энергетических топлив и разработка новых способов преобразования энергии.
Сейчас в России производится 800 млрд. кВт ч в год. Износ основного фонда на станциях составляет 60%. По подсчетам специалистов к 2010 году при нормальном росте экономики (4% ВВП в год) объем выработки должен возрасти до 1500 млрд. кВт*ч в год. Следовательно необходим ввод новых генерирующих мощностей.
Предполагаемое место сооружения станции – Центральный регион России. Основное топливо – уголь. Станция будет работать в базовой части графика нагрузки.
На ГРЭС устанавливается три блока мощностью 300 МВт. Номинальная мощность станции 900 МВт. Гарантированная мощность выдается по шести ВЛЭП в сеть 220 кВ остальная мощность выдается в сеть 500 кВ по двум ВЛЭП.
Параметры котлоагрегатов типа ТГМП 314
Наименование параметра
Паропроизводительность
Давление острого пара
Давление пара после промперегрева
Температура острого пара
Температура пара перегрева
Температура питательной воды
КПД (брутто) гарантийный
Расход пара на промперегрев
Параметры конденсационной турбины типа К-300-240-2
Мощность номинальная (максимальная)
Температура начальная
Максимальный расход пара
Расход охлаждающей воды
Температура охлаждающей воды
Число регенеративных отборов
Параметры турбогенератора ТГВ-300-2У3
Номинальная мощность Рном
Полная мощность Sном
Номинальное напряжение Uном.
Номинальный ток статора Iном
Сверхпереходное реактивное сопротивление Х''d
Параметры блочного трансформатора ТДЦ-400000500
Номинальная мощность Sном
Напряжение обмотки ВН.
Потери холостого хода Рх
Потери короткого замыкания ВН – НН Рк
Напряжение короткого замыкания Uк ВН-НН
Ток холостого хода Iх
Параметры блочного трансформатора ТДЦ-400000220-73У1.
Потери холостого хода Рхх
Потери короткого замыкания ВН – НН Ра
Параметры автотрансформатора связи АОДЦТН – 167000500220
Напряжение обмотки ВН
Напряжение обмотки СН
Напряжение обмотки НН
Потери короткого замыкания ВН – НН Рк
Напряжение КЗ UК ВН-НН ВН-СН СН-НН
Параметры трансформатора собственных нужд ТРДНС-2500035
Напряжение КЗ UК ВН-НН
Параметры резервного трансформатора собственных нужд ТРДНС-2500035
ГЛАВНАЯ СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ
Схема выдачи мощности дает представление о главной схеме электрической станции отражает распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений автотрансформаторную связь между РУ способ соединения генераторов с повышающими трансформаторами и точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд.
1. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ГЕНЕРАТОРОВ
При выборе генераторов необходимо выполнение условия:
Рг. ном ≥Рт. мах где
Рг. ном – номинальная мощность генератора МВт;
Рт. мах – максимальная мощность турбины МВт.
Из [1 табл.2.1 с.76-81] по мощности выбираем три однотипных генератора типа ТВВ-320-2У3. Каталожные данные из справочника [1] приведены в таблице 3.1
Описание выбранных турбогенераторов:
ТВВ-320-2ЕУ3– турбогенератор с водородно-водяным охлаждением обмоток; обмотка статора охлаждается непосредственно водой сталь статора и обмотка ротора охлаждаются непосредственно водородом;
У – для работы в районах с умеренным климатом;
Е – принадлежность к единой унифицированной серии;
– для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.
2 РАЗРАБОТКА СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ КЭС
В соответствии с заданием на проектируемой электростанции предполагается два повышенных напряжения. На станции предусматривается установка трех генераторов типа ТГВ-300-2У3. Поскольку нагрузка на генераторном напряжении отсутствует то в основу построения схем положен блочный принцип.
Из множества возможных схем для разработки и сравнения выбираем два варианта:
Два блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 кВ один блок 300 МВт на ОРУ-110 кВ.
Три блока по 300 МВт работают на ОРУ-220 и ОРУ-110 кВ.
Выбор производится по условию минимальных перетоков мощности через автотрансформаторы связи (АТС) между распределительными устройствами высшего и среднего напряжений (РУ ВН РУ СН) в различных режимах а также исходя из соображений надёжности и экономической целесообразности. В схемах применён блочный принцип построения ТЭС с отдельными АТС между РУВН и РУСН. В цепях всех блоков установлены генераторные выключатели [7]. Гарантированная выдача мощности производится с шин РУСН-220 кВ. По условиям надёжности работы предусматривается установка двух АТС между РУ. На КЭС блочного типа с генераторными выключателями устанавливается один РТСН на каждые четыре машины[3].
В рассматриваемых схемах РТСН присоединен к обмотке НН АТС.
Упрощённо схемы выдачи мощности представлены на рис.2.1 и рис.2.2.
Рис. 2.1. Первый вариант схемы выдачи мощности
Данная схема сравнительно не дорогая т.к. требуется только один силовой трансформатор на напряжение 220кВ но несколько хуже в плане большей величины перетока мощности через автотрансформатор связи.
Рис.2.2.Второй вариант схемы выдачи мощности
В данной схеме по сравнению с предыдущей сравнительно невелики перетоки мощности через АТ в нормальном режиме однако схема сравнительно дорогая т.к. требуется установка трех трансформаторов на 220кВ.
Рис.2.3.Третий вариант схемы выдачи мощности
Рис.2.4.Четвертый вариант схемы выдачи мощности
В данных схемах (рис.2.3 и рис.2.4 )из-за малой величины мощности выдаваемой с ОРУ-110 кВ будет наибольшая величина перетока мощности через АТ что потребует установки автотрансформаторов связи большей мощности- это приведет к значительному удорожанию схем.
3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
Выбор трансформаторов собственных нужд:
Для пылеугольной КЭС характерно потребление мощности на собственные нужды (СН) в диапазоне 6-8% [1 табл.1.17 с.20]. Примем процент использования мощности на СН равным 7%.
Коэффициент спроса примем [1 табл.1.17 с.20].
По [1 табл.3.4 с.124-137 и 156-161] выбираем трансформаторы собственных нужд.
Таблица3.2.Параметры ТСН и РТСН
Для 2-го варианта схемы выдачи мощности ТСН те же.
Выбор блочных трансформаторов (БТ):
Определяем мощность проходящую через трансформатор каждого из блоков.
По найденной мощности по [1 табл.3.8 с.156-161] выбираем БТ на 500 и 220 кВ.
Таблица3.3.Параметры БТ
Для 2-го варианта схемы выдачи мощности:
Т1 Т2 - ТДЦ-400000500
Т3 - ТДЦ-400000220-73У1
Выбор автотрансформаторов связи:
Для определения требуемой мощности автотрансформаторов связи (АТ) определим перетоки мощности через них в характерных режимах работы.
Для 1-го варианта схемы:
Определим расчётную мощность АТ в максимальном режиме.
Определим расчётную мощность АТ в минимальном режиме.
Определим расчётную мощность АТ в ремонтном режиме (один генератор отключен) в сочетании с максимальным режимом.
Определим расчётную мощность АТ в ремонтном режиме (один генератор отключен) в сочетании с минимальным режимом.
Выбираем автотрансформатор исходя из ремонтного режима (один генератор отключен) в сочетании с максимальным режимом выдачи мощности с шин СрН т.к. в данном режиме получаем наибольший переток мощности.
Трансформатор выбираем с учётом коэффициента перегрузки kп=1.3 так как SATном>100 [MB×A].
По [1 табл.3.8 с.156-161] выбираем автотрансформаторы связи.
Таблица3.4.Параметры АТ связи
!Синтаксическая ошибка F
Для 2-го варианта схемы:
Параметры АТ связи приведены в табл. 3.4. (см. выше)
Выбор резервного трансформатора собственных нужд:
Согласно рекомендациям НТП выбираем один (количество блоков меньше четырёх) резервный трансформатор собственных нужд мощностью равной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд (имеются выключатели в цепях генераторов следовательно не требуется установка пускорезервного трансформатора собственных нужд).
По [1 табл.3.4 с.124-137 и 156-161] резервный трансформатор собственных нужд.
Таблица3.5.Параметры РТСН
РТСН присоединен к низшей обмотке автотрансформатора связи.
4.ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Предварительный выбор выключателей производим по условиям
Выбор производим для обеих схем.
Выбор генераторных выключателей:
Максимальный рабочий ток в цепи генератора
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем генераторный выключатель.
Таблица3.6.Параметры генераторных выключателей
Номинальный ток отключения
Нормированное содержание апериодической составляющей
Предельный сквозной ток
Номинальный ток включения
Начальное действующее значение периодической составляющей
Продолжение табл.3.6
Полное время отключения
Собственное время отключения (сприводом)
Собственное время включения (сприводом)
Минимальная безтоковая пауза приАПВ
Примечание: см. рис 4.1.
Выбор выключателей для коммутации цепей собственных нужд:
Максимальный рабочий ток в цепи за трансформатором СН
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем выключатели внутренней установки для коммутации цепей СН.
Ввиду однотипности трансформаторов собственных нужд и резервного трансформатора собственных нужд аналогичного типа выключатели выбираем и для цепей за резервным трансформатором собственных нужд т.е. ВВЭ-10-3151600У3.
Таблица3.7.Параметры выключателей в цепях СН
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Продолжение табл.3.7
Выбор выключателя перед РТСН (за обмоткой НН АТ):
Максимальный рабочий ток в цепи резервной магистрали перед РТСН за обмоткой НН АТ
По [1 табл.5.1 с.228-237] выбираем выключатель перед РТСН.
Таблица3.8.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.3.8
Выбор блочных выключателей на стороне ВН (500кВ):
Максимальный рабочий ток в цепи ВН за блочным трансформатором
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем блочный выключатель на стороне ВН.
Таблица3.9.Параметры блочных выключателей на стороне ВН
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения
Номиналь-ный ток включения
Продолжение табл.3.9
Время отключения (сприводом)
Выбор блочных выключателей на стороне СрН (220кВ):
Максимальный рабочий ток будет в цепи СрН за блочным трансформатором
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем блочный выключатель на стороне СрН.
Таблица3.10.Параметры блочных выключателей на стороне СрН
Продолжение табл.3.10
Выбор выключателей для АТ на стороне ВН (500кВ):
Максимальный рабочий ток в цепи ВН за АТ со стороны ВН
Поскольку реальное токораспределение в ОРУ на данной стадии проектирования не известно однако известно что данные выключатели войдут в состав одного ОРУ выберем выключатели аналогичные блочным выключателям. Тем более ввиду принадлежности данных выключателей одной электростанции рекомендуется использование однотипного оборудования.
По [1 табл.5.2 с.238-251] выбираем выключатель для АТ на стороне ВН.
Таблица3.11.Параметры выключателей для АТ на стороне ВН
Продолжение табл.3.11
Выбор выключателей для АТ на стороне СрН (220кВ):
Максимальный рабочий ток в цепи СрН за АТ со стороны СрН
Таблица3.12.Параметры выключателей для АТ на стороне СрН
Продолжение табл.3.12
РАСЧЕТ ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ
1. Расчет дисконтированных затрат для 1-го варианта схемы
1.1.Определение капитальных затрат
Таблица4.1. Стоимость и количество электрооборудования для выбранной схемы выдачи мощности
Блочные трансформаторы на 500кВ
Блочные трансформаторы на 220кВ
Трансформаторы собственных нужд
Резервный трансформатор собственных нужд
Блочные выключатели на 500кВ
Блочные выключатели на 220кВ
Выключатели в цепи АТ на 500кВ
Выключатели в цепи АТ на 220кВ
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН
Выключатель у РТСН со стороны ВН
Генераторные выключатели
Таким образом капитальные затраты составляют:
где - коэффициент пересчета.
1.2.Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:
где - издержки на амортизацию оборудования.
Определим годовые потери электроэнергии DWпот в блочных трансформаторах.
По [2 рис.4.1 с.79-81] определим коэффициент потерь b. b=1.15 при максимальном времени использования установленной мощности Tmax=(6000÷-6100)ч.
По [2 рис.4.2 с.79-81] время максимальных потерь t=3700 при Tma t=3800 при Tmax=6100ч.
По [1 табл.8.17 с.498] определим время ремонта энергоблока
ч где - среднее время плановых простоев -удельное число останова блока в год - параметр потока отказов.
По [1 табл.8.8 с.488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр=50ч.
Суммарные издержки определятся следующим образом:
1.3.Определение ущерба
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
В данном случае имеем Pрезсист=410МВт что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС следовательно при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.
Таким образом ни ущерба от отключения потребителей (Уоткл) ни частотного ущерба (Участ) ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.
Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС
(см. рис.4.1. табл.4.2).

Выбор ТТ,ТН,ОПН.doc

8.3.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Выбор трансформаторов тока производим в соответствии с главной электрической схемой руководствуясь справочными данными [1 табл.5.9 с.294-309; табл.5.11 с.316-325].
Трансформаторы тока выбираются исходя из условий:
Проверка выбора по условиям:
По термической стойкости: tоткл.=( Iт²*tт- Iпо(3)*Та) Iпо(3).
По вторичной нагрузке: z2 ≤ z2.ном.
При выборе трансформаторов тока принимают во внимание конструкцию и класс точности трансформатора. Для уменьшения погрешностей измерений необходимо выбирать трансформаторы тока таким образом чтобы номинальный ток трансформатора был как можно ближе к величине рабочего тока цепи в которой он установлен.
Проверку по вторичной нагрузке и классу точности проводим для трансформатора тока встроенного в главный токопровод генератор- трансформатор типа ТЭКН-Е-20-12500-400. В целях упрощения расчетов проверку всех трансформаторов тока проводим по первым четырем условиям.
3.1. Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУВН
Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-500Б-1У1.
Таблица8.10. Параметры ТТ на ОРУ-ВН
!Синтаксическая ошибка F
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Варианты исполнения вторичных обмоток
Номинальная нагрузка в классе
Электроди-намическая стойкость
Термическая стойкость
Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты
Ток электродинамической стойкости
Кратностьдопу-стимое время
Допустимый токдопустимое время
Выбор ТТ по напряжению:
Uуст≤Uном.ТА ; 500 кВ=500кВ.
Выбор ТТ по длительному режиму:
Проверка по электродинамической стойкости:
Проверка по термической стойкости:
[кА2×с]; 4624кА2×с>17.477кА2×с.
Определим допустимое время протекания ТКЗ:
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-500Б-1У1.
3.2. Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУСрН
Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-220Б-4У1.
Таблица8.11. Параметры ТТ на ОРУ-СрН
Uуст≤Uном.ТА ; 220 кВ=220кВ.
[кА2×с]; 4800кА2×с>63.716кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-4У1.
3.3. Проверка трансформаторов тока встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 500кВ
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-500-I-15001.
Таблица8.12.Параметры ТТ встроенных в блочный трансформатор на 500кВ
Первичный ток включая ответвления
Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе
Номинальная вторичная нагрузка при вторичном токе 1А (в числителе) и 5А (в знаменателе) в классе точности
Количество трансформаторов тока на одном вводе
Номинальная предельная кратность
[кА2×с]; 622.08кА2×с>17.477кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-500-I-15001.
3.4. Проверка трансформаторов тока встроенных в блочные трансформаторы и автотрансформаторы на 220кВ
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-220-I-40001.
Таблица8.13.Параметры ТТ встроенных в блочный трансформатор на 220кВ
[кА2×с]; 4218.75кА2×с>79.7468кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-40001.
3.5. Проверка трансформаторов тока встроенных в трансформаторы собственных нужд со стороны ВН
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-40001.
Таблица8.14.Параметры ТТ встроенных в трансформаторы собственных нужд
Uуст≤Uном.ТА ; 20 кВ35кВ.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ35-I-40001.
3.6. Проверка трансформатора тока встроенного в резервный трансформатор собственных нужд со стороны ВН
Таблица8.15.Параметры ТТ встроенных в резервный трансформатор собственных нужд
Uуст≤Uном.ТА ; 35 кВ=35кВ.
[кА2×с]; 21186кА2×с>731.5943кА2×с.
3.7. Проверка трансформаторов тока встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН
Предварительно выбран ТТ типа ТШЛК-10У3.
Таблица8.16.Параметры ТТ встроенных в вводы генераторов
Класс точности или обозначение вторичной обмотки
Электро-динамическая стойкость
Термичес-кая стойкость
Кратностьдопустимое время
Uуст≤Uном.ТА ; 6 кВ10кВ.
[кА2×с]; 14700кА2×с>55.431кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШЛК-10У3.
3.8. Проверка трансформаторов тока встроенных в пофазноэкранированный токопровод
Предварительно выбран ТТ типа ТШ20У3.
Таблица8.17.Параметры ТТ встроенных в вводы генераторов
Электро-динами-ческая стойкость
Uуст≤Uном.ТА ; 20 кВ=20кВ.
[кА2×с]; 76800кА2×с>21212.614кА2×с.
Рис. 8.1. Измерительные приборы в основных цепях блочной электростанции
Проверку по вторичной нагрузке начинаем с определения приближенной мощности ТТ. Для этого определяем нагрузку по фазам для определения наиболее загруженной. В табл.8.18. приведен возможный вариант исполнения измерительных приборов присоединенных к ТТ и распределение нагрузки по фазам [3стр 377]. Из табл.8.18. видно что наиболее нагруженными являются фазы А и С.
Рис. 8.2. Схема подключения измерительных приборов генератора
Сопротивление подключенных приборов [3]:
rприб.=Sприб.(I2²)=1455²=058 Ом.
Вторичная нагрузка в классе точности 05 составляет 12 Ом [1].
Сопротивление проводов [3]:
rпр.= z2.ном.- rпр- rк где
rк=01 Ом- сопротивление контактов при большом числе приборов.
rпр.=12-058-01=052 Ом.
Счетчик активной энергии.
Принимаем длину соединительных проводов с медными жилами 40 м.
q=ρ*Lрасч. rпр=00175*40052=135 мм².
Принимаем контрольный кабель марки КВВГ с жилами стандартного сечения 25 мм²
z2.расч.= rприб+ rпр.ст.+ rк.
rпр.ст.= ρ*Lрасч.q=00175*4025=028 Ом.
z2.расч.=058+028+01=096 Ом.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШ20У3.
3.9. Выбор трансформатора тока нулевой последовательности в нейтрали турбогенератора (ТА1G-TA3G)
Согласно [1 рис.8.1 с.454] выбираем ТВГ-24-1-РР05-60005.
3.10. Выбор трансформатора для поперечной дифференциальной защиты турбогенератора (ТА1GN-TA3GN)
Согласно [1 рис.8.1 с.454] выбираем ТШЛО20У3.
4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения выбираются исходя из условий [4]:
) По напряжению установки Uуст=Uном.
) По конструкции и схеме соединения обмоток.
) По классу точности .
) Проверка производится по вторичной нагрузке: S2 ≤ Sном.
4.1. Выбор трансформаторов напряжения в цепях генераторов:
Выбираем ТН типа ЗНОМ-20-63У2 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.19.Параметры ТН установленных в цепях генераторов
Номинальное напряжение обмотки
Номинальная мощность в классе точности
Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки
дополнительной вторичной
) Схема соединения обмоток 111-0-0.
) Принимаем класса точности 05.
) Проверку по вторичной нагрузке начинаем с определения нагрузки основной обмотки трансформатора [3]. В таблице 8.20. приведен возможный вариант приборов подключаемых в качестве нагрузки к ТV (см. рис. 8.1 и рис 8.2).
S2=√(P²+Q²)=√(49²+194²)=527 В*А.
Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков 75 В*А.
S2 ≤ Sном. ; 527 В*А≤75 В*А.
Для остальных трансформаторов напряжения проверка по вторичной нагрузке аналогична поэтому не проводится.
4.2. Выбор трансформаторов напряжения в нейтралях генераторов
Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.21.Параметры ТН установленных в нейтралях генераторов
) Схема соединения обмоток 11-0.
4.3. Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ТСН и РТСН.
Таблица8.22.Параметры ТН установленных на стороне ВН ТСН и РТСН.
4.4. Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-500кВ
Выбираем ТН типа НДЕ-500-72У1 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.23.Параметры ТН установленных на ОРУ-500
4.5. Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-220кВ
Выбираем ТН типа НКФ-220-58У1 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.23. Параметры ТН установленных на ОРУ-220
Предельная мощность
5. ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Наряду с защитой от прямых ударов молний на станции необходимо иметь специальную защиту от волн перенапряжений набегающих с линий. Такая защита осуществляется с помощью ограничителей перенапряжений (ОПН). Выбор ограничителей производим по номинальному напряжению в месте установки ОПН.
Выбор ограничителей перенапряжений производится по [1 табл.5.21 с. 366].
5.1. Выбор ОПН на стороне ВН БТ-500кВ
Выбираем ОПН типа ОПН-500У1.
Таблица8.24.Параметры ОПН установленного на стороне ВН БТ-500кВ
Напряжение на ограничителе (действующее значение) допустимое в течение
Расчётный ток коммутацион-ного перенапряже-ния (при волне 1.22.5мс)
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)
Продолжение табл.8.24
Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8мкс и амплитудой
Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)
при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц
при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200мкс
5.2. Выбор ОПН на стороне ВН БТ-220кВ
Выбираем ОПН типа ОПН-220У1.
Таблица8.25.Параметры ОПН установленного на стороне ВН БТ-220кВ
Расчётный ток коммутаци-онного перенапря-жения (при волне 1.22.5мс)
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутацион-ного перенапряжения (не более)
Продолжение табл.8.25.
5.3. Выбор ОПН на стороне НН блочных трансформаторов (2FV1-3T)
Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.
5.4. Выбор ОПН на стороне ВН резервного трансформатора собственных нужд (FV100)
Остальные ОПН принимаются аналогичными выбранным на данном напряжении.
В качестве типа КРУ принимается К-104 (по [1 табл. 9.5.]) с типом привода: встроенный пружинный и электромагнитный. В качестве выключателя выбирается ВВЭ-10-3151600У3.

Копия Выбор ТТ,ТН,ОПН.doc

8.3.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Выбор трансформаторов тока производим в соответствии с главной электрической схемой руководствуясь справочными данными [1 табл.5.9 с.294-309; табл.5.11 с.316-325].
Трансформаторы тока выбираются исходя из условий:
Проверка выбора по условиям:
По термической стойкости: tоткл.=( Iт²*tт- Iпо(3)*Та) Iпо(3).
По вторичной нагрузке: z2 ≤ z2.ном.
При выборе трансформаторов тока принимают во внимание конструкцию и класс точности трансформатора. Для уменьшения погрешностей измерений необходимо выбирать трансформаторы тока таким образом чтобы номинальный ток трансформатора был как можно ближе к величине рабочего тока цепи в которой он установлен.
Проверку по вторичной нагрузке и классу точности проводим для трансформатора тока встроенного в главный токопровод генератор- трансформатор типа ТЭКН-Е-20-12500-400. В целях упрощения расчетов проверку всех трансформаторов тока проводим по первым четырем условиям.
3.1. Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУВН
Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-500Б-1У1.
Таблица8.10. Параметры ТТ на ОРУ-ВН
!Синтаксическая ошибка F
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Варианты исполнения вторичных обмоток
Номинальная нагрузка в классе
Электроди-намическая стойкость
Термическая стойкость
Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты
Ток электродинамической стойкости
Кратностьдопу-стимое время
Допустимый токдопустимое время
Выбор ТТ по напряжению:
Uуст≤Uном.ТА ; 500 кВ=500кВ.
Выбор ТТ по длительному режиму:
Проверка по электродинамической стойкости:
Проверка по термической стойкости:
[кА2×с]; 4624кА2×с>17.477кА2×с.
Определим допустимое время протекания ТКЗ:
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-500Б-1У1.
3.2. Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУСрН
Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-220Б-4У1.
Таблица8.11. Параметры ТТ на ОРУ-СрН
Uуст≤Uном.ТА ; 220 кВ=220кВ.
[кА2×с]; 4800кА2×с>63.716кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-4У1.
3.3. Проверка трансформаторов тока встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 500кВ
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-500-I-15001.
Таблица8.12.Параметры ТТ встроенных в блочный трансформатор на 500кВ
Первичный ток включая ответвления
Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе
Номинальная вторичная нагрузка при вторичном токе 1А (в числителе) и 5А (в знаменателе) в классе точности
Количество трансформаторов тока на одном вводе
Номинальная предельная кратность
[кА2×с]; 622.08кА2×с>17.477кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-500-I-15001.
3.4. Проверка трансформаторов тока встроенных в блочные трансформаторы и автотрансформаторы на 220кВ
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-220-I-40001.
Таблица8.13.Параметры ТТ встроенных в блочный трансформатор на 220кВ
[кА2×с]; 4218.75кА2×с>79.7468кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-40001.
3.5. Проверка трансформаторов тока встроенных в трансформаторы собственных нужд со стороны ВН
Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-40001.
Таблица8.14.Параметры ТТ встроенных в трансформаторы собственных нужд
Uуст≤Uном.ТА ; 20 кВ35кВ.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ35-I-40001.
3.6. Проверка трансформатора тока встроенного в резервный трансформатор собственных нужд со стороны ВН
Таблица8.15.Параметры ТТ встроенных в резервный трансформатор собственных нужд
Uуст≤Uном.ТА ; 35 кВ=35кВ.
[кА2×с]; 21186кА2×с>731.5943кА2×с.
3.7. Проверка трансформаторов тока встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН
Предварительно выбран ТТ типа ТШЛК-10У3.
Таблица8.16.Параметры ТТ встроенных в вводы генераторов
Класс точности или обозначение вторичной обмотки
Электро-динамическая стойкость
Термичес-кая стойкость
Кратностьдопустимое время
Uуст≤Uном.ТА ; 6 кВ10кВ.
[кА2×с]; 14700кА2×с>55.431кА2×с.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШЛК-10У3.
3.8. Проверка трансформаторов тока встроенных в пофазноэкранированный токопровод
Предварительно выбран ТТ типа ТШ20У3.
Таблица8.17.Параметры ТТ встроенных в вводы генераторов
Электро-динами-ческая стойкость
Uуст≤Uном.ТА ; 20 кВ=20кВ.
[кА2×с]; 76800кА2×с>21212.614кА2×с.
Рис. 8.1. Измерительные приборы в основных цепях блочной электростанции
Проверку по вторичной нагрузке начинаем с определения приближенной мощности ТТ. Для этого определяем нагрузку по фазам для определения наиболее загруженной. В табл.8.18. приведен возможный вариант исполнения измерительных приборов присоединенных к ТТ и распределение нагрузки по фазам [3стр 377]. Из табл.8.18. видно что наиболее нагруженными являются фазы А и С.
Рис. 8.2. Схема подключения измерительных приборов генератора
Сопротивление подключенных приборов [3]:
rприб.=Sприб.(I2²)=1455²=058 Ом.
Вторичная нагрузка в классе точности 05 составляет 12 Ом [1].
Сопротивление проводов [3]:
rпр.= z2.ном.- rпр- rк где
rк=01 Ом- сопротивление контактов при большом числе приборов.
rпр.=12-058-01=052 Ом.
Счетчик активной энергии.
Принимаем длину соединительных проводов с медными жилами 40 м.
q=ρ*Lрасч. rпр=00175*40052=135 мм².
Принимаем контрольный кабель марки КВВГ с жилами стандартного сечения 25 мм²
z2.расч.= rприб+ rпр.ст.+ rк.
rпр.ст.= ρ*Lрасч.q=00175*4025=028 Ом.
z2.расч.=058+028+01=096 Ом.
Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШ20У3.
3.9. Выбор трансформатора тока нулевой последовательности в нейтрали турбогенератора (ТА1G-TA3G)
Согласно [1 рис.8.1 с.454] выбираем ТВГ-24-1-РР05-60005.
3.10. Выбор трансформатора для поперечной дифференциальной защиты турбогенератора (ТА1GN-TA3GN)
Согласно [1 рис.8.1 с.454] выбираем ТШЛО20У3.
4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения выбираются исходя из условий [4]:
) По напряжению установки Uуст=Uном.
) По конструкции и схеме соединения обмоток.
) По классу точности .
) Проверка производится по вторичной нагрузке: S2 ≤ Sном.
4.1. Выбор трансформаторов напряжения в цепях генераторов:
Выбираем ТН типа ЗНОМ-20-63У2 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.19.Параметры ТН установленных в цепях генераторов
Номинальное напряжение обмотки
Номинальная мощность в классе точности
Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки
дополнительной вторичной
) Схема соединения обмоток 111-0-0.
) Принимаем класса точности 05.
) Проверку по вторичной нагрузке начинаем с определения нагрузки основной обмотки трансформатора [3]. В таблице 8.20. приведен возможный вариант приборов подключаемых в качестве нагрузки к ТV (см. рис. 8.1 и рис 8.2).
S2=√(P²+Q²)=√(49²+194²)=527 В*А.
Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков 75 В*А.
S2 ≤ Sном. ; 527 В*А≤75 В*А.
Для остальных трансформаторов напряжения проверка по вторичной нагрузке аналогична поэтому не проводится.
4.2. Выбор трансформаторов напряжения в нейтралях генераторов
Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.21.Параметры ТН установленных в нейтралях генераторов
) Схема соединения обмоток 11-0.
4.3. Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ТСН и РТСН.
Таблица8.22.Параметры ТН установленных на стороне ВН ТСН и РТСН.
4.4. Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-500кВ
Выбираем ТН типа НДЕ-500-72У1 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.23.Параметры ТН установленных на ОРУ-500
4.5. Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-220кВ
Выбираем ТН типа НКФ-220-58У1 по [1 табл.5.13 с.326-339].
Таблица8.23. Параметры ТН установленных на ОРУ-220
Предельная мощность
5. ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Наряду с защитой от прямых ударов молний на станции необходимо иметь специальную защиту от волн перенапряжений набегающих с линий. Такая защита осуществляется с помощью ограничителей перенапряжений (ОПН). Выбор ограничителей производим по номинальному напряжению в месте установки ОПН.
Выбор ограничителей перенапряжений производится по [1 табл.5.21 с. 366].
5.1. Выбор ОПН на стороне ВН БТ-500кВ
Выбираем ОПН типа ОПН-500У1.
Таблица8.24.Параметры ОПН установленного на стороне ВН БТ-500кВ
Напряжение на ограничителе (действующее значение) допустимое в течение
Расчётный ток коммутацион-ного перенапряже-ния (при волне 1.22.5мс)
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)
Продолжение табл.8.24
Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8мкс и амплитудой
Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)
при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц
при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200мкс
5.2. Выбор ОПН на стороне ВН БТ-220кВ
Выбираем ОПН типа ОПН-220У1.
Таблица8.25.Параметры ОПН установленного на стороне ВН БТ-220кВ
Расчётный ток коммутаци-онного перенапря-жения (при волне 1.22.5мс)
Остающееся напряжение при расчётном токе коммутацион-ного перенапряжения (не более)
Продолжение табл.8.25.
5.3. Выбор ОПН на стороне НН блочных трансформаторов (2FV1-3T)
Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.
5.4. Выбор ОПН на стороне ВН резервного трансформатора собственных нужд (FV100)
Остальные ОПН принимаются аналогичными выбранным на данном напряжении.
В качестве типа КРУ принимается К-104 (по [1 табл. 9.5.]) с типом привода: встроенный пружинный и электромагнитный. В качестве выключателя выбирается ВВЭ-10-3151600У3.

Копия Расчет ТКЗ.doc

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 6 кВ И ВЫШЕ
Расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) ведется в максимальном режиме при полном составе работающего оборудования. Расчет ведется для характерных точек : КЗ на шинах станции ( ВН и СН ) перед ТСН и шинах С.Н. Составляется расчетная схема и схемы замещения прямой и нулевой последовательности.
Для обратной последовательности расчет не ведется считая что она равна прямой. В схемах замещения для создания запаса и упрощения расчета не учитываются активные сопротивления.
Расчетная схема с характерными точками приведена на рис.6.1. В соответствии с ними расчет ведется следующим образом:
К1 К2- замыкание на шинах станции рассчитывается ток трехфазного и однофазного короткого замыкания;
К3 К4- замыкание перед ТСН рассчитывается суммарный ток трехфазного КЗ с учетом составляющих от системы и от синхронных генераторов станции;
К6 К7 К8- замыкание на шинах собственных нужд 6 кВ рассчитывается ток трехфазного КЗ учитывая подпитку от асинхронных двигателей С.Н.;
К5- замыкание на стороне ВН РТСН рассчитывается ток трехфазного короткого замыкания.
Расчётная схема для расчета ТКЗ представлена на рис.6.1.
Рис.6.1.Расчётная схема определения ТКЗ
1.Определение базисных величин и сопротивлений элементов схемы
Для всех заданных точек КЗ примем значение базисной мощности МВ×А.
Определим значение базисных величин для точки К1.
Определим значение базисных величин для точки К2.
Определим значение базисных величин для точек К3 К4 и К5.
Определим значение базисных величин для точек К6 К7 и К8.
По [3 табл.3.4 с.130] определим о.е.
Определим сопротивления прямой и обратной последовательностей генераторов.
ЭДС системы примем равным [о.е.].
Определим суммарные сопротивления прямой последовательности систем.
Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности систем.
Определим сопротивления блочных трансформаторов.
Определим сопротивления обмоток ВН СН и НН автотрансформатора связи.
Определим сопротивления ветви ВН-НН рабочих и резервного трансформаторов собственных нужд.
2.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К1
Схема замещения представлена на рис.6.2.
Рис.6.2. Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.3.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.4.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.5.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
Рис.6.6.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (ПП)
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.85.
3.Расчёт тока однофазного КЗ в точке К1
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.2.
Определим суммарное сопротивление схемы замещения нулевой последовательности.
Рис.6.7.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Рис.6.8.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Рис.6.9.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К1 (НП)
Определим сопротивление аварийного шунта.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К1.
Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К1.
4.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К2
Рис.6.10.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
Рис.6.11.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
Рис.6.12.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (ПП)
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.717.
5.Расчёт тока однофазного КЗ в точке К2
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов пп.6.3 и 6.4.
Рис.6.13.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)
Рис.6.14.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К2 (НП)
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К2.
Определим значение ударного тока однофазного КЗ в точке К2.
6.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К3
Рис.6.15.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К3
Рис.6.16.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К3
Определим составляющую ТКЗ от генератора.
Определим составляющую ТКЗ от системы.
Определим значение суммарного ТКЗ в точке К3.
Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К3 (по [3 табл.3.8с.150]Куд=1.97).
Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К3 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К3 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
7.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К4
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.4.
Рис.6.17.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.18.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.19.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Рис.6.20.Cхема замещения для определения тока КЗ в точке К4
Определим значение суммарного ТКЗ в точке К4.
Определим значения ударного ТКЗ от генератора в точке К4 (по [3табл.3.8с.150] Куд=1.97).
Определим значения ударного ТКЗ от системы в точке К4 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
Определим значения суммарного ударного ТКЗ точке К4 (по [3 табл.3.8 с.150] Куд=1.97).
8.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К5
Рис.6.21.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Преобразуем схему рис.6.21 к виду схемы рис.6.22 (т.к. сопротивление обмотки СрН АТ равно нулю).
Подпитку от двигателей собственных нужд которые могут быть подключены к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток низшего напряжения резервного трансформатора собственных нужд не учитываем.
На схеме рис.6.21 представлено сопротивление только одной ветви ВН-НН расщеплённого РТСН.
Рис.6.22.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Рис.6.23.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
Рис.6.24.Расчётная схема замещения для определения тока КЗ в точке К5
9.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К6
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.6.
Расчётные схемы см. на рис.6.15-6.16.
Определим суммарную ЭДС приложенную к одной из шин собственных нужд за одной из обмоток НН трансформатора собственных нужд и суммарное сопротивление рассматривая XТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН трансформатора собственных нужд.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К6 (с учётом подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
Ток подпитки от двигателей СН (по [3 стр.178]):
определяем по секции А первого блока.
Суммарный ток с учетом подпитки:
=3.4+12.1244 = 15.52 кА.
По [3 табл.3.8 с.150] определим ударный коэффициент: Куд=1.369.
10.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К7
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.7.
Расчётные схемы см. на рис.6.17-6.20.
Расчёт проводим аналогично п.6.10.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К7 (без учёта подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
определяем по секции А третьего блока.
=4.7+12.161 = 16.86 кА.
11.Расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К8
Для проведения данного расчёта воспользуемся результатами промежуточных расчётов п.6.8.
Расчётные схемы см. на рис.6.21-6.24.
Определим суммарное сопротивление рассматривая XРТСН как сопротивление одной из ветвей ВН-НН резервного трансформатора собственных нужд.
Определим ток трёхфазного КЗ в точке К8 (без учёта подпитки от двигателей 6кВ собственных нужд).
=4.7+11.4004 = 16.1 кА.
12.Результаты расчёта ТКЗ
Результаты расчёта токов КЗ сведены в табл.6.1.
Таблица6.1.Результаты расчёта ТКЗ

19-25.doc

Рис.4.1.Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии
По [1 табл.8.8 и 8.9 с.488-489] определяем параметры потока отказов и время восстановления основного силового электрооборудования проектируемой станции.
Таблица4.2.Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования
Время восстановления
При расчёте учитывалось время пуска блока ТП=1ч. и время оперативных переключений ТОП=0.5ч.
1.4.Определение дисконтированных затрат
Период времени t год.
Коэффициент дисконтирования dt=1(1+Е)2.
Капитальные вложения и затраты Кt+Зt т.р.
Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt т.р.
Суммарные дисконтированные затраты
2. Расчет дисконтированных затрат для 2-го варианта схемы
2.1.Определение капитальных затрат
Таблица4.3. Стоимость и количество электрооборудования для выбранной схемы выдачи мощности
Блочные трансформаторы на 500кВ
Блочные трансформаторы на 220кВ
Трансформаторы собственных нужд
Резервный трансформатор собственных нужд
Блочные выключатели на 500кВ
Блочные выключатели на 220кВ
Выключатели в цепи АТ на 500кВ
Выключатели в цепи АТ на 220кВ
Выключатели в цепи ТСН и РТСН на стороне НН
Выключатель у РТСН со стороны ВН
Генераторные выключатели
Таким образом капитальные затраты составляют:
2.2.Определение издержек
Издержки на ремонт и эксплуатацию:
Определим годовые потери электроэнергии DWпот в трансформаторах.
По [2 рис.4.1 с.79-81] определим коэффициент b. b=1.15 при Tmax=(6000÷-6100)ч.
По [2 рис.4.2 с.79-81] t=3700 при Tma t=3800 при Tmax=6100ч.
По [1 табл.8.17 с.498] определим плановое время ремонта энергоблока
По [1 табл.8.8 с.488] определим плановое время ремонта автотрансформатора Tр=50ч.
Суммарные издержки определятся следующим образом:
2.3.Определение ущерба
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
В данном случае имеем Pрезсист=410МВт что больше мощности любого из генераторов на данной ГРЭС следовательно при погашении одного из блоков дефицита активной мощности не возникнет.
Таким образом ни ущерба от отключения потребителей (Уоткл) ни частотного ущерба (Участ) ни ущерба от действия автоматики частотного регулирования (УАЧР) не будет.
Определим системный ущерб от погашения одного из блоков на данной КЭС
(см. рис.4.2. табл.4.4).
Рис.4.2.Схема электрических (силовых) соединений для определения ущерба от недоотпуска электроэнергии
Таблица4.4.Параметры потока отказов и времени восстановления для выбранного электрооборудования
На основе полученных результатов делаем вывод – экономически эффективней и выгодней первый вариант схемы выдачи мощности.
Схема представленная на рис.4.1.
СИСТЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИЙ
Система собственных нужд (СН.) электростанции объединяет в своем составе рабочие машины обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов станции (парогенераторов турбин синхронных генераторов); электродвигатели которые приводят рабочие машины в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии) обеспечивающие электроснабжение двигателей С.Н.; ряд статических потребителей (освещение электродвигатели и т.д.).
К системе С.Н. предъявляются два основных требования: достаточная надежность и высокая экономичность функционирования. При реализации указанных требований важная роль отводится выбору рабочих машин и электродвигателей к ним проверке правильности выбора в режиме пуска и самозапуска [12].
1. ВЫБОР ДВИГАТЕЛЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Электродвигатели являются основными потребителями собственных нужд (»90%) так как приводят в движение множество механизмов собственных нужд станции.
Надежная работа механизмов собственных нужд обеспечивается наилучшим образом когда в качестве привода используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели более сложны в плане конструктивного исполнения зато менее чувствительны к снижениям напряжения в сети С.Н. и более экономичны если применяются в качестве привода мощных механизмов. Электродвигатели постоянного тока более сложны в эксплуатации и менее надежны. Они применяются тогда когда требуется плавное регулирование скорости.
2. СОСТАВЛЕНИЕ КАРТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Карта собственных нужд составляется для блочной и общестанционной нагрузки напряжением 6 кВ включая все трансформаторы и электродвигатели. Она представляет собой набор рабочих машин обслуживающие основные агрегаты электростанции (парогенераторы. турбоустановки синхронные генераторы) а также общестанционные устройства и установки ( топливоподача химводоочистка золоудаление маслянное и мазутное хозяйство компрессорная и т.д.). При формировании карты механизмов С.Н. учитывается распределение рабочих машин (и приводящих их в действие электродвигателей) между секциями РУ собственных нужд. Это относится как к блочной так и к общестанционной нагрузке.
3. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР ТСН
Распределив электродвигатели и трансформаторы С.Н. 604 кВ между секциями 6 кВ определяем номинальную мощность рабочих ТСН блоков. Номинальная мощность рабочих ТСН блоков выбирается по расчетной нагрузке всех присоединений электроприемников так чтобы не допустить перегрузки. Расчетная нагрузка от двигателей 6 кВ определяется по выражению:
Ррасч- расчетная мощность на валу i-го двигателя.
Кд1- расчетный коэффициент.
Кд1= Кр* Кнср(ср* cos φср)09 где
Кр- коэффициент одновременности максимумов нагрузок двигателей.
Кнср ср cos φср- средние значения коэффициента загрузки и коэффициента мощности двигателя.
Расчетная нагрузка электроприемников второй ступени напряжения (04 кВ) присоединенных к ТСН через трансформаторы 604 кВ определяется по выражению:
Sрасч=Кт2*Sном.т2 где
Sном.т2- номинальная мощность i-го трансформатора
Кт209- расчетный коэффициент.
Таким образом суммарная расчетная нагрузка ТСН одного блока составит:
Для наиболее загруженного ТСН второго блока по карте собственных нужд определяем суммарную расчетную нагрузку:
Sрасч=09*[(255+375+320+690+910+590+520+705+1000+1000)+(255+375+320++690+455+
+590+520+2000)+(1000+1000+1000+1000+1000)+(2000+250+400+250+1250+1000)]=
Номинальная мощность ТСН выбирается исходя из условия:
Sном.ТСН≥ Sрасч.ТСН;
Предварительно были выбраны для блоков ТСН ТРНДС-2500035 ;
Т.к. условие выполняется то окончательно принимаем трансформаторы ТРНДС-2500035.
В качестве РТСН принимаем трансформатор типа ТРНДС присоединенный к обмотке НН АТ (ТРНДС-2500035). На КЭС блочного типа при наличии генераторных выключателей устанавливается один РТСН на каждые 4 машины [2]. Исходя из этого условия устанавливаем один РТСН.

Выбор ТВЧ.doc

8.7. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор ТВЧ производим в соответствии с рис.8.3.
Рис.8.3.Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)
7.1.Участок 12 (от генератора до блочного трансформатора)
Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 по [1 табл.9.13 с.539-540].
Таблица8.27.Основные технические данные пофазноэкранированных токопроводов генераторного напряжения
Номинальное напряжение
Электродинамическая стойкость
Междуфазное расстояние А
Тип опорного изолятора
Шаг между изоляторами
Тип применяе-мого ТН
Тип встраи-ваемого ТТ
Предельная длина блока
7.2.Участок 34 (от отпайки на СН до ТСН)
7.3.Участок 5 (от обмотки НН АТ до РТСН)
Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-10000-300 по [1 табл.9.13 с.539-540].
Таблица8.28.Основные технические данные пофазноэкранированных токопроводов генераторного напряжения
7.4.Участок 678 (от ТСНРТСН до шин СН)
Выбираем комплектный трёхфазный токопровод ТЗКР-6-1600-51 с междуфазными перегородками. Выбор производим по [1 табл.9.14 с.543-544].
Таблица8.29.Основные технические данные комплектных токопроводов
Сечение токоведущих шин
Характеристика кожуха (форма и материал)
7.5.Участок 9 (от блочного трансформатора до ОРУ-500кВ)
Выбор производим по экономической плотности тока. По [3 табл.4.5 с.233] определим jэк=1 Амм2 (для Тmax>5000ч).
Согласно [1 табл.1.18 с.20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-500кВ составляет 2700мм2.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-70086.
Таблица8.30.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Расчётные данные проводов АС
Допустимый продолжитель-ный ток
Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20°С
Разрывное усилие провода
стального сердечника
км алюминиевой части
км стального сердечника
Таким образом проверка проводов на коронирование не требуется.
7.6.Участок 10 (от блочного трансформатора до ОРУ-220кВ)
Согласно [1 табл.1.18 с.20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220кВ составляет 240 мм2.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-24039.
Таблица8.31.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-24039.
Сечение токоведущих проводов: [].
Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 2 [шт].
Проверяем по допустимому току: где [А] [А].
7.7.Участок 11 (от АТ до ОРУ-500кВ)
Таблица8.32.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
7.8.Участок 12 (от АТ до ОРУ-220кВ)
Таблица8.33.Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов
Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 1 [шт].
Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.
По [1 табл.7.35 с.428-430] выбираем провод марки АС-70086.

Копия блокирови ОРУ.doc

7.3.ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ БЛОКИРОВКА В РУ
Электромагнитная блокировка необходима для правильного выполнения операций с разъединителями отделителями и заземляющими ножами разъединителей и отделителей. С ее помощью предотвращаются неправильные действия персонала которые могут привести к аварии и при необходимости могут задаваться последовательности выполняемых работ с разъединителями при оперативных переключениях.
Для электромагнитной блокировки сеть выпрямленного постоянного тока 220 В. В качестве контактов используют блок-контакты разъединителей и заземляющих ножей. Между рабочими и собственными заземляющими ножами предусмотрена механическая блокировка. Для электромагнитных блокировок применяются электромагнитные замки с ключами.
Электромагнитные блокировки выполняются с соблюдением следующих правил [2]:
Нельзя коммутировать рабочий ток в цепи разъединителем если нет параллельной обходной цепи.
Нельзя включать рабочий нож разъединителя на заземленный участок схемы.
Нельзя включать заземляющий нож разъединителя если с данного участка схемы не снято напряжение.
С помощью электромагнитной блокировки может задаваться последовательность работы с рабочими ножами разъединителя.

Выбор выключателей и раз-лей.doc

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
1.ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выбор выключателей производится по:
oнапряжению Uуст Uном;
oтоку Iмакс.прод Iном.
Проверку выключателей производим по:
oэлектродинамической стойкости;
oтермической стойкости;
oотключающей способности;
1.1.Проверка выключателей установленных на ОРУ-500кВ
На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВГУ-500Б-403150У1.
Таблица8.1.Параметры блочных выключателей на стороне ВН
!Синтаксическая ошибка F
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
Номинальный ток отключения
Нормированное содержание апериодической составляющей
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения
Предельный сквозной ток
Номинальный ток включения
Начальное действующее значение периодической составляющей
Продолжение табл.8.1.
Время отключения (сприводом)
Собственное время отключения (сприводом)
Собственное время включения (сприводом)
Минимальная безтоковая пауза приАПВ
Выбор выключателей по напряжению:
Uуст Uном; 500 = 500 кВ.
Выбор выключателей по току:
Проверим выключатели по электродинамической стойкости:
; 102кА>25.8173 кА где - допустимый ударный ток.
Проверим выключатели по термической стойкости (Та принимаем по [3 табл.3.8 с.150]):
- тепловой импульс - время действия релейной защиты - полное время отключения выключателя - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;
00кА2×с>17.477кА2×с.
Проверим выключатели по отключающей способности:
- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе - номинальный ток отключения выключателя;
где - собственное время отключения выключателя;
Проверим выключатели по току включения:
Проверка элегазовых выключателей по ПВН не производится.
Окончательно выбираем выключатели типа ВГУ-500Б-403150У1.
1.2.Проверка выключателей установленных на ОРУ-220кВ
На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-220-402000У1.
Таблица8.2.Параметры блочных выключателей на стороне СрН
Продолжение табл.8.2
Uуст Uном; 220 = 220 кВ.
00кА2×с>63.716кА2×с.
Проверка данных выключателей по ПВН не производится.
Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-220-402000У1.
1.3.Проверка выключателя установленного на стороне НН автотрансформатора (перед РТСН)
Предварительно выбран выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.
Таблица8.3.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.8.3.
Полное время отключения
Uуст Uном; 20 = 20 кВ.
Проверим выключатель по электродинамической стойкости:
; 300кА>136.1884 кА.
Проверим выключатель по термической стойкости (Та принимаем по [3 табл.3.8 с.150]):
100кА2×с>731.5943кА2×с.
Проверим выключатель по отключающей способности:
Проверим выключатель по току включения:
Окончательно выбираем выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.
1.4.Проверка генераторных выключателей
Предварительно выбран выключатель типа ВГМ-20-9011200У3 данный выключатель не проходит проверку по току включения [150кА.192.5692 кА.] поэтому выбираем ВВГ-20-16012500У3.
Таблица8.4.Параметры генераторного выключателя
Продолжение табл.8.4.
; 410кА>192.5692 кА.
2400кА2×с>21212.614кА2×с.
; 385кА>192.5692 кА.
Окончательно выбираем выключатель типа ВВГ-20-16012500У3.
1.5.Проверка выключателей собственных нужд
Предварительно выбраны выключатели типа ВВЭ-10-3151600У3.
Таблица8.5.Параметры выключателей в цепях СН
Продолжение табл.8.5.
78кА2×с>55.431кА2×с.
Окончательно выбираем выключатель типа ВВЭ-10-3151600У3.
2.ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Выбрать разъединители требуется для ОРУ-500кВ и ОРУ-220кВ для выключателя на стороне НН автотрансформатора и для генераторных выключателей.
Выбор разъединителей производится по:
Проверку разъединителей производим по:
oтермической стойкости;
2.1.Выбор разъединителей на ОРУ-ВН (500кВ)
Предварительно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-5003200У1 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.6.Параметры разъединителей на ОРУ-ВН
Стойкость при сквозных ТКЗ
Ток термической стойкостидопустимой время его действия
Выбор разъединителей по напряжению:
Uуст Uном ; 500кВ =500кВ.
Выбор разъединителей по длительному режиму:
Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):
Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):
38кА2×с>17.477кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-5003200У1.
2.2.Выбор разъединителей на ОРУ-СрН (220кВ)
Предварительно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-2203200У1 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.7.Параметры разъединителей на ОРУ-СН
Uуст Uном ; 220кВ =220кВ.
Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):
Окончательно выбираем разъединители типа РНДЗ.1-2203200У1.
2.3.Выбор разъединителей перед РТСН
Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-206300У3 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.8.Параметры разъединителя перед РТСН
Uуст Uном ; 20кВ =20кВ.
000кА2×с>731.5943кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-206300У3.
2.4.Выбор разъединителей для генераторных выключателей
Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-2012500У3 по [1 табл.5.5 с.260-277].
Таблица8.9.Параметры генераторных разъединителей
9600кА2×с>21212.614кА2×с.
Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-2012500У3.

Карта СН 3х300.DOC

Карта собственных нужд блоков 300 МВт (3х300)
Наименование механизма
Рабочий трансформатор блока
ОБЩЕСТАНЦИОННАЯ НАГРУЗКА
Конвейер ленточный №1
Конвейер ленточный №2
Мостовой перегружатель
Трансформатор компрессорной
Транс. пусковой котельной
Транс. очистных сооружений
Транс. Мазутного хозяйства
Суммарная нагрузка на секцию

Мой Доклад.doc

Уважаемые председатель и члены Государственной Аттестационной комиссии. Вашему вниманию представлен ДП на тему «Проектирование конденсационной электростанции мощностью 900 МВт».
КЭС расположена в Нижегородской области. Она полностью обеспечивает местную нагрузку а избыток мощности передает в систему. Станция связана с системой линиями электропередач напряжением 500 и 220 кВ.
В связи с выявленным дефицитом в энергоснабжении потребителей рассматриваемого района на новой КЭС намечается к установке 3 энергобла по 300 МВт каждый. Суммарная установленная мощность КЭС при полном развитии составит 900 МВт.
Топливо уголь. Планируемое число использования установленной мощности 6100 часов.
Срок строительства в соответствии со строительными нормами равен 7 годам. Пуск 1-го энергоблока планируется через 35 месяцев после начала строительства. Шаг ввода последующих энергоблоков 12 месяцев. Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 7 % от номинальной мощности блоков.
В проекте произведен расчет паровой турбины К-300-240 номинальной мощностью 300 МВт с частотой вращения 3000 обмин предназначенной для непосредственного привода генератора переменного тока ТГВ-300. Принципиальная тепловая схема турбины изображена на листе 1.
Проектируемая станция блочного типа. Чертеж главной схемы электрических соединений представлен на листе 2.
На блоках 300 МВт установлено следующие оборудование:
Генераторы с непосредственно водородным охлаждением обмоток статора ротора и стали статора типа ТГВ-300
Силовые трансформаторы с масляно водяным охлаждением с принудительной циркуляцией масла мощностью 400 МВА.
Трансформаторы собственных нужд с расщепленной обмоткой масляное с дутьем охлаждение и естественная циркуляция масла с РПН мощностью 25 МВА.
Воздушные генераторные выключатели типа ВВГ.
Резервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-2500035
На РУВН при числе присоединений менее шести рассмотрены две схемы: 32 (3 выкл. на 2 присоединения) и схема пятиугольника схемы получились равноэкономичны но т.к. ущерб от аварийного снижения выдачи мощности схемы пятиугольника определенный таблично-логическим методом больше то окончательно в соответствии с нормами технологического проектирования выбраны схемы РУ ВН и РУ СН 32. На ОРУ ВН и СН установлены элегазовые выключатели типа ВГУ. Компоновка ОРУВН и разрез ячейки автотрансформатора представлены на 3-ем и 4-ом листе соответственно.
Для связи высшего и среднего напряжения установлены 2 группы из 3-х однофазных АТ мощностью 167 МВА каждый.
На стороне 6 кВ установлены КРУ с элегазовыми выключателями.
В ходе проектирования разработана схема собственных нужд электростанции представленная на 5-ом графическом листе.
Произведен расчет продольной и поперечной дифференциальных защит турбогенератора разработана система релейной защиты блока 300 МВт отраженная на 6-ом листе.
В экономической части проекта произведен расчет технико-экономических показателей КЭС также определена себестоимость выработанной электроэнергии которая составила 48 копкВт.
В разделе охраны труда рассмотрены вопросы безопасности при эксплуатации силовых трансформаторов а именно тушение пожаров в трансформаторе а также меры и организационно-технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ на трансформаторе.
Индивидуальной часть проекта затрагивает вопрос «Диагностики высоковольтных выключателей» на основе графиков движения подвижных частей высоковольтных выключателей от хода. Прибор МАРС-1 разработан для диагностики коммутационных аппаратов. Определение скорости движения контактов осуществляется по результатам совместной математической обработки координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей. Для различных модификаций выключателей координатно-емкостные (эталонные) зависимости определяются за ранее экспериментальным путем такие зависимости изображены на 7-ом листе. А время-емкостная зависимость снимается во время испытания высоковольтного выключателя прибором в процессе перемещения подвижного контакта. На листе 7 изображены графики зависимости скорости движения траверсы от хода. На данном рисунке изображен график зависимости скорости движения траверсы от хода при хорошей работе буфера в цикле отключения выключателя. На этом же графике мы видим цикл отключения выключателя но при не работающем масляном буфере такая неисправность выключателя опасна тем что при не работающем масляном буфере механизм выключателя испытывает большие динамические нагрузки которые могут привести к его поломке. Данные два графика показывают цикл включения одного и того же исправного выключателя зарегистрированный на разных полюсах здесь мы видим хорошую регулировку одновременности касания контактов. На этом же графике отображена зависимость скорости движения траверсы от хода при малом ходе в контактах в результате чего траверса совершает колебания в конце своего движения.

Эк.обоснование стр-ва станци.doc

1. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СТАНЦИИ
Нижегородская область находиться в центральном регионе России. Преимущество ее экономико-географического положения определяется близостью индустриально развитых районов развитой транспортной системой обеспечивающей устойчивые экономические связи с районами России.
В районе сложилась относительно развитая и разветвленная транспортная сеть состоящая из железных дорог автомобильного и трубопроводного транспорта и речных путей а также газопроводы.
Повсеместное наличие в районе обильных подземных вод создает благоприятные условия для хозяйственно-питьевого водоснабжения населенных пунктов. Крупнейшим источником водных ресурсов является река Волга и Горьковское водохранилище.
Особое место занимают земельные ресурсы 80-90 % распространены почвы черноземного типа.
В районе сформировался крупный комплекс предприятий тракторного и сельскохозяйственного машиностроения. В районе широко развито сельское хозяйство.
Строительная индустрия: цементная промышленность заводы силикатного кирпича легкая и лесная промышленность.
В промышленном комплексе преобладает черная металлургия машиностроение и металлообработка. Это и определило основную промышленность региона. Все эти виды промышленности энергоемкие.
КЭС предполагается снабжать из Воркутинского бассейна разработок каменного угля.
В области имеются линии электропередач:
- напряжение 220 кВ;
- напряжение 500 кВ;

Список литературы.doc

Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов4-е издание-М.: Энергоатомиздат 1989.
Околовин М.Н. Проектирование электрических станций.- М.:Энергоатомиздат 1982.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов 3-е издание-М.: Энергоатомиздат 1987.
Гук Ю.Б. Кантан В.В. Петрова С.С. Проектирование электрической чатси станций и подстанций. –Л.: Энергоатомиздат 1985.
Голоднов Ю.М. Аббасова Э.М. Зильберман В.А. Собственные нужды тепловых электростанций; Под ред. Голоднова Ю.М.- М.: Энергоатомиздат 1991.
Козулин В.С. Лапшин В.М. Система собственных нужд электростанций: Методические указания по выполнению курсового проекта.- Иваново 1989.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР- 6-е издание- М.: Энергоатомиздат 1985.
Рассказчиков А.В. Расчет заземляющих устройств в электроустановках выше 1000 В: Методические указания.- Иваново 1990.
Рыжкин В.А. Тепловые электрические станции.- М.: Энергия 1976.
Ривкин С.А. Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергия 1980.
Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор.- М.: Энергоиздат 1982.
Лапшин В.М. Экспериментальное определение механических характеристик агрегатов собственных нужд электростанций: Методические указания.- Иваново 1989.
Нормы испытания электрооборудования. Под общей ред. Королева С. Г. М.: Атомиздат 1978.
Долгих В. В. Контроль скоростных характеристик высоковольтных выключателей емкостным методом. - Электротехника 1999 № 12.
Пат. 2117309 (РФ).Способ диагностики электрического коммутационного аппарата (его варианты) Долгих В.В. Кириевский Е. В. Долгих П. В. Кириевский В. Е.
Момот Е. Г. Генератор с шунтирующим диодом и его применение. М-Л.:Госэнергоиздат 1959.
Долгих В. В. Кириевский Е. В. Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом.Журн. Электрические станции 2001 №11.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2001. – 192 с.
Правила пожарной безопасности. – 3 - е изд. – М.: ИНФРА-М 2003 – 240 с.
Кашолкин Б.И. Мешалкин Е.А. Тушение пожаров в электроустановках. – М: Энергоатомиздат 1985. – 112 с. ил. – (Библиотека электромонтера; Вып. 571).
Борьба с шумом стационарных энергетических машин. Ф.Е. Григорян Е.И.Михайлов Г.А.Халин и др. – Л.: Машиностроение 1983 г.

Защита блока 300 МВт.doc

10.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА 300 МВт
1.Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие
По согласованию с заказчиком количество дублирующих комплектов может быть изменено.
Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:
Первая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Вторая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Первая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Вторая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Первая дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.
Вторая дифференциальная защита ошиновки ВН блока.
Первая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.
Вторая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на производную напряжение 3-й гармоники.
Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.
Резервная защита генератора от асинхронного режима на реле сопротивления с блокировкой по току обратной последовательности.
Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.
Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.
Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.
Защита генератора от симметричных перегрузок статора.
Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока установленная в нейтрали блочного трансформатора.
Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.
УРОВ генераторного выключателя.
Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла.
Защита генератора от повышения напряжения.
Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).
Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.
Реле контроля тока КАГ.
Индукционный короткозамкнутый датчик ротора.
Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.
В унифицированном комплексе предусматривается 13 промежуточных реле:
ВР1– выходные промежуточные реле первой защиты ошиновки ВН блока действуют на полный останов блока в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей связанных с ВЛ.
ВР2– выходные промежуточные реле второй защиты ошиновки ВН блока действуют аналогично промежуточным реле группы ВР1.
ВР3– выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).
ВР4– выходные промежуточные реле основных защит блока производящие полный останов блока (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ на гашение поле генератора и возбудителя действие на останов турбины на отключение выключателя 63 кВ ТСН в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).
ВР5– выходные промежуточные реле основных защит генератора производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии действие на гашение поля генератора и возбудителя действие на останов турбины)
ВР6– выходные промежуточные реле резервных защит блока действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.
ВР7– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.
ВР8– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).
ВР9– выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.
ВР10– выходные промежуточные реле повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).
ВР11– выходные промежуточные реле повторяющее действие технологических защит блока.
ВР'АХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии основной защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины разгрузки по активной мощности).
ВР"АХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии резервной защиты генератора от асинхронного режима (действует аналогично ВР'АХ).
2.Продольная дифференциальная защита генератора
Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей чувствительной (Iс.з.=03Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.
По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-115 с торможением.
Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных так и со стороны нулевых вводов.
Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.
Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков общее число которых составляет 36.
Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено и м.д.с. создающиеся этими токами вычитаются. М.д.с. создаваемая в тормозной обмотке препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса.
При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с. сопровождающиеся этими токами складываются что приводит к срабатыванию защиты.
Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]
Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения
Iср. мин=FсрWр(10.1)
где Fср=100 А*В – м.д.с. срабатывания реле;
Ток срабатывания реле составляет 07 А что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (015-02)Iном. г.и не превышает ток срабатывания 03 Iном. г требуемый ГОСТом.
Кроме того дифференциальная защита с уставкой 07 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.
Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 1800.
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)(10.2)
где Кодн – коэффициент однотипности применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 05 а при разнотипных 1;
I(3) – периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода А.
На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки – при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.
Торможение должно надежно превышать действие м.д.с. создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки Котс.=16.
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр(10.3)
где KI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;
Wр – число витков рабочей обмотки равное 144.
Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. Fт по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).
Расчетное число витков тормозной обмотки равно:
Wт.расч. = (Fт×Iт)KI(10.4)
где Iт – тоже что I(3).
Принимается ближайшее число витков (большее).
Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:
Кч=I(2)(Кт×Iср.мин)(10.5)
где Iср.мин – определяется по (1) и равен 07 А;
I(2) – ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.
При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:
где I(2)к – полный ток в месте КЗ;
I(2)т – ток КЗ со стороны системы;
КI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;
Wр – число витков рабочей обмотки (144);
Wт – принятое число витков тормозной обмотки.
Далее по тормозной характеристике (рис. 10.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания Fр.ср.
Чувствительность определяется соотношением:
3.Поперечная дифференциальная защита
Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.
Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.
Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40Ф с фильтром высших гармоник щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.
В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2 шунтирующие катушки исполнительного органа (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.
Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4 б. Первичная обмотка имеет ответвления позволяющие получить четыре диапазона уставок.
Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.
С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:
Iср.и.о.=Котс(Iнб.х+Ккр+Iнб.к)(10.8)
где Котс=15 – коэффициент отстройки;
Iнб.х Iнб.к – токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;
Ккр – коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.
где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора о.е.;
– сопротивление трансформаторов блока равное напряжению КЗ о.е..
Если Iср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа) то измерение токов небаланса и определение Iср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.
По полученному значению Iср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (Iср.) с помощью характеристик Iвх=f(Iи.о.). показанных на рис. 10.4.б.
Iср.з=.Iср.×КI(10.10)
где КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;
Поскольку ток срабатывания защиты как правило Iср.з02 Iном.г. при проектировании принимается Iср.з=02 Iном.г.
Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.
Наименование величины
Коэффициент трансформации ТТ
Номинальный вторичный ток генератора А
Iном.г.в=.Iном.г. КI
Принятое число витков рабочей обмотке реле
Вторичный минимальный ток срабатывания реле А
Расчетный ток небаланса А
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле А
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр
Намагничивающая сила тормозной обмотки реле А
Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.10.2)
Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)
Wт.расч. = (Fт× KI) Iт
Принятое число витков тормозной обмотке реле
Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора
Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.10.2)
Ток срабатывания поперечной защиты

Копия Защита блока 300 МВт.doc

10.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА 300 МВт
1.Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие
По согласованию с заказчиком количество дублирующих комплектов может быть изменено.
Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:
Первая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Вторая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Первая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Вторая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Первая дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.
Вторая дифференциальная защита ошиновки ВН блока.
Первая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.
Вторая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на производную напряжение 3-й гармоники.
Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.
Резервная защита генератора от асинхронного режима на реле сопротивления с блокировкой по току обратной последовательности.
Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.
Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.
Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.
Защита генератора от симметричных перегрузок статора.
Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока установленная в нейтрали блочного трансформатора.
Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.
УРОВ генераторного выключателя.
Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла.
Защита генератора от повышения напряжения.
Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).
Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.
Реле контроля тока КАГ.
Индукционный короткозамкнутый датчик ротора.
Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.
В унифицированном комплексе предусматривается 13 промежуточных реле:
ВР1– выходные промежуточные реле первой защиты ошиновки ВН блока действуют на полный останов блока в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей связанных с ВЛ.
ВР2– выходные промежуточные реле второй защиты ошиновки ВН блока действуют аналогично промежуточным реле группы ВР1.
ВР3– выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).
ВР4– выходные промежуточные реле основных защит блока производящие полный останов блока (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ на гашение поле генератора и возбудителя действие на останов турбины на отключение выключателя 63 кВ ТСН в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).
ВР5– выходные промежуточные реле основных защит генератора производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии действие на гашение поля генератора и возбудителя действие на останов турбины)
ВР6– выходные промежуточные реле резервных защит блока действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.
ВР7– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.
ВР8– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).
ВР9– выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.
ВР10– выходные промежуточные реле повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).
ВР11– выходные промежуточные реле повторяющее действие технологических защит блока.
ВР'АХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии основной защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины разгрузки по активной мощности).
ВР"АХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии резервной защиты генератора от асинхронного режима (действует аналогично ВР'АХ).
2.Продольная дифференциальная защита генератора
Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей чувствительной (Iс.з.=03Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.
По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-115 с торможением.
Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных так и со стороны нулевых вводов.
Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.
Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков общее число которых составляет 36.
Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено и м.д.с. создающиеся этими токами вычитаются. М.д.с. создаваемая в тормозной обмотке препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса.
При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с. сопровождающиеся этими токами складываются что приводит к срабатыванию защиты.
Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]
Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения
Iср. мин=FсрWр(10.1)
где Fср=100 А*В – м.д.с. срабатывания реле;
Ток срабатывания реле составляет 07 А что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (015-02)Iном. г.и не превышает ток срабатывания 03 Iном. г требуемый ГОСТом.
Кроме того дифференциальная защита с уставкой 07 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.
Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 1800.
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)(10.2)
где Кодн – коэффициент однотипности применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 05 а при разнотипных 1;
I(3) – периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода А.
На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки – при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.
Торможение должно надежно превышать действие м.д.с. создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки Котс.=16.
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр(10.3)
где KI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;
Wр – число витков рабочей обмотки равное 144.
Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. Fт по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).
Расчетное число витков тормозной обмотки равно:
Wт.расч. = (Fт×Iт)KI(10.4)
где Iт – тоже что I(3).
Принимается ближайшее число витков (большее).
Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:
Кч=I(2)(Кт×Iср.мин)(10.5)
где Iср.мин – определяется по (1) и равен 07 А;
I(2) – ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.
При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:
где I(2)к – полный ток в месте КЗ;
I(2)т – ток КЗ со стороны системы;
КI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;
Wр – число витков рабочей обмотки (144);
Wт – принятое число витков тормозной обмотки.
Далее по тормозной характеристике (рис. 10.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания Fр.ср.
Чувствительность определяется соотношением:
3.Поперечная дифференциальная защита
Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.
Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.
Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40Ф с фильтром высших гармоник щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.
В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2 шунтирующие катушки исполнительного органа (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.
Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4 б. Первичная обмотка имеет ответвления позволяющие получить четыре диапазона уставок.
Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.
С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:
Iср.и.о.=Котс(Iнб.х+Ккр+Iнб.к)(10.8)
где Котс=15 – коэффициент отстройки;
Iнб.х Iнб.к – токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;
Ккр – коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.
где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора о.е.;
– сопротивление трансформаторов блока равное напряжению КЗ о.е..
Если Iср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа) то измерение токов небаланса и определение Iср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.
По полученному значению Iср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (Iср.) с помощью характеристик Iвх=f(Iи.о.). показанных на рис. 10.4.б.
Iср.з=.Iср.×КI(10.10)
где КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;
Поскольку ток срабатывания защиты как правило Iср.з02 Iном.г. при проектировании принимается Iср.з=02 Iном.г.
Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.
Наименование величины
Коэффициент трансформации ТТ
Номинальный вторичный ток генератора А
Iном.г.в=.Iном.г. КI
Принятое число витков рабочей обмотке реле
Вторичный минимальный ток срабатывания реле А
Расчетный ток небаланса А
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле А
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр
Намагничивающая сила тормозной обмотки реле А
Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.8.2)
Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)
Wт.расч. = (Fт× KI) Iт
Принятое число витков тормозной обмотке реле
Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора
Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.8.2)
Ток срабатывания поперечной защиты

на печать.doc

10.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА 300 МВт
1.Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие
Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:
Продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.
Защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.
Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.
Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.
Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.
Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.
Защита генератора от симметричных перегрузок статора.
Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока установленная в нейтрали блочного трансформатора.
Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.
УРОВ генераторного выключателя.
Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла.
Защита генератора от повышения напряжения.
Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).
Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.
Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.
В унифицированном комплексе предусматривается 11 промежуточных реле:
ВР1– выходные промежуточные реле защиты ошиновки ВН блока действуют на полный останов блока в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей связанных с ВЛ.
ВР2– выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).
ВР3– выходные промежуточные реле основных защит блока производящие полный останов блока (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ на гашение поле генератора и возбудителя действие на останов турбины на отключение выключателя 63 кВ ТСН в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).
ВР4– выходные промежуточные реле основных защит генератора производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии действие на гашение поля генератора и возбудителя действие на останов турбины)
ВР5– выходные промежуточные реле резервных защит блока действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.
ВР6– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.
ВР7– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).
ВР8– выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.
ВР9– выходные промежуточные реле повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).
ВР10– выходные промежуточные реле повторяющее действие технологических защит блока.
ВРАХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины разгрузки по активной мощности).
2.Продольная дифференциальная защита генератора
Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей чувствительной (Iс.з.=03Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.
По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-115 с торможением.
Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных так и со стороны нулевых вводов.
Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.
Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков общее число которых составляет 36.
Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено и м.д.с. создающиеся этими токами вычитаются. М.д.с. создаваемая в тормозной обмотке препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса.
При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с. сопровождающиеся этими токами складываются что приводит к срабатыванию защиты.
Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]
Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения
Iср. мин=FсрWр(10.1)
где Fср=100 А*В – м.д.с. срабатывания реле;
Ток срабатывания реле составляет 07 А что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (015-02)Iном. г.и не превышает ток срабатывания 03 Iном. г требуемый ГОСТом.
Кроме того дифференциальная защита с уставкой 07 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.
Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 1800.
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)(10.2)
где Кодн – коэффициент однотипности применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 05 а при разнотипных 1;
I(3) – периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода А.
На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки – при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.
Торможение должно надежно превышать действие м.д.с. создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки Котс.=16.
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр(10.3)
где KI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;
Wр – число витков рабочей обмотки равное 144.
Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. Fт по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).
Расчетное число витков тормозной обмотки равно:
Wт.расч. = (Fт×Iт)KI(10.4)
где Iт – тоже что I(3).
Принимается ближайшее число витков (большее).
Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:
Кч=I(2)(Кт×Iср.мин)(10.5)
где Iср.мин – определяется по (1) и равен 07 А;
I(2) – ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.
При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:
где I(2)к – полный ток в месте КЗ;
I(2)т – ток КЗ со стороны системы;
КI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;
Wр – число витков рабочей обмотки (144);
Wт – принятое число витков тормозной обмотки.
Далее по тормозной характеристике (рис. 10.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания Fр.ср.
Чувствительность определяется соотношением:
3.Поперечная дифференциальная защита
Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.
Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.
Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40Ф с фильтром высших гармоник щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.
В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2 шунтирующие катушки исполнительного органа (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.
Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4 б. Первичная обмотка имеет ответвления позволяющие получить четыре диапазона уставок.
Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.
С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:
Iср.и.о.=Котс(Iнб.х+Ккр+Iнб.к)(10.8)
где Котс=15 – коэффициент отстройки;
Iнб.х Iнб.к – токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;
Ккр – коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.
где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора о.е.;
– сопротивление трансформаторов блока равное напряжению КЗ о.е..
Если Iср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа) то измерение токов небаланса и определение Iср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.
По полученному значению Iср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (Iср.) с помощью характеристик Iвх=f(Iи.о.). показанных на рис. 10.4.б.
Iср.з=.Iср.×КI(10.10)
где КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;
Поскольку ток срабатывания защиты как правило Iср.з02 Iном.г. при проектировании принимается Iср.з=02 Iном.г.
Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.
Наименование величины
Коэффициент трансформации ТТ
Номинальный вторичный ток генератора А
Iном.г.в=.Iном.г. КI
Принятое число витков рабочей обмотке реле
Вторичный минимальный ток срабатывания реле А
Расчетный ток небаланса А
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле А
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр
Намагничивающая сила тормозной обмотки реле А
Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.10.2)
Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)
Wт.расч. = (Fт× KI) Iт
Принятое число витков тормозной обмотке реле
Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора
Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.10.2)
Ток срабатывания поперечной защиты

Копия на печать.doc

10.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА 300 МВт
1.Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие
Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:
Продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.
Дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.
Дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.
Защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.
Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.
Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.
Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.
Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.
Защита генератора от симметричных перегрузок статора.
Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока установленная в нейтрали блочного трансформатора.
Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.
УРОВ генераторного выключателя.
Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла.
Защита генератора от повышения напряжения.
Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).
Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.
Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.
В унифицированном комплексе предусматривается 11 промежуточных реле:
ВР1– выходные промежуточные реле защиты ошиновки ВН блока действуют на полный останов блока в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей связанных с ВЛ.
ВР2– выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).
ВР3– выходные промежуточные реле основных защит блока производящие полный останов блока (отключение выключателей ВН блока действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя связанного с ВЛ на гашение поле генератора и возбудителя действие на останов турбины на отключение выключателя 63 кВ ТСН в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).
ВР4– выходные промежуточные реле основных защит генератора производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии действие на гашение поля генератора и возбудителя действие на останов турбины)
ВР5– выходные промежуточные реле резервных защит блока действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.
ВР6– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.
ВР7– выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).
ВР8– выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.
ВР9– выходные промежуточные реле повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).
ВР10– выходные промежуточные реле повторяющее действие технологических защит блока.
ВРАХ– выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины разгрузки по активной мощности).
2.Продольная дифференциальная защита генератора
Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей чувствительной (Iс.з.=03Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.
По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-115 с торможением.
Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных так и со стороны нулевых вводов.
Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.
Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков общее число которых составляет 36.
Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено и м.д.с. создающиеся этими токами вычитаются. М.д.с. создаваемая в тормозной обмотке препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса.
При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с. сопровождающиеся этими токами складываются что приводит к срабатыванию защиты.
Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]
Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения
Iср. мин=FсрWр(10.1)
где Fср=100 А*В – м.д.с. срабатывания реле;
Ток срабатывания реле составляет 07 А что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (015-02)Iном. г.и не превышает ток срабатывания 03 Iном. г требуемый ГОСТом.
Кроме того дифференциальная защита с уставкой 07 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.
Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 1800.
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)(10.2)
где Кодн – коэффициент однотипности применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 05 а при разнотипных 1;
I(3) – периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода А.
На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки – при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.
Торможение должно надежно превышать действие м.д.с. создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки Котс.=16.
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр(10.3)
где KI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;
Wр – число витков рабочей обмотки равное 144.
Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. Fт по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).
Расчетное число витков тормозной обмотки равно:
Wт.расч. = (Fт×Iт)KI(10.4)
где Iт – тоже что I(3).
Принимается ближайшее число витков (большее).
Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:
Кч=I(2)(Кт×Iср.мин)(10.5)
где Iср.мин – определяется по (1) и равен 07 А;
I(2) – ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.
При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:
где I(2)к – полный ток в месте КЗ;
I(2)т – ток КЗ со стороны системы;
КI – коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;
Wр – число витков рабочей обмотки (144);
Wт – принятое число витков тормозной обмотки.
Далее по тормозной характеристике (рис. 10.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания Fр.ср.
Чувствительность определяется соотношением:
3.Поперечная дифференциальная защита
Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.
Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.
Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40Ф с фильтром высших гармоник щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.
В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2 шунтирующие катушки исполнительного органа (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.
Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4 б. Первичная обмотка имеет ответвления позволяющие получить четыре диапазона уставок.
Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.
С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:
Iср.и.о.=Котс(Iнб.х+Ккр+Iнб.к)(10.8)
где Котс=15 – коэффициент отстройки;
Iнб.х Iнб.к – токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;
Ккр – коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.
где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора о.е.;
– сопротивление трансформаторов блока равное напряжению КЗ о.е..
Если Iср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа) то измерение токов небаланса и определение Iср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.
По полученному значению Iср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (Iср.) с помощью характеристик Iвх=f(Iи.о.). показанных на рис. 10.4.б.
Iср.з=.Iср.×КI(10.10)
где КI – коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;
Поскольку ток срабатывания защиты как правило Iср.з02 Iном.г. при проектировании принимается Iср.з=02 Iном.г.
Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.
Наименование величины
Коэффициент трансформации ТТ
Номинальный вторичный ток генератора А
Iном.г.в=.Iном.г. КI
Принятое число витков рабочей обмотке реле
Вторичный минимальный ток срабатывания реле А
Расчетный ток небаланса А
Iнб. расч=Кодн×fi×I(3)
Намагничивающая сила рабочей обмотки реле А
Fp=(Котс.KI)×Iнб. расч Wр
Намагничивающая сила тормозной обмотки реле А
Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.10.2)
Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)
Wт.расч. = (Fт× KI) Iт
Принятое число витков тормозной обмотке реле
Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора
Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.10.2)
Ток срабатывания поперечной защиты

Копия Экономика КЭС900(исправленный).doc

13.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КЭС
В экономической части проекта рассматривается экономическая и финансовая состоятельность предприятия. Расчет проводится для расчетного периода включающего период строительства освоения и нормальной эксплуатации предприятия.
В качестве исходных данных для расчета необходимо иметь данные по капиталовложениям издержкам производства источникам финансирования.
1.Расчет технико-экономических показателей КЭС
Число часов использования установленной мощности ч:
Капиталовложения в строительство КЭС млн.руб.:
где -капиталовложения в строительство блоков млн.руб.;
- коэффициент учитывающий местные условия строительства;
- коэффициент удорожания основных средств на данный момент времени;
где коэффициент учитывающий район сооружения;
7 и 043 - соответственно доля капиталовложений на строительно-монтажные работы и оборудование.
Удельные капиталовложения в КЭС составляют:
Годовой расход топлива на КЭС рассчитывается по топливным характеристикам т.у.т.год
Блок 300 МВт : (13.3)
где число часов работы агрегата в году (ч);
количество агрегатов;
- количество выработанной электроэнергии;
Годовой расход топлива на КЭС (тыс.м.куб.год):
Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд кг(кВт ч)
Удельный расход условного топлива с учетом собственных нужд (расход на собственные нужды принят из электрической части проекта и равен 7%)
Топливные издержки млн.руб.год:
где -цена топлива на месте использования
=1270 руб.(т.н.т.) для Центрального региона России;
- коэффициент потерь;
Годовые издержки на амортизацию определяются как доля от капиталовложений в КЭС. Средняя норма амортизации для КЭС принимаем как:
Издержки на ремонт млн.руб.год:
Тогда согласно (13.5):
Издержки на заработную плату персонала станции млн.руб.год:
где удельная численность персонала КЭС равная 08
= 80000 (рубчел) – среднегодовая заработная плата;
- доля вахтенного персонала;
- коэффициент учитывающий отчисления на социальные нужды:
% - отчисления в пенсионный фонд;
% - отчисления на социальные нужды;
% - отчисления в фонд медстрахования
– отчисления в фонд страхования от несчастных случаев.
Цеховые расходы руб.год:
где -доля цеховых расходов
Общестанционные расходы руб.год.
Учитываются расходы по управлению КЭС:
-содержание аппарата управления
-общепроизводственные затраты (содержание ремонт и амортизация зданий общественного назначения).
где =100000 руб.год – среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала;
=50 (чел.) – численность административно-управленческого персонала (5 % от общей численности персонала);
- коэффициент определяется приближенно: для =900 МВт =007.
Прочие издержки рубгод (включают также ежегодную выплату процента кредита):
Суммарные годовые издержки по КЭС:
Себестоимость выработанной электроэнергии определяется как отношение годовых эксплуатационных издержек к годовой выработке электроэнергии:
Себестоимость отпущенной электроэнергии определяется с зачетом расхода на собственные нужды то есть:
Результаты расчета сведены в табл. 13.1.
Технико-экономические показатели КЭС
Установленная мощность Руст МВт
Число и тип агрегатов
Число часов использования установленной мощности hу ч
Годовая выработка электроэнергии кВт ч
Годовой отпуск электроэнергии кВт ч
Годовой расход условного топлива Вг т.у.т.
Удельный расход условного топлива (брутто)
Удельный расход условного топлива (нетто)
КПД станции (брутто)
КПД станции (нетто)
Расход электроэнергии на собственные нужды %
Капиталовложения в КЭС Ккэс млн. руб.
Удельные капиталовложения в КЭС Ккэс тыс.руб.кВт
Численность эксплуатационного персонала Nпер чел.
Себестоимость выработанной электроэнергии руб.(кВт ч)
Себестоимость отпущенной электроэнергии руб.(кВт ч)
Цена топлива Цт руб.тыс.м.куб.

Анализ рынка.doc

13.2. Анализ российского рынка силовых трансформаторов
Производство трансформаторов в России освоенное в довоенный период является как и многие другие направления машиностроительной отрасли весьма капиталоемким. Тем не менее крупные и высокоразвитые предприятия трансформаторостроения все же смогли достаточно успешно адаптироваться к современным рыночным условиям. Предприятия электротехнической отрасли постепенно увеличивают объемы производства и вполне способны придать ускорение промышленности нашей страны. Новых производителей данной электротехнической продукции практически не появилось но возникли многочисленные торгово-посреднические фирмы как независимые структуры так и в составе производственных образований в виде торговых домов и региональных представительств.
Главное преимущество данной матрицы по сравнению с другими матричными методами оценки конкурентоспособности — учет большого количества факторов влияющих на определение позиции предприятия какой-либо отрасли по 2-м критериям: привлекательности отрасли и конкурентоспособности предприятия на рынке. При проведении анализа этим матричным методом могут учитываться не все факторы представленные в таблице 1. Выбираются лишь те влияние которых на указанные выше критерии является наибольшим. Далее факторы оцениваются по пятибалльной шкале с учетом коэффициентов весомости установленных экспертным путем.
Для определения привлекательности рынка промышленных трансформаторов в России выбираем следующие факторы:
Размер рынка — «2».
Темпы роста рынка — «3».
В течение последних 10-ти лет рынок сокращался и терял платежеспособных заказчиков. Однако сегодня по данным Министерства промышленной политики России около 60% «трансформаторного парка» предприятий страны нуждается в обновлении.
Структура конкуренции — «2».
Для оценки противодействия конкурентов в борьбе за рыночные ниши рассчитаем показатель концентрации производства в отрасли который определяется по формуле:
где КК — коэффициент концентрации;
П1 2 3 4 — объемы реализации 4-х наибольших предприятий в отрасли;
n — количество предприятий работающих в отрасли.
Коэффициент концентрации отрасли трансформаторостроения на 2005г. составил 889% а это значит что российский рынок трансформаторов характеризуется высокой концентрацией и может влиять на цену продукции и условия ее продажи. Однако коэффициент концентрации не определяет степень распределения рынка между его главными участниками. В некоторой мере этот недостаток можно устранить если использовать индекс Херфиндала (Х):
Таким образом в нашем случае данный индекс равен:
Факторы привлекательности отрасли и конкурентного положения предприятия
Привлекательность рынка
Конкурентное положение предприятия
Характеристика рынка (отрасли)
Часть рынка принадлежащая предприятию
Темпы роста (за последние 10 лет)
Темпы роста стратегического направления бизнеса
Географические преимущества
Характеристика товарного ассортимента
Динамика цен чувствительность к ценам
Конкурентоспособность предприятия
Размер ключевых сегментов
Эффективность системы маркетинга
Важность внешних рынков
Уровень конкуренции на рынке
Относительная часть рынка (оценивается часть внутреннего рынка и часть рынка относительно 3-х главных конкурентов)
Тенденции изменения числа конкурентов
Преимущества лидеров отрасли
Потенциал предприятия и его конкурентные преимущества
Чувствительность к товарам-заменителям
Финансово-экономические факторы
Барьеры вхождения и выхода из отрасли
Уровень использования производственных мощностей предприятия
Уровень загрузки производственных мощностей в отрасли
Уровень рентабельности
Отраслевой уровень рентабельности
Технологическое развитие
Структура отраслевых затрат
Структура затрат предприятия
Социально-психологические факторы
Корпоративная культура
Юридические ограничения бизнеса
Эффективность работы сотрудников
Динамика реализации продукции ведущих предприятий трансформаторостроения России в млн.руб.
Индекс Херфиндала увеличивается с ростом концентрации в отрасли а в условиях чистой монополии равен 1. Если же его значение превышает 05 то это свидетельствует о значительной монополизации в отрасли.
Барьеры вхождения в отрасль — «3».
О сложных условиях вхождения в отрасль мы можем судить по рассчитанным выше показателям. Изготовление трансформаторов — науко- и капиталоемкое производство поэтому новые участники из других отраслей на этот рынок прийти не могут существует возможность появления только зарубежных производителей обладающих соответствующими ресурсами для организации в России производства и опытом научных разработок в отрасли трансформаторостроения.
Оценка привлекательности российского рынка
силовых трансформаторов
Коэффициент весомости
Средневзвешенная оценка
Структура конкуренции
Отраслевая рентабельность
Барьеры вхождения в отрасль
Суммарная средневзвешенная оценка
диверсификация деятельности по направлениям (только концерн АВВ является исключительно электротехническим);
множество предприятий в различных странах (например предприятия того же АВВ расположены в 140 странах мира);
значительный опыт проектирования и производства электротехнической продукции;
большие финансовые и научные ресурсы;
поддержка со стороны органов власти.
Отраслевая рентабельность — «4».
Средний уровень рентабельности продаж продукции отрасли составляет около 30%. Это не самый лучший показатель среди отраслей экономики России но достаточный для развития отечественных производителей трансформаторов.
Энергоемкость — «4».
Производство силовых трансформаторов относится к машиностроению для которого энергоемкость не является характерной и значительной.
На основе новейших исследований определяется общий показатель привлекательности рынка.
Основываясь на приведенных в таблице 3 расчетах можно утверждать что привлекательность отечественного рынка силовых трансформаторов находится на среднем уровне.
Часть рынка принадлежащая предприятию — «5».
Конкурентоспособность предприятия — «5».
Конкурентные преимущества предприятия — «5».
Конкурентными преимуществами предприятия являются: качество продукции известный бренд изготовление трансформаторов «под заказ» большой научный потенциал и опыт разработок в данной отрасли наличие сервисных центров активная маркетинговая политика.
Уровень использования производственных мощностей — «4».
Производственные мощности предприятия используются не полностью а только на 77% что в конечном итоге влияет и на общую рентабельность производства. В феврале 2005г. компанией была принята комплексная программа по увеличению пропускной способности производства предусматривающая выход на производственную мощность 20 тыс. МВА в год (для сравнения в 2004г. производственная мощность завода оценивалась в 16-17 тыс. МВА). Второй этап программы планируется завершить в конце 2006г. — первой половине 2007г. Предполагается что совокупная производственная мощность предприятия составит 40 тыс. МВА. Подобных результатов можно будет достичь прежде всего за счет расконсервирования имеющихся мощностей и их модернизации.
Теоретически производственный потенциал предприятия как и других российских производителей отрасли позволяет выпускать полную номенклатуру промышленных трансформаторов. Однако практически по некоторым моделям востребованным рынком отечественные заводы не имеют ни опыта ни проектно-технологической документации (ввиду узкой специализации предприятий заложенной еще во времена СССР). Это означает что заказчику таких моделей придется ждать поставки на 1-3 месяца дольше т.е. пока производитель разработает технологию производства. При наличии готовой проектно-технологической документации срок изготовления трансформатора в России (от заявки до отгрузки) в среднем составляет 2 месяца. Выполнение заказов зарубежными производителями имеющими опыт более высокий уровень оснащенности производства и проектно-технологическую документацию происходит быстрее и ненамного (до 10%) дороже хотя и сопровождается некоторыми трудностями связанными с ввозом продукции.
Оценка конкурентного положения
Конкурентные преимущества предприятия
Уровень использования производственных мощностей

Копия Анализ рынка.doc

13.2. Анализ российского рынка силовых трансформаторов
Производство трансформаторов в России освоенное в довоенный период является как и многие другие направления машиностроительной отрасли весьма капиталоемким. Тем не менее крупные и высокоразвитые предприятия трансформаторостроения все же смогли достаточно успешно адаптироваться к современным рыночным условиям. Предприятия электротехнической отрасли постепенно увеличивают объемы производства и вполне способны придать ускорение промышленности нашей страны. Новых производителей данной электротехнической продукции практически не появилось но возникли многочисленные торгово-посреднические фирмы как независимые структуры так и в составе производственных образований в виде торговых домов и региональных представительств.
Главное преимущество данной матрицы по сравнению с другими матричными методами оценки конкурентоспособности — учет большого количества факторов влияющих на определение позиции предприятия какой-либо отрасли по 2-м критериям: привлекательности отрасли и конкурентоспособности предприятия на рынке. При проведении анализа этим матричным методом могут учитываться не все факторы представленные в таблице 1. Выбираются лишь те влияние которых на указанные выше критерии является наибольшим. Далее факторы оцениваются по пятибалльной шкале с учетом коэффициентов весомости установленных экспертным путем.
Для определения привлекательности рынка промышленных трансформаторов в России выбираем следующие факторы:
Размер рынка — «2».
Темпы роста рынка — «3».
В течение последних 10-ти лет рынок сокращался и терял платежеспособных заказчиков. Однако сегодня по данным Министерства промышленной политики России около 60% «трансформаторного парка» предприятий страны нуждается в обновлении.
Структура конкуренции — «2».
Для оценки противодействия конкурентов в борьбе за рыночные ниши рассчитаем показатель концентрации производства в отрасли который определяется по формуле:
где КК — коэффициент концентрации;
П1 2 3 4 — объемы реализации 4-х наибольших предприятий в отрасли;
n — количество предприятий работающих в отрасли.
Коэффициент концентрации отрасли трансформаторостроения на 2005г. составил 889% а это значит что российский рынок трансформаторов характеризуется высокой концентрацией и может влиять на цену продукции и условия ее продажи. Однако коэффициент концентрации не определяет степень распределения рынка между его главными участниками. В некоторой мере этот недостаток можно устранить если использовать индекс Херфиндала (Х):
Таким образом в нашем случае данный индекс равен:
Факторы привлекательности отрасли и конкурентного положения предприятия
Привлекательность рынка
Конкурентное положение предприятия
Характеристика рынка (отрасли)
Часть рынка принадлежащая предприятию
Темпы роста (за последние 10 лет)
Темпы роста стратегического направления бизнеса
Географические преимущества
Характеристика товарного ассортимента
Динамика цен чувствительность к ценам
Конкурентоспособность предприятия
Размер ключевых сегментов
Эффективность системы маркетинга
Важность внешних рынков
Уровень конкуренции на рынке
Относительная часть рынка (оценивается часть внутреннего рынка и часть рынка относительно 3-х главных конкурентов)
Тенденции изменения числа конкурентов
Преимущества лидеров отрасли
Потенциал предприятия и его конкурентные преимущества
Чувствительность к товарам-заменителям
Финансово-экономические факторы
Барьеры вхождения и выхода из отрасли
Уровень использования производственных мощностей предприятия
Уровень загрузки производственных мощностей в отрасли
Уровень рентабельности
Отраслевой уровень рентабельности
Технологическое развитие
Структура отраслевых затрат
Структура затрат предприятия
Социально-психологические факторы
Корпоративная культура
Юридические ограничения бизнеса
Эффективность работы сотрудников
Динамика реализации продукции ведущих предприятий трансформаторостроения России в млн.руб.
Индекс Херфиндала увеличивается с ростом концентрации в отрасли а в условиях чистой монополии равен 1. Если же его значение превышает 05 то это свидетельствует о значительной монополизации в отрасли.
Барьеры вхождения в отрасль — «3».
О сложных условиях вхождения в отрасль мы можем судить по рассчитанным выше показателям. Изготовление трансформаторов — науко- и капиталоемкое производство поэтому новые участники из других отраслей на этот рынок прийти не могут существует возможность появления только зарубежных производителей обладающих соответствующими ресурсами для организации в России производства и опытом научных разработок в отрасли трансформаторостроения.
Оценка привлекательности российского рынка
силовых трансформаторов
Коэффициент весомости
Средневзвешенная оценка
Структура конкуренции
Отраслевая рентабельность
Барьеры вхождения в отрасль
Суммарная средневзвешенная оценка
диверсификация деятельности по направлениям (только концерн АВВ является исключительно электротехническим);
множество предприятий в различных странах (например предприятия того же АВВ расположены в 140 странах мира);
значительный опыт проектирования и производства электротехнической продукции;
большие финансовые и научные ресурсы;
поддержка со стороны органов власти.
Отраслевая рентабельность — «4».
Средний уровень рентабельности продаж продукции отрасли составляет около 30%. Это не самый лучший показатель среди отраслей экономики России но достаточный для развития отечественных производителей трансформаторов.
Энергоемкость — «4».
Производство силовых трансформаторов относится к машиностроению для которого энергоемкость не является характерной и значительной.
На основе новейших исследований определяется общий показатель привлекательности рынка.
Основываясь на приведенных в таблице 3 расчетах можно утверждать что привлекательность отечественного рынка силовых трансформаторов находится на среднем уровне.
Часть рынка принадлежащая предприятию — «5».
Конкурентоспособность предприятия — «5».
Конкурентные преимущества предприятия — «5».
Конкурентными преимуществами предприятия являются: качество продукции известный бренд изготовление трансформаторов «под заказ» большой научный потенциал и опыт разработок в данной отрасли наличие сервисных центров активная маркетинговая политика.
Уровень использования производственных мощностей — «4».
Производственные мощности предприятия используются не полностью а только на 77% что в конечном итоге влияет и на общую рентабельность производства. В феврале 2005г. компанией была принята комплексная программа по увеличению пропускной способности производства предусматривающая выход на производственную мощность 20 тыс. МВА в год (для сравнения в 2004г. производственная мощность завода оценивалась в 16-17 тыс. МВА). Второй этап программы планируется завершить в конце 2006г. — первой половине 2007г. Предполагается что совокупная производственная мощность предприятия составит 40 тыс. МВА. Подобных результатов можно будет достичь прежде всего за счет расконсервирования имеющихся мощностей и их модернизации.
Теоретически производственный потенциал предприятия как и других российских производителей отрасли позволяет выпускать полную номенклатуру промышленных трансформаторов. Однако практически по некоторым моделям востребованным рынком отечественные заводы не имеют ни опыта ни проектно-технологической документации (ввиду узкой специализации предприятий заложенной еще во времена СССР). Это означает что заказчику таких моделей придется ждать поставки на 1-3 месяца дольше т.е. пока производитель разработает технологию производства. При наличии готовой проектно-технологической документации срок изготовления трансформатора в России (от заявки до отгрузки) в среднем составляет 2 месяца. Выполнение заказов зарубежными производителями имеющими опыт более высокий уровень оснащенности производства и проектно-технологическую документацию происходит быстрее и ненамного (до 10%) дороже хотя и сопровождается некоторыми трудностями связанными с ввозом продукции.
Оценка конкурентного положения
Конкурентные преимущества предприятия
Уровень использования производственных мощностей

Экономика КЭС900(исправленный).doc

13.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В экономической части проекта рассматривается экономическая и финансовая состоятельность предприятия а также произведен анализ российского рынка силовых трансформаторов. Расчет проводится для расчетного периода включающего период строительства освоения и нормальной эксплуатации предприятия.
В качестве исходных данных для расчета необходимо иметь данные по капиталовложениям издержкам производства источникам финансирования.
1.Расчет технико-экономических показателей КЭС
Число часов использования установленной мощности ч:
Капиталовложения в строительство КЭС млн.руб.:
где -капиталовложения в строительство блоков млн.руб.;
- коэффициент учитывающий местные условия строительства;
- коэффициент удорожания основных средств на данный момент времени;
где коэффициент учитывающий район сооружения;
7 и 043 - соответственно доля капиталовложений на строительно-монтажные работы и оборудование.
Удельные капиталовложения в КЭС составляют:
Годовой расход топлива на КЭС рассчитывается по топливным характеристикам т.у.т.год
Блок 300 МВт : (13.3)
где число часов работы агрегата в году (ч);
количество агрегатов;
- количество выработанной электроэнергии;
Годовой расход топлива на КЭС (тыс.м.куб.год):
Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд кг(кВт ч)
Удельный расход условного топлива с учетом собственных нужд (расход на собственные нужды принят из электрической части проекта и равен 7%)
Топливные издержки млн.руб.год:
где -цена топлива на месте использования
=1270 руб.(т.н.т.) для Центрального региона России;
- коэффициент потерь;
Годовые издержки на амортизацию определяются как доля от капиталовложений в КЭС. Средняя норма амортизации для КЭС принимаем как:
Издержки на ремонт млн.руб.год:
Тогда согласно (13.5):
Издержки на заработную плату персонала станции млн.руб.год:
где удельная численность персонала КЭС равная 08
= 80000 (рубчел) – среднегодовая заработная плата;
- доля вахтенного персонала;
- коэффициент учитывающий отчисления на социальные нужды:
% - отчисления в пенсионный фонд;
% - отчисления на социальные нужды;
% - отчисления в фонд медстрахования
– отчисления в фонд страхования от несчастных случаев.
Цеховые расходы руб.год:
где -доля цеховых расходов
Общестанционные расходы руб.год.
Учитываются расходы по управлению КЭС:
-содержание аппарата управления
-общепроизводственные затраты (содержание ремонт и амортизация зданий общественного назначения).
где =100000 руб.год – среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала;
=50 (чел.) – численность административно-управленческого персонала (5 % от общей численности персонала);
- коэффициент определяется приближенно: для =900 МВт =007.
Прочие издержки рубгод (включают также ежегодную выплату процента кредита):
Суммарные годовые издержки по КЭС:
Себестоимость выработанной электроэнергии определяется как отношение годовых эксплуатационных издержек к годовой выработке электроэнергии:
Себестоимость отпущенной электроэнергии определяется с зачетом расхода на собственные нужды то есть:
Результаты расчета сведены в табл. 13.1.
Технико-экономические показатели КЭС
Установленная мощность Руст МВт
Число и тип агрегатов
Число часов использования установленной мощности hу ч
Годовая выработка электроэнергии кВт ч
Годовой отпуск электроэнергии кВт ч
Годовой расход условного топлива Вг т.у.т.
Удельный расход условного топлива (брутто)
Удельный расход условного топлива (нетто)
КПД станции (брутто)
КПД станции (нетто)
Расход электроэнергии на собственные нужды %
Капиталовложения в КЭС Ккэс млн. руб.
Удельные капиталовложения в КЭС Ккэс тыс.руб.кВт
Численность эксплуатационного персонала Nпер чел.
Себестоимость выработанной электроэнергии руб.(кВт ч)
Себестоимость отпущенной электроэнергии руб.(кВт ч)
Цена топлива Цт руб.тыс.м.куб.

Заключение.doc

В данном дипломном проекте осуществлялась проектирование конденсационной электрической станции мощностью 900 Мвт. Схема выдачи мощности реализована по блочной схеме (3 блока по 300 МВт). Была выбрана и рассчитана турбина марки К-300-240. Установлено три генератора типа ТГВ –300-2У3.
Была составлена карта собственных нужд станции на основании которой осуществлен выбор трансформатора собственных нужд.
На основании технико-экономического сравнения выбрана схема РУ 500 и РУ 220 кВ 32. На основании расчетов токов короткого замыкания произведен выбор коммутационной аппаратуры и токоведущих частей. Произведен выбор трансформаторов напряжения. Выполнен расчет заземляющих устройств РУ 500 кВ и молниезащиты .
Сделано описание релейной защиты блока 300 МВт выполнен расчет дифференциальной и поперечной защиты.
В экономической части проекта произведен расчет технико-экономических показателей КЭС и калькуляции себестоимости энергии которая составила 048 руб.кВт*ч.
В разделе охраны труда произведено описание основных мер безопасности при эксплуатации и обслуживании силовых трансформаторов.
В разделе индивидуального задания рассмотрены методы диагностики высоковольтных выключателей а также произведен анализ работы диагностического оборудования.
Спроектировано 7 чертежей: чертеж тепловой схемы главной схемы компоновки разрез ячейки собственные нужды чертеж релейной защиты индивидуальное задание.

Тепл.часть-готово.doc

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Паротурбинные электростанции вырабатывающие один вид энергии – электрическую оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями. Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. В состав энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный а также непосредственно связанное с ними вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом питающим ее паром образуют моноблок.
Переход к блочной структуре ТЭС обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования. Все современные КЭС с промежуточным перегревом пара – блочного типа.
На КЭС находящихся на территории России и стран СНГ установлены моноблоки мощностью 150 200 МВт с параметрами пара перед турбиной 13 мПа 540540оС а также моноблоки мощностью 300 500 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540540оС.
Современная тепловая электрическая станция ее оборудование и технологическая схема должны удовлетворять ряд технических и экономических требований:
- надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей в соответствии с графиком нагрузок;
- обеспечение требований безопасности и нормальных условий труда персонала и работы оборудования а также охраны окружающей среды;
- экономические требования заключаются в снижении первоначальных затрат (капиталовложений) и эксплуатационных расходов (издержек производства).
В настоящем дипломном проекте выполнен расчет тепловой схемы конденсационной турбины типа К-300-240-2 выпускаемой Ленинградским механическим заводом. Расчет включает в себя определение материального и теплового баланса расхода пара и воды на турбину котлоагрегат. Произведен расчет системы регенерации определены технико-экономические показатели.
В графической части представлена развернутая тепловая схема паротурбинной установки мощностью 300 МВт.
1. ОПИСАНИЕ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
Энергоблок 300 МВт состоит из прямоточного котла ТГМП-314 производительностью 1000 т пара в час предназначенного для работы на мазуте и природном газе и одновальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-300-240 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промперегревом пара.
Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар с параметрами 24 МПа поступает в двухкорпусный ЦВД после чего направляется в промежуточный перегреватель котла. После промежуточного перегрева пар с параметрами 36 МПа и подводится через два разгруженных отсечных и два регулирующих клапана в ЦСД откуда он отводится в середину двухлоточного ЦНД. Конечное давление в конденсаторе составляет кПа.
Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два – из ЦВД четыре – из ЦСД и два – из ЦНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД. Все ПВД и ПНД-4 имеют встроенные охладители конденсата и пара ПНД-3 имеет только охладитель конденсата остальные ПНД не имеют ни того ни другого.
Питательный насос имеет турбопривод с противодавлением питаемый паром из третьего отбора. После турбопривода пар поступает в ПНД-3.
Дренаж ПВД каскадно сливается в деаэратор дренаж ПНД-4 и ПНД-3 каскадно сливается в ПНД-2 откуда при помощи сливного насоса поступает в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3. Дренажи из ПНД-1 и СП направляются в конденсатор.
Греющий пар для двухступенчатой сетевой установки отбирается из пятого и шестого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в расширительный бак а затем в ПНД-1.
Под двухтопочным ЦНД турбины установлен конденсатор 300КЦС-3.
2. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H-S
Давление пара за регулирующими клапанами турбины:
Конечное давление (в конденсаторе): [МПа].
Значения КПД отдельных цилиндров для данной турбины:
Построение процесса расширения пара в турбине.
- по h-s диаграмме находим [кДжкг]
Давление пара в отборе к которому присоединён ТП: [МПа].
Давление в ТП с учётом потерь на паровпускных органах и трубопроводах:
Расчёт давлений воды в элементах схемы.
Давление в трубопроводах свежего пара: [МПа].
Давление после регулирующего питательного клапана котла:
Давление после ПВД-8: [МПа].
Давление после ПВД-7: [МПа].
Давление после ПВД-6: [МПа].
Давление после ПН: [МПа].
Давление во всасывающем патрубке питательного насоса:
Давление после ПНД-4: [МПа].
Давление после ПНД-3: [МПа].
Давление после ПНД-2: [МПа].
Давление после ПНД-1: [МПа].
Давление после КН: [МПа].
Определение параметров конденсата и воды.
- Параметры питательной воды после конденсатора:
Температура питательной воды после конденсатора та же что и для пара:
- Параметры питательной воды после ЭП:
- Параметры питательной воды после СП:
- Параметры питательной воды после ПНД-1:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-1:
Температура: т.к. нет охладителя конденсата.
- Параметры питательной воды после ПНД-2:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-2:
- Параметры питательной воды после ПНД-3:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-3:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПНД-4:
По и [МПа] по таблице Вукаловича определяем
- Параметры питательной воды перед ПО ПНД-4:
- Параметры питательной воды после ПНД-4:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-4:
- Параметры питательной воды после деаэратора:
Подогревом воды в бустерных насосах – пренебрегаем.
Повышение энтальпии в насосе: где
Рнаг=3096 Мпа – давление за питательным насосом.
hн=0845 – КПД насоса.
- коэффициент учитывающий механические потери и протечки воды.
[МПа] - давление на всасывающем
Энтальпия питательной воды за питательным насосом:
Для данной энтальпии и давления по таблице Вукаловича находим температуру воды
за питательным насосом: .
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-6:
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-6:
- Параметры питательной воды после ПВД-6:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-6:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-7:
По и [МПа] по таблице Вукаловича определяем [кДжкг].
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-7:
- Параметры питательной воды после ПВД-7:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-7:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-8:
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-8:
- Параметры питательной воды после ПВД-8:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-8:
По результатам расчётов п.2.2. составляется таблица 2.1.
Параметры пара питательной воды и конденсата. Таблица 2.1.
У регенеративных подогревателей
Пит вода после подогревателей
Повыщ энтальпии воды в подогрев
Рис.1 h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине.
Рис.2 Принципиальная тепловая схема блока К-300-240.
3. БАЛЛАНС ПАРА И ВОДЫ
Необходимый отпуск пара из котла с учётом всех утечек: где
- расход пара на турбину
- потери пара и конденсата на утечки
- расход пара на кольцевые уплотнения и эжекторы.
Рис.3. Схема для расчета ПВД.
Составим систему уравнений относительно неизвестных и .
- коэффициент учитывающий потери тепла в подогревателях.
Подставляем во 2-е уравнение.
Подставляем и в 3-е уравнение.
Подогрев питательной воды в ОП устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.
Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым балансам ПВД в целом.
5. РАСЧЁТ ДЕАЭРАТОРА
Рис.4. Схема используемая для расчёта.
Определим количество питательной воды поступающей в деаэратор из ПНД-4 из уравнений материального баланса.
Принимаем величину выпара: .
Расход пара на деаэратор определим из уравнения теплового баланса.
- коэффициент учитывающий потери тепла в деаэраторе.
Принимаем влажность пара выходящего из деаэратора – 3% тогда
Количество питательной воды поступающей в деаэратор из ПНД-4.
6. РАСЧЁТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
Рис.5. Схема используемая для расчёта.
Недогрев в сетевом подогревателе принимаем равным .
Температура насыщения греющего пара перед верхним сетевым подогревателем (для [МПа] [кДжкг]).
Параметры отбираемого пара перед ВСП.
Недогрев в нижнем сетевом подогревателе принимаем равным .
Температура насыщения греющего пара перед нижним сетевым подогревателем (для [МПа] [кДжкг]).
Параметры отбираемого пара перед НСП.
Температура обратной воды принимается равной: .
Давление на нагнетание в сетевых насосах:
Температура воды в насосах.
Потеря давления сетевой воды в подогревателях:
Параметры сетевой воды после СН2:
Параметры сетевой воды после НСП:
Параметры сетевой воды после ВСП:
Параметры сетевой воды после СН1:
Установка подогрева сетевой воды имеет расчётную нагрузку [МВт].
Расход сетевой воды:
Утечки в системе теплоснабжения приняты в размере 2% от циркулирующей воды.
Необходимое количество воды:
Тепловая нагрузка на ВСП:
Тепловая нагрузка на НСП:
7. РАСЧЁТ ТУРБОПРИВОДА
Из h-S диаграммы определим:
КПД ТП принимаем равным: .
Потребляемая мощность:
Рис.6. Схема используемая для расчёта.
9. ПОДСЧЁТ РАСХОДОВ ПАРА В ОТБОРАХ ТУРБИНЫ И
РАСХОДА ПАРА В КОНДЕНСАТОР
Расход пара в конденсатор.
Значения и близки что подтверждает правильность расчётов.
Определим расход пара на турбину:.
Удельный расход пара на турбину:
Коэффициенты недовыработки отборов.
Расходы пара в отборах.
10. РАСЧЁТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БЛОКА
Расход тепла на турбоустановку:
Удельный расход тепла на турбину:
Расход тепла на производство электроэнергии:
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:
КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:
Тепловая нагрузка парогенератора:
КПД транспорта тепла:
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
Расход условного топлива на производство электроэнергии:
11. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор котлоагрегата.
По рассчитанному расходу пара [тч] и параметрам МПа и
выбираем котлоагрегат ТГМП – 314 (производительность 1000 тч давление за перегревателем 25 МПа температура за перегревателем 545).
Выбор турбоагрегата.
При начальных параметрах МПа и и электрической мощности
0 МВт выбираем турбину К–300–240 ЛМЗ.
Деаэраторный бак объёмом (запас на 5 минут работы)
Выбираем деаэратор ДП-1600-М1 и бак для него БД-120-1.
Выбор бустерного и питательного насосов.
При расходе питательной воды и давлении перед турбиной МПа выбираем в качестве бустерного насоса насос типа 12 ПД – 8 три насоса два из которых рабочие и один резервный с м3ч в качестве питательного насоса выбираем СВПТ–340–1000 с м3ч и напором – 3500 м.
В качестве питательного электронасоса выбираем ПЭН–600–320–2 м3ч
Выбор привода питательного насоса.
Для привода питательного насоса с турбоприводом выбираем по МВт противодавленческую турбину ОР–12 ПН с параметрами на входе МПа t=425 на выходе МПа t=220 .
Выбор конденсатных насосов.
При тч выбираем три насоса 1-го ступени КСВ – 500 два из которых рабочие и один резервный (Q=500 тч Н=150 м.вод.ст.).
За БОУ устанавливаем конденсатные насосы 2-го подъёма – 3 штуки (КСВ – 500)

Копия Тепл.часть-готово.doc

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Паротурбинные электростанции вырабатывающие один вид энергии – электрическую оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями. Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. В состав энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный а также непосредственно связанное с ними вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом питающим ее паром образуют моноблок.
Переход к блочной структуре ТЭС обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования. Все современные КЭС с промежуточным перегревом пара – блочного типа.
На КЭС находящихся на территории России и стран СНГ установлены моноблоки мощностью 150 200 МВт с параметрами пара перед турбиной 13 мПа 540540оС а также моноблоки мощностью 300 500 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540540оС.
Современная тепловая электрическая станция ее оборудование и технологическая схема должны удовлетворять ряд технических и экономических требований:
- надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей в соответствии с графиком нагрузок;
- обеспечение требований безопасности и нормальных условий труда персонала и работы оборудования а также охраны окружающей среды;
- экономические требования заключаются в снижении первоначальных затрат (капиталовложений) и эксплуатационных расходов (издержек производства).
В настоящем дипломном проекте выполнен расчет тепловой схемы конденсационной турбины типа К-300-240-2 выпускаемой Ленинградским механическим заводом. Расчет включает в себя определение материального и теплового баланса расхода пара и воды на турбину котлоагрегат. Произведен расчет системы регенерации определены технико-экономические показатели.
В графической части представлена развернутая тепловая схема паротурбинной установки мощностью 300 МВт.
1. ОПИСАНИЕ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
Энергоблок 300 МВт состоит из прямоточного котла ТГМП-314 производительностью 1000 т пара в час предназначенного для работы на мазуте и природном газе и одновальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-300-240 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промперегревом пара.
Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар с параметрами 24 МПа поступает в двухкорпусный ЦВД после чего направляется в промежуточный перегреватель котла. После промежуточного перегрева пар с параметрами 36 МПа и подводится через два разгруженных отсечных и два регулирующих клапана в ЦСД откуда он отводится в середину двухлоточного ЦНД. Конечное давление в конденсаторе составляет кПа.
Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два – из ЦВД четыре – из ЦСД и два – из ЦНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД. Все ПВД и ПНД-4 имеют встроенные охладители конденсата и пара ПНД-3 имеет только охладитель конденсата остальные ПНД не имеют ни того ни другого.
Питательный насос имеет турбопривод с противодавлением питаемый паром из третьего отбора. После турбопривода пар поступает в ПНД-3.
Дренаж ПВД каскадно сливается в деаэратор дренаж ПНД-4 и ПНД-3 каскадно сливается в ПНД-2 откуда при помощи сливного насоса поступает в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3. Дренажи из ПНД-1 и СП направляются в конденсатор.
Греющий пар для двухступенчатой сетевой установки отбирается из пятого и шестого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в расширительный бак а затем в ПНД-1.
Под двухтопочным ЦНД турбины установлен конденсатор 300КЦС-3.
2. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H-S
Давление пара за регулирующими клапанами турбины:
Конечное давление (в конденсаторе): [МПа].
Значения КПД отдельных цилиндров для данной турбины:
Построение процесса расширения пара в турбине.
- по h-s диаграмме находим [кДжкг]
Давление пара в отборе к которому присоединён ТП: [МПа].
Давление в ТП с учётом потерь на паровпускных органах и трубопроводах:
Расчёт давлений воды в элементах схемы.
Давление в трубопроводах свежего пара: [МПа].
Давление после регулирующего питательного клапана котла:
Давление после ПВД-8: [МПа].
Давление после ПВД-7: [МПа].
Давление после ПВД-6: [МПа].
Давление после ПН: [МПа].
Давление во всасывающем патрубке питательного насоса:
Давление после ПНД-4: [МПа].
Давление после ПНД-3: [МПа].
Давление после ПНД-2: [МПа].
Давление после ПНД-1: [МПа].
Давление после КН: [МПа].
Определение параметров конденсата и воды.
- Параметры питательной воды после конденсатора:
Температура питательной воды после конденсатора та же что и для пара:
- Параметры питательной воды после ЭП:
- Параметры питательной воды после СП:
- Параметры питательной воды после ПНД-1:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-1:
Температура: т.к. нет охладителя конденсата.
- Параметры питательной воды после ПНД-2:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-2:
- Параметры питательной воды после ПНД-3:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-3:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПНД-4:
По и [МПа] по таблице Вукаловича определяем
- Параметры питательной воды перед ПО ПНД-4:
- Параметры питательной воды после ПНД-4:
- Параметры сливаемого конденсата после ПНД-4:
- Параметры питательной воды после деаэратора:
Подогревом воды в бустерных насосах – пренебрегаем.
Повышение энтальпии в насосе: где
Рнаг=3096 Мпа – давление за питательным насосом.
hн=0845 – КПД насоса.
- коэффициент учитывающий механические потери и протечки воды.
[МПа] - давление на всасывающем
Энтальпия питательной воды за питательным насосом:
Для данной энтальпии и давления по таблице Вукаловича находим температуру воды
за питательным насосом: .
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-6:
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-6:
- Параметры питательной воды после ПВД-6:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-6:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-7:
По и [МПа] по таблице Вукаловича определяем [кДжкг].
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-7:
- Параметры питательной воды после ПВД-7:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-7:
- Недоохлаждение пара в охладителе пара ПВД-8:
- Параметры питательной воды перед ПО ПВД-8:
- Параметры питательной воды после ПВД-8:
- Параметры сливаемого конденсата после ПВД-8:
По результатам расчётов п.2.2. составляется таблица 2.1.
Параметры пара питательной воды и конденсата. Таблица 2.1.
У регенеративных подогревателей
Пит вода после подогревателей
Повыщ энтальпии воды в подогрев
Рис.1 h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине.
Рис.2 Принципиальная тепловая схема блока К-300-240.
3. БАЛЛАНС ПАРА И ВОДЫ
Необходимый отпуск пара из котла с учётом всех утечек: где
- расход пара на турбину
- потери пара и конденсата на утечки
- расход пара на кольцевые уплотнения и эжекторы.
Рис.3. Схема для расчета ПВД.
Составим систему уравнений относительно неизвестных и .
- коэффициент учитывающий потери тепла в подогревателях.
Подставляем во 2-е уравнение.
Подставляем и в 3-е уравнение.
Подогрев питательной воды в ОП устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.
Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым балансам ПВД в целом.
5. РАСЧЁТ ДЕАЭРАТОРА
Рис.4. Схема используемая для расчёта.
Определим количество питательной воды поступающей в деаэратор из ПНД-4 из уравнений материального баланса.
Принимаем величину выпара: .
Расход пара на деаэратор определим из уравнения теплового баланса.
- коэффициент учитывающий потери тепла в деаэраторе.
Принимаем влажность пара выходящего из деаэратора – 3% тогда
Количество питательной воды поступающей в деаэратор из ПНД-4.
6. РАСЧЁТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
Рис.5. Схема используемая для расчёта.
Недогрев в сетевом подогревателе принимаем равным .
Температура насыщения греющего пара перед верхним сетевым подогревателем (для [МПа] [кДжкг]).
Параметры отбираемого пара перед ВСП.
Недогрев в нижнем сетевом подогревателе принимаем равным .
Температура насыщения греющего пара перед нижним сетевым подогревателем (для [МПа] [кДжкг]).
Параметры отбираемого пара перед НСП.
Температура обратной воды принимается равной: .
Давление на нагнетание в сетевых насосах:
Температура воды в насосах.
Потеря давления сетевой воды в подогревателях:
Параметры сетевой воды после СН2:
Параметры сетевой воды после НСП:
Параметры сетевой воды после ВСП:
Параметры сетевой воды после СН1:
Установка подогрева сетевой воды имеет расчётную нагрузку [МВт].
Расход сетевой воды:
Утечки в системе теплоснабжения приняты в размере 2% от циркулирующей воды.
Необходимое количество воды:
Тепловая нагрузка на ВСП:
Тепловая нагрузка на НСП:
7. РАСЧЁТ ТУРБОПРИВОДА
Из h-S диаграммы определим:
КПД ТП принимаем равным: .
Потребляемая мощность:
Рис.6. Схема используемая для расчёта.
9. ПОДСЧЁТ РАСХОДОВ ПАРА В ОТБОРАХ ТУРБИНЫ И
РАСХОДА ПАРА В КОНДЕНСАТОР
Расход пара в конденсатор.
Значения и близки что подтверждает правильность расчётов.
Определим расход пара на турбину:.
Удельный расход пара на турбину:
Коэффициенты недовыработки отборов.
Расходы пара в отборах.
10. РАСЧЁТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БЛОКА
Расход тепла на турбоустановку:
Удельный расход тепла на турбину:
Расход тепла на производство электроэнергии:
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:
КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:
Тепловая нагрузка парогенератора:
КПД транспорта тепла:
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
Расход условного топлива на производство электроэнергии:
11. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор котлоагрегата.
По рассчитанному расходу пара [тч] и параметрам МПа и
выбираем котлоагрегат ТГМП – 314 (производительность 1000 тч давление за перегревателем 25 МПа температура за перегревателем 545).
Выбор турбоагрегата.
При начальных параметрах МПа и и электрической мощности
0 МВт выбираем турбину К–300–240 ЛМЗ.
Деаэраторный бак объёмом (запас на 5 минут работы)
Выбираем деаэратор ДП-1600-М1 и бак для него БД-120-1.
Выбор бустерного и питательного насосов.
При расходе питательной воды и давлении перед турбиной МПа выбираем в качестве бустерного насоса насос типа 12 ПД – 8 три насоса два из которых рабочие и один резервный с м3ч в качестве питательного насоса выбираем СВПТ–340–1000 с м3ч и напором – 3500 м.
В качестве питательного электронасоса выбираем ПЭН–600–320–2 м3ч
Выбор привода питательного насоса.
Для привода питательного насоса с турбоприводом выбираем по МВт противодавленческую турбину ОР–12 ПН с параметрами на входе МПа t=425 на выходе МПа t=220 .
Выбор конденсатных насосов.
При тч выбираем три насоса 1-го ступени КСВ – 500 два из которых рабочие и один резервный (Q=500 тч Н=150 м.вод.ст.).
За БОУ устанавливаем конденсатные насосы 2-го подъёма – 3 штуки (КСВ – 500)

Титульник.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту на тему
подпись инициалы фамилия
Консультанты по разделам:
краткое наименование разделаподпись инициалы фамилия
подпись дата инициалы фамилия

Cхема зл.соединений.cdw

Турбина К-300-240(готово).cdw

с турбиной К-300-240
Пар на мазутохозяйство и
общестанционная магистраль с.н. 13 ата.
Охладитель уплотнений
Подогреватель н.д. №1
Подогреватель н.д. №2
Подогреватель н.д. №3
Подогреватель н.д. №4
Деаэрационная колонка п.воды 10 ата
Бак питательной воды
Питательный насос с турбоприводом
Питательный насос с электроприводом
Подогреватель н.д. №6
Подогреватель н.д. №7
Подогреватель н.д. №8
Эжектор циркуляционной системы
Эжектор основной водоструйный
Эжектор отсоса из охладителя упл.
Насос подъемный эжекторов

компановка(готово).cdw

Cхема зл.соединений(испр).cdw

1.CDW

Копия Чистовой.doc

ОБЗОР МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗУЧЕНИЕ ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И АНАЛИЗ ЕЕ РАБОТЫ
Введение------------------------------------------------------------------------------------------------------
Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных
выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом----------------------
Никта - система диагностики состояния и оценки остаточного
ресурса высоковольтных выключателей--------------------------------------------------------------
Прибор для тестирования масляных малообъемных
выключателей напряжением 6-10 кВ.------------------------------------------------------------------
Экспресс-диагностика высоковольтных выключателей.--------------------------------------
Выводы---------------------------------------------------------------------------------------------------
Список литературы.----------------------------------------------------------------------------------------
В настоящее время в области эксплуатационного контроля высоковольтной коммутационной аппаратуры интенсивно развиваются два основных направления: непрерывный (мониторинг) и периодический контроль. Непрерывный контроль предполагает функционирование диагностических приборов на работающем оборудовании под высоким напряжением что существенно усложняет и удорожает эти приборы. Поэтому особое внимание уделяется совершенствованию методов и приборов периодического эксплуатационного контроля параметров коммутационной аппаратуры в обесточенном состоянии.
Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом
К числу наиболее информативных параметров характеризующих состояние высоковольтных выключателей (ВВ) относятся скорость время перемещения и разновременность по фазам замыкания и размыкания подвижных контактов [3 4].
В стоящее время наиболее распространенным и рекомендуемым ОРГРЭС к применению является измерение указанных параметров с помощью вибрографа [4]. В этом случае электромагнитный вибратор с пишущим узлом формирует на диаграммной ленте кинематически связанной с подвижным контактом ВВ виброграмму которая представляет собой изображение колебаний вибратора. Затем по длине периодов изображения на виброграмме "вручную" рассчитывают параметры движения контакта в различных точках его траектории. Существенным недостатком такого метода измерений является большой объем подготовительных и восстановительных работ: демонтаж из ячеек подвесных коммутационных аппаратов слив масла из бака перед испытаниями и последующее его заполнение при испытании некоторых типов выключателей установка и регулировка вибратора. Для этого метода измерений также характерны трудоемкость обработки виброграмм и низкая точность. Все это привело к необходимости создания приборов для автоматизации эксплуатационного периодического контроля ВВ. Разработанные в последние годы в ряде организаций диагностические приборы в основном решают поставленную задачу но требуют применения соответствующих конструкции ВВ датчиков положения контактов что в связи с большой номенклатурой ВВ значительно удорожает комплект измерительной аппаратуры и усложняет подготовительные работы по его установке на контролируемых ВВ.
В НПО "Диатех" разработан способ диагностики коммутационных аппаратов [5 6] с использованием емкостного метода измерения не требующий применения каких-либо датчиков и на его основе освоен выпуск прибора - микропроцессорного автоматического регистратора скоростных и временных характеристик высоковольтных выключателей МАРС1. Оригинальная идея лежащая в основе принципа действия прибора заключается в том. что функцию датчика положения подвижного контакта выключателя практически любой конструкции выполняет его собственная контактная система. Для этого используется зависимость электрической емкости между подвижным и неподвижным контактами ВВ от расстояния между ними и изменение этой емкости при движении контактов.
В качестве примера на рис. 1.1 приведены графики зависимости емкости от расстояния между контактами (координатно-емкостные зависимости) для некоторых типов ВВ. Как видно из графиков такие зависимости можно условно представить состоящими из двух составляющих: изменяющейся которая характеризует расстояние между контактами и постоянной не зависящей от него. Значения емкостей например для выключателей на 6-10 кВ составляют десятки пикофарад и легко могут быть измерены. На основании исследований выявлено что для различных экземпляров каждой модификации ВВ в связи с тем что они имеют одинаковые конструкцию и размеры элементов изменяющиеся составляющие емкостных зависимостей не совпадают но пропорциональны друг другу. Такое несовпадение объясняется различием диэлектрической проницаемости среды в которой находится контактная система диагностируемого ВВ (при наличии и отсутствии масла для его различных марок). Постоянные составляющие координатно-емкостных зависимостей определяются начальной емкостью между контактами в отключенном состоянии ВВ и влиянием окружающих его металлических элементов. Эта емкость при диагностике ВВ может быть легко измерена и учтена при обработке результатов измерений.
Для различных модификаций ВВ такие координатно-емкостные (эталонные) зависимости определяются за ранее экспериментальным путем а их изменяющиеся составляющие записываются в память прибора при его изготовлении. Во время испытания ВВ прибором автоматически в процессе перемещения подвижного контакта снимается зависимость емкости между контактами фазы ВВ от времени (время-емкостная зависимость). Определение скорости движения контактов осуществляется по результатам совместной математической обработки координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей[5 6].
Структурная схема прибора показана на рис. 1.2. Основными его блоками являются микропроцессорный контроллер МПК и три аналоговых измерительных канала (для каждой фазы ВВ ) ИКА ИКЗ ИКА. Связь МПК с ИК индикаторным табло ИТ и кнопками управления КнУ осуществляется через параллельный программируемый адаптер ПЛА.
Для выполнения испытаний ВВ выходы ВыхА ВыхВ ВыхС и входы ВхА ВхВ ВхС измерительных каналов прибора подключают к контактам каждой фазы ВВ SA SВ SС соответственно а вход "Запуск - к катушке электромагнита включения (при контроле параметров включения) или расцепителя (при контроле параметров отключения) привода ВВ.
При подаче команды включения или отключения с помощью штатных органов управления ВВ импульс с электромагнита включения или расцпителя поступает через блок гальванической развязки БГР и переводит МПК в режим управления измерением.
В результате во всех трех ИК включаются в работу.
Рис. 1.2. Функциональная схема микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Формирователи импульсов ФИ которые вырабатывают напряжения прямоугольной формы частотой 500 кГц. С помощью колебательных контуров LC они преобразуются в синусоидальные напряжения и их амплитуда стабилизируется ограничителем напряжения ОН [7]. Благодаря этому изменения междуконтактных емкостей входящих в состав емкостей колебательных контуров и соответствующие изменения резонансных частот этих контуров не влияют на амплитуду выходных колебаний. Под действием переменных напряжений через междуконтактные емкости СкА СкВ и СкС каждой фазы ВВ протекают токи пропорциональные этим емкостям и создающие на шунтах Кш соответствующие падения напряжения.
После ослабления помех избирательными фильтрами ИФ и усиления усилителями У переменные напряжения выпрямляются выпрямителями В. Сглаживающие фильтры СФ устраняют пульсации этих напряжений что приводит к уменьшению погрешности нелинейности ИК. Последующее преобразование постоянных напряжений в цифровые коды осуществляется счетно-импульсным методом с помощью преобразователей напряжения в интервал времени ПНИВ и счетчиков импульсов. В качестве последних использован трехканальный программируемый таймер Т1 типа КР580ВИ53 входящий в состав МПК. Таким образом прибор выполняет измерение междуконтактных емкостей одновременно в трех фазах ВВ.
При испытании ВВ в режиме включения при разомкнутых неподвижных контактах происходит циклическое измерение начальной емкости СОТКЛ и ее значения "по кругу" записываются в выделенные для каждой фазы ВВ области ОЗУ. В процессе движения контактов емкость между ними увеличивается. В момент замыкания контактов колебательные контуры 1C соответствующих ИК шунтируются низкоомными резисторами Кш напряжения на выходах ВыхА ВшВ ВыхС уменьшаются практически до нуля и блоки контроля напряжения БКН выдают в МПК команду прекращения работы ИК. Для получения информации о форме время-емкостной зависимости контролируемого ВВ с необходимой точностью измерения емкостей выполняются с частотой около 15 кГц обеспечивающей на интервале времени движения контактов ВВ запись в оперативном запоминающем устройстве ОЗУ по 100-250 значений емкости для каждой фазы (в зависимости от типа ВВ).
При испытании ВВ в режиме отключения синусоидальные напряжения на выходах ПК достигают рабочих значений через несколько микросекунд после размыкания контактов и БКН выдают в МПК команду начала работы ИК которые осуществляют измерение и запись в ОЗУ по 256 значений емкостей для каждой фазы ВВ. После этого контроллером работа ИК прекращается и МП выполняет предварительную обработку время-емкостных зависимостей обеспечивающую уменьшение погрешности дискретности измерения емкостей и влияния помех. Затем в точках траектории движения контактов определенных координатно-емкостными зависимостями осуществляется вычисление скорости v их движения по формуле
v = Км[dCд(t)dt][dCэт(S)dS](1)
где К - коэффициент масштабирования учитывающий различие координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей из-за неодинаковых диэлектрических проницаемостей среды между контактами (например из-за наличия отсутствия или разных параметров масла в баках ВВ); Сэт(S) -значение междуконтактной емкости эталонною ВВ в координате определения скорости движения контакта находящейся на расстоянии S до неподвижного контакта; Сд(t) - значение междуконтактной емкости контролируемого ВВ в момент времени прохождения подвижным контактом координаты определения скорости движения контакта.
Изменяющиеся составляющие эталонных координатно-емкостных зависимостей а также их производные по расстоянию S в виде таблиц хранятся в постоянном запоминающем устройстве ПЗУ МПК.
Для определения коэффициента Км при снятии координатно-емкостных зависимостей выбирается координата масштабирования по возможности ближе к точке касания контактов (рис.1.1) и на участке с небольшой крутизной координатно-емкостной зависимости чтобы обеспечить малые погрешности масштабирования и вычисления скорости. На время-емкостной зависимости момент масштабирования выбирается из условия
где Тп - время перемещения контакта ВВ в разомкнутом состоянии; Sмакс - максимальное расстояие между контактами фазы ВВ в разомкнутом состоянии.
Коэффициент Км рассчитывается процессором по формуле
Км = С*эт.изм С*Д.изм
где С*эт.изм и С*Д.изм - значения изменяющихся составляющих эталонной и время-емкостной зависимостей в точках их масштабирования.
Рассчитанные по формуле (1) значения скорости образующие зависимость скорости от расстояния между контактами записываются в ОЗУ. По этому массиву МП выбирает три значения скорости регламентируемые Нормами на испытания ВВ [3]
скорости v1 движения контактов в момент их замыкания или размыкания;
скорости движения контактов при входе в дугогасительную камеру или выходе из нее; максимальной скорости v3 движения контактов.
В процессе вычисления скорости контактов по графику время-емкостной зависимости МП определяет время перемещения контактов. Момент начала или окончания их движения при включении или отключении ВВ находится по значению производной емкости по времени. Указанное время используется затем при расчете собственного времени отключения ВВ. Время включения как и интервал времени от момента подачи команды выключения ВВ до момента размыкания контактов определяемся с помощью таймера Т2. Затем по показаниям трех каналов этого таймера МП рассчитывает значения разновременности замыкания или размыкания контактов по фазам.
Рис. 1.3. Передняя панель микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Кроме перечисленных нормируемых характеристик ВВ прибор с помощью таймера ТЗ измеряет длительность импульса управления приводом ВВ. Этот дополнительный параметр несет вспомогательную информацию облегчающую определение причин отклонений характеристик ВВ от нормируемых.
Значения всех измеренных параметров движения контактов БВ а также время-емкостные зависимости последнего испытания сохраняются в ОЗУ с литиевым гальваническим элементом в качестве дежурного источника питания. Это позволяет воспроизводить результаты ранее выполненных измерений (до 70 включений или отключений ВВ) для заполнения протоколов испытаний. Замена дежурного источника питания производится через 5 лет эксплуатации прибора. Для автоматизации протоколирования имеется возможность подключения прибора к персональному компьютеру через входящий в схему прибора синхронно-асинхронный приемопередатчик САПП и блок БСИ стандартного интерфейса RS-232. Оформление протоколов осуществляется с помощью программы входящей в комплект поставки прибора.
Конструктивно переносной прибор МАРС-1 выполнен в металлическом корпусе типа «кейс» в крышке которого имеется отсек для размещения присоединительных кабелей. На передней панели прибора изображенной на рис. 1.3 размещены разъемы для подключения кабелей шести символьное алфавитно-цифровое индикаторное табло набор кнопок управления и светодиодные индикаторы режима работы. Питание прибора осуществляется от сети переменного напряжения 220 В или от источника постоянного напряжения 12 В например автомобильного аккумулятора. Потребляемая мощность — не более 40 Вт. Габаритные раз-меры-470 х 350 х 155 мм масса с комплектом кабелей - не более 11 кг.
Прибор позволяет измерять скорости перемещения контактов в диапазоне от 0 до 999 мс. Одновременно с вычислением скорости прибор определяет значения времени включения и отключения до 999 мс разновременности замыкания и размыкания контактов по фазам до 01 хода контактов (с отображением результата измерения как в миллиметрах так и в миллисекундах) а также длительность электрического импульса управления приводом ВВ до 999 мс.
Для идентификации эталонных зависимостей хранящихся в памяти прибора и уменьшения числа кнопок управления использовано цифровое кодирование наименований типов и модификаций ВВ. Соответствие кода и модификации ВВ приводится в таблице размещенной на внутренней стороне его крышки. Состав диагностируемых ВВ (библиотека ВВ) в пределе до 42 модификаций может быть сформирован по требованиям заказчика в соответствии с номенклатурой ВВ находящихся в эксплуатации на конкретном объекте.
Прибор имеет пять режимов работы: "Измерение" "Отсчет" "Стирание" "Справка" и "ЭВМ". Сразу после включения питания прибор запрашивает режим работы высвечивая надпись "РЕЖИМ?". И далее для облегчения работы оператора и предотвращения ошибок оператора на каждом этапе действий прибор "подсказывает" на индикаторном табло содержание информации подлежащей вводу.
В режиме работы "Измерение" оператор вводит условный номер испытания код типа и модификации испытуемого ВВ а также режим работы ВВ - включение или отключение. После ввода этих данных и высвечивания надписи "ИЗМЕР" оператор с помощью штатной системы управления ВВ включает или отключает его а прибор автоматически вычисляет результаты измерения заносит их в память а затем "запрашивает" новый режим работы.
В режиме "Отсчет" прибор для задаваемого номера испытания по указаниям оператора выводит на ИТ хранящиеся в памяти результаты измерений:
- значения скорости движения контактов v в момент испытания:— смыкания или размыкания контактов v2 - в момент входа в дугогасительную камеру или выхода из нее или v3 - максимальную скорость на траектории движения;
- время включения Твкл или отключения Тотк для каждой фазы ВВ;
- значения разновременности ДА" для каждой фазы ВВ;
- длительность tимп импульса управления ВВ.
Выбор параметров для индикации осуществляется оператором с помощью кнопок клавиатуры прибора.
В режиме "Стирание" обеспечивается выборочное удаление из памяти прибора результатов испытаний. При этом предусмотрена защита от случайного стирания информации.
В режиме "Справка" оператор может получить сведения о номерах выполненных испытаний типах и режимах презренных ВВ а также о числе испытаний которые можно произвести и сохранить в памяти прибора без стирания прежних результатов.
В режиме "ЭВМ" осуществляется передача на персональный компьютер результатов измерений из памяти прибора для автоматизации оформления протоколов испытаний с помощью программы входящей в комплект поставки. При этом протокол может быть дополнен результатами других испытаний проведенных без использования прибора МАРС-1.
Никта - система диагностики состояния и оценки
остаточного ресурса высоковольтных выключателей
Система диагностики состояния выключателей "Никта" разработана для оперативной оценки технического состояния диагностики дефектов и определения остаточного ресурса высоковольтных выключателей различных типов и марок. Она позволяет контролировать основные эксплуатационные параметры:
Время замыкания и размыкания главных контактов
Вибрационные процессы в выключателе сопровождающие процесс коммутации - динамические удары в моменты "распускания" привода касания контактов фиксации привода. Для каждого удара определяется амплитуда удара частота собственных колебаний конструкции скорость затухания колебаний
Скорость контактов в процессе коммутации
Измерение величины сопротивления главной цепи выключателя с точностью до микроом
Ток управления приводом выключателя
Система "Никта" состоит из блока управления и регистрации трех вибродатчиков по одному на фазу аккумулятора 12 V переносного компьютера.
Система "Никта" реализует два режима контроля состояния выключателя:
Одновременный контроль параметров трех фаз выключателя при однократной коммутации выключателя
Регистрация и диагностика нескольких циклов включения-отключения трехфазного выключателя или одной фазы моделирующих работу выключателя в реальных системах. Это позволяет более точно выявлять возможные дефекты привода выключателя
В программном обеспечении системы "Никта" заложен математический аппарат позволяющий автоматически формировать статистические модели выключателей различных марок. Достаточно провести измерение параметров например 10 выключателей новой марки и система "Никта" позволит определять остаточный ресурс этих выключателей. Чем больше измерений заложено в создание модели тем точнее будут получаемые результаты.
Уникальная особенность системы "Никта" - ее способность проводить диагностику состояния и определять остаточный ресурс выключателей различных марок.[10]
Прибор для тестирования масляных малообъемных
выключателей напряжением 6-10 кВ
Прибор ПКХВ тестирования малообъемных масляных выключателей предназначен для измерения регулировочных характеристик масляных выключателей ВМГ-133 (всех модификаций) ВМП-10 ВПМП-10 ВМГ-10 ВМГП-10 при вводе в эксплуатацию и при техническом обслуживании.
ПКХВ позволяет производить следующие измерения:
Полный ход подвижных контактов;
Перемещение контактного наконечника в розетке выключателя;
Скорость движения контактного стержня в момент замыкания и размыкания контактов выключателя;
Максимальную скорость контактного стержня при включении и отключении выключателя;
Время включения и отключения выключателя;
Неодновременность замыкания контактов.
В его состав входит:
Датчик перемещение (ДП);
Измерительный блок (БИ);
Рейка измерительная (РИ);
Комплект приспособлений для крепления ДП к выключателям указанных типов;
Принцип работы прибора:
Датчик устанавливается на корпус выключателя а измерительная рейка на которой имеется 105 калиброванных отверстий жестко присоединяется к подвижному контактному стержню масляного выключателя.
Работа ПКХВ основана на оптоэлектронном преобразовании перемещения РИ в электрический сигнал. БИ осуществляет усиление электрических сигналов поступающих с ДП измеряет временные параметры производит обработку и выдачу результатов измерений на цифровые индикаторы. За один цикл включения (отключения) выключателя ПКХВ выдает все измеряемые параметры на цифровые табло на жидких кристаллах.
Использование ПКХВ позволяет сократить время на проведение диагностических испытаний масляных выключателей повышает точность измеряемых величин позволяет отказаться от вибрографа.
Экспресс-диагностика высоковольтных выключателей
Графическая форма представления информации обладает высокой информативностью. Представление процессов в виде графиков позволяет быстро оценить характер процесса выявить какие-то особенности и наглядно представить динамику развития процесса. Если рассматривать графики двух процессов то легко обнаружить отличия в протекании этих процессов. Эти свойства графической формы представления информации можно использовать для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей. Анализ данных контроля в виде графиков позволяет обнаружить неисправности которые не видны по таблице параметров так как таблица отражает значения параметров только в нескольких точках. Такая экспресс-диагностика позволит выявлять скрытые дефекты выключателей сократит сроки проведения ремонтов и повысит их качество что в конечном итоге приведет к повышению надежности работы выключателей.
Прибор ПКВМ5А позволяет получать графики движения подвижных частей высоковольтных выключателей с высокой степенью детализации процесса. Эти графики можно хранить в базе данных и просматривать на мониторах персональной ЭВМ используя их высокое разрешение. Программное обеспечение для персональной ЭВМ поставляемое с прибором позволяет сравнивать графики нескольких процессов. Таким образом можно говорить что технические средства для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей существуют.
Но одних технических средств для экспресс-диагностики недостаточно. Нужны графики движения подвижных частей полностью исправных выключателей и графики отражающие характерные неисправности выключателей. Учитывая большое разнообразие марок выключателей и еще большее разнообразие возможных неисправностей выключателей а так же тот факт что банка подобного рода графиков для отечественных выключателей не существует СКБ ЭП призывает всех пользователей прибора ПКВМ5А принять участие в создании такого банка графиков. Чем больше будет графиков тем больше будет возможностей для экспресс-диагностики выключателей.
На рис 1.4 представлен цикл отключения исправного выключателя с хорошей работой буфера. Ход штока буфера составляет приблизительно 44 мм (с учетом плеч коромысла приводного механизма для 875 мм хода траверсы). Скорость отключения подвижных контактов: при размыкании внутренних контактов камер (на ходе 9 мм) - 1673 мс; при размыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (на ходе 835 мм) - 25 мс; максимальная скорость - 258 мс.
На рис 1.5 и 1.6 представлен цикл включения исправного выключателя (зарегистрированный на разных полюсах одного выключателя). В цикле включения хорошо видно резкое снижение скорости подвижных контактов (траверсы) в момент касания с наружными контактами штанг камер (положение курсора 2). На данном выключателе следует отметить хорошую регулировку одновременности касания контактов. Ход в контактах камер (вжим) регулировался в статике (с помощью домкрата) равным 9 мм. Но при динамическом включении выключателя этот ход может увеличиваться на 05 4мм (зависит от состояния привода и расположения полюса относительно привода). Ход штанг камер полюса А (рис 1.5) составляет 89 мм. Что с учетом увеличения хода на 05 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса А) превышает норму на 35 мм. Ход штанг камер полюса С (рис 1.6) составляет 875 мм. Что с учетом увеличения хода на 35 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса С) соответствует норме. Скорость включения подвижных контактов: при замыкании внутренних контактов камер - 1606 мс (рис 1.5); при замыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (соответствует максимальной скорости) - 3225 мс (рис 1.5).
На рис 1.7 представлен цикл отключения выключателя с неработающим масляным буфером (полностью отсутствует масло в буфере). На рис 1.7 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Такая неисправность выключателя опасна тем что при не работающем масляном буфере механизм выключателя испытывает большие динамические нагрузки которые могут привести к его поломке. Обнаруживается такая неисправность специальными приборами контроля выключателей снятием виброграмм или ревизией буфера при разборке выключателя.
На рис 1.8 представлен цикл включения выключателя с практически отсутствующим ходом в контактах (вжимом). На рис 1.8 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Из графиков видно что при очень малом ходе в контактах (вжиме) траверса совершает колебания в конце своего движения.
Новый диагностический прибор МАРС-1 позволяет значительно упростить процесс измерения скоростных и временных характеристик ВВ сократить трудоемкость и затраты времени.
Благодаря использованию емкостного метода измерений стало возможным отказаться от применения датчиков положения контактов и проводить измерения ВВ без их демонтажа из ячеек при подвесной установке.
Диалоговый режим работы позволяет эксплуатировать приборы без специальной подготовки персонала и значительно снижает вероятность ошибочных действий.
Автоматическая обработка результатов измерений и связь прибора с персональным компьютером обеспечивает упрощение документирования результатов диагностики и исключения субъективых ошибок персонала.
ШилинН. В. Диагностика коммутационных аппаратов высокого напряжения за рубежом. - Электрические станции 1993 №11.
Дьяков А Ф. Мамикоянц Л. Г. Савваитов Д. С. Актуальные проблемы электроэнергетических систем и их электрооборудования. - Электричество 1993 № 10.
Нормы испытания электрооборудования. Пол общей ред. Королева С. Г. М.: Атомиздат 1978.
Долгих В. В. Контроль скоростных характеристик высоковольтных выключателей емкостным методом. - Электротехника 1999 № 12.
Пат. 2117309 (РФ). Способ диагностики электрического
коммутационного аппарата (его варианты) Долгих В. В .
Кириевский Е. В. Долгих П. В. Кириевский В. Е.
Момот Е. Г. Генератор с шунтирующим диодом и его применение. М-Л.:Госэнергоиздат 1959.
Долгих В. В. Кириевский Е. В. Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом.Журн. Электрические станции 2001 №11.

на печать.doc

14. ОБЗОР МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗУЧЕНИЕ ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И АНАЛИЗ ЕЕ РАБОТЫ
В настоящее время в области эксплуатационного контроля высоковольтной коммутационной аппаратуры интенсивно развиваются два основных направления: непрерывный (мониторинг) и периодический контроль. Непрерывный контроль предполагает функционирование диагностических приборов на работающем оборудовании под высоким напряжением что существенно усложняет и удорожает эти приборы. Поэтому особое внимание уделяется совершенствованию методов и приборов периодического эксплуатационного контроля параметров коммутационной аппаратуры в обесточенном состоянии.
Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом
К числу наиболее информативных параметров характеризующих состояние высоковольтных выключателей (ВВ) относятся скорость время перемещения и разновременность по фазам замыкания и размыкания подвижных контактов [3 4].
В стоящее время наиболее распространенным и рекомендуемым ОРГРЭС к применению является измерение указанных параметров с помощью вибрографа [4]. В этом случае электромагнитный вибратор с пишущим узлом формирует на диаграммной ленте кинематически связанной с подвижным контактом ВВ виброграмму которая представляет собой изображение колебаний вибратора. Затем по длине периодов изображения на виброграмме "вручную" рассчитывают параметры движения контакта в различных точках его траектории. Существенным недостатком такого метода измерений является большой объем подготовительных и восстановительных работ: демонтаж из ячеек подвесных коммутационных аппаратов слив масла из бака перед испытаниями и последующее его заполнение при испытании некоторых типов выключателей установка и регулировка вибратора. Для этого метода измерений также характерны трудоемкость обработки виброграмм и низкая точность. Все это привело к необходимости создания приборов для автоматизации эксплуатационного периодического контроля ВВ. Разработанные в последние годы в ряде организаций диагностические приборы в основном решают поставленную задачу но требуют применения соответствующих конструкции ВВ датчиков положения контактов что в связи с большой номенклатурой ВВ значительно удорожает комплект измерительной аппаратуры и усложняет подготовительные работы по его установке на контролируемых ВВ.
В НПО "Диатех" разработан способ диагностики коммутационных аппаратов [5 6] с использованием емкостного метода измерения не требующий применения каких-либо датчиков и на его основе освоен выпуск прибора - микропроцессорного автоматического регистратора скоростных и временных характеристик высоковольтных выключателей МАРС1. Оригинальная идея лежащая в основе принципа действия прибора заключается в том. что функцию датчика положения подвижного контакта выключателя практически любой конструкции выполняет его собственная контактная система. Для этого используется зависимость электрической емкости между подвижным и неподвижным контактами ВВ от расстояния между ними и изменение этой емкости при движении контактов.
В качестве примера на рис. 1.1 приведены графики зависимости емкости от расстояния между контактами (координатно-емкостные зависимости) для некоторых типов ВВ. Как видно из графиков такие зависимости можно условно представить состоящими из двух составляющих: изменяющейся которая характеризует расстояние между контактами и постоянной не зависящей от него. Значения емкостей например для выключателей на 6-10 кВ составляют десятки пикофарад и легко могут быть измерены. На основании исследований выявлено что для различных экземпляров каждой модификации ВВ в связи с тем что они имеют одинаковые конструкцию и размеры элементов изменяющиеся составляющие емкостных зависимостей не совпадают но пропорциональны друг другу. Такое несовпадение объясняется различием диэлектрической проницаемости среды в которой находится контактная система диагностируемого ВВ (при наличии и отсутствии масла для его различных марок). Постоянные составляющие координатно-емкостных зависимостей определяются начальной емкостью между контактами в отключенном состоянии ВВ и влиянием окружающих его металлических элементов. Эта емкость при диагностике ВВ может быть легко измерена и учтена при обработке результатов измерений.
Для различных модификаций ВВ такие координатно-емкостные (эталонные) зависимости определяются за ранее экспериментальным путем а их изменяющиеся составляющие записываются в память прибора при его изготовлении. Во время испытания ВВ прибором автоматически в процессе перемещения подвижного контакта снимается зависимость емкости между контактами фазы ВВ от времени (время-емкостная зависимость). Определение скорости движения контактов осуществляется по результатам совместной математической обработки координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей[5 6].
Структурная схема прибора показана на рис. 1.2. Основными его блоками являются микропроцессорный контроллер МПК и три аналоговых измерительных канала (для каждой фазы ВВ ) ИКА ИКЗ ИКА. Связь МПК с ИК индикаторным табло ИТ и кнопками управления КнУ осуществляется через параллельный программируемый адаптер ПЛА.
Для выполнения испытаний ВВ выходы ВыхА ВыхВ ВыхС и входы ВхА ВхВ ВхС измерительных каналов прибора подключают к контактам каждой фазы ВВ SA SВ SС соответственно а вход "Запуск - к катушке электромагнита включения (при контроле параметров включения) или расцепителя (при контроле параметров отключения) привода ВВ.
При подаче команды включения или отключения с помощью штатных органов управления ВВ импульс с электромагнита включения или расцпителя поступает через блок гальванической развязки БГР и переводит МПК в режим управления измерением.
В результате во всех трех ИК включаются в работу.
Рис. 1.2. Функциональная схема микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Формирователи импульсов ФИ которые вырабатывают напряжения прямоугольной формы частотой 500 кГц. С помощью колебательных контуров LC они преобразуются в синусоидальные напряжения и их амплитуда стабилизируется ограничителем напряжения ОН [7]. Благодаря этому изменения междуконтактных емкостей входящих в состав емкостей колебательных контуров и соответствующие изменения резонансных частот этих контуров не влияют на амплитуду выходных колебаний. Под действием переменных напряжений через междуконтактные емкости СкА СкВ и СкС каждой фазы ВВ протекают токи пропорциональные этим емкостям и создающие на шунтах Кш соответствующие падения напряжения.
После ослабления помех избирательными фильтрами ИФ и усиления усилителями У переменные напряжения выпрямляются выпрямителями В. Сглаживающие фильтры СФ устраняют пульсации этих напряжений что приводит к уменьшению погрешности нелинейности ИК. Последующее преобразование постоянных напряжений в цифровые коды осуществляется счетно-импульсным методом с помощью преобразователей напряжения в интервал времени ПНИВ и счетчиков импульсов. В качестве последних использован трехканальный программируемый таймер Т1 типа КР580ВИ53 входящий в состав МПК. Таким образом прибор выполняет измерение междуконтактных емкостей одновременно в трех фазах ВВ.
При испытании ВВ в режиме включения при разомкнутых неподвижных контактах происходит циклическое измерение начальной емкости СОТКЛ и ее значения "по кругу" записываются в выделенные для каждой фазы ВВ области ОЗУ. В процессе движения контактов емкость между ними увеличивается. В момент замыкания контактов колебательные контуры 1C соответствующих ИК шунтируются низкоомными резисторами Кш напряжения на выходах ВыхА ВшВ ВыхС уменьшаются практически до нуля и блоки контроля напряжения БКН выдают в МПК команду прекращения работы ИК. Для получения информации о форме время-емкостной зависимости контролируемого ВВ с необходимой точностью измерения емкостей выполняются с частотой около 15 кГц обеспечивающей на интервале времени движения контактов ВВ запись в оперативном запоминающем устройстве ОЗУ по 100-250 значений емкости для каждой фазы (в зависимости от типа ВВ).
При испытании ВВ в режиме отключения синусоидальные напряжения на выходах ПК достигают рабочих значений через несколько микросекунд после размыкания контактов и БКН выдают в МПК команду начала работы ИК которые осуществляют измерение и запись в ОЗУ по 256 значений емкостей для каждой фазы ВВ. После этого контроллером работа ИК прекращается и МП выполняет предварительную обработку время-емкостных зависимостей обеспечивающую уменьшение погрешности дискретности измерения емкостей и влияния помех. Затем в точках траектории движения контактов определенных координатно-емкостными зависимостями осуществляется вычисление скорости v их движения по формуле
v = Км[dCд(t)dt][dCэт(S)dS](1)
где К - коэффициент масштабирования учитывающий различие координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей из-за неодинаковых диэлектрических проницаемостей среды между контактами (например из-за наличия отсутствия или разных параметров масла в баках ВВ); Сэт(S) -значение междуконтактной емкости эталонною ВВ в координате определения скорости движения контакта находящейся на расстоянии S до неподвижного контакта; Сд(t) - значение междуконтактной емкости контролируемого ВВ в момент времени прохождения подвижным контактом координаты определения скорости движения контакта.
Изменяющиеся составляющие эталонных координатно-емкостных зависимостей а также их производные по расстоянию S в виде таблиц хранятся в постоянном запоминающем устройстве ПЗУ МПК.
Для определения коэффициента Км при снятии координатно-емкостных зависимостей выбирается координата масштабирования по возможности ближе к точке касания контактов (рис.1.1) и на участке с небольшой крутизной координатно-емкостной зависимости чтобы обеспечить малые погрешности масштабирования и вычисления скорости. На время-емкостной зависимости момент масштабирования выбирается из условия
где Тп - время перемещения контакта ВВ в разомкнутом состоянии; Sмакс - максимальное расстояие между контактами фазы ВВ в разомкнутом состоянии.
Коэффициент Км рассчитывается процессором по формуле
Км = С*эт.изм С*Д.изм
где С*эт.изм и С*Д.изм - значения изменяющихся составляющих эталонной и время-емкостной зависимостей в точках их масштабирования.
Рассчитанные по формуле (1) значения скорости образующие зависимость скорости от расстояния между контактами записываются в ОЗУ. По этому массиву МП выбирает три значения скорости регламентируемые Нормами на испытания ВВ [3]
скорости v1 движения контактов в момент их замыкания или размыкания;
скорости движения контактов при входе в дугогасительную камеру или выходе из нее; максимальной скорости v3 движения контактов.
В процессе вычисления скорости контактов по графику время-емкостной зависимости МП определяет время перемещения контактов. Момент начала или окончания их движения при включении или отключении ВВ находится по значению производной емкости по времени. Указанное время используется затем при расчете собственного времени отключения ВВ. Время включения как и интервал времени от момента подачи команды выключения ВВ до момента размыкания контактов определяемся с помощью таймера Т2. Затем по показаниям трех каналов этого таймера МП рассчитывает значения разновременности замыкания или размыкания контактов по фазам.
Рис. 1.3. Передняя панель микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Кроме перечисленных нормируемых характеристик ВВ прибор с помощью таймера ТЗ измеряет длительность импульса управления приводом ВВ. Этот дополнительный параметр несет вспомогательную информацию облегчающую определение причин отклонений характеристик ВВ от нормируемых.
Значения всех измеренных параметров движения контактов БВ а также время-емкостные зависимости последнего испытания сохраняются в ОЗУ с литиевым гальваническим элементом в качестве дежурного источника питания. Это позволяет воспроизводить результаты ранее выполненных измерений (до 70 включений или отключений ВВ) для заполнения протоколов испытаний. Замена дежурного источника питания производится через 5 лет эксплуатации прибора. Для автоматизации протоколирования имеется возможность подключения прибора к персональному компьютеру через входящий в схему прибора синхронно-асинхронный приемопередатчик САПП и блок БСИ стандартного интерфейса RS-232. Оформление протоколов осуществляется с помощью программы входящей в комплект поставки прибора.
Конструктивно переносной прибор МАРС-1 выполнен в металлическом корпусе типа «кейс» в крышке которого имеется отсек для размещения присоединительных кабелей. На передней панели прибора изображенной на рис. 1.3 размещены разъемы для подключения кабелей шести символьное алфавитно-цифровое индикаторное табло набор кнопок управления и светодиодные индикаторы режима работы. Питание прибора осуществляется от сети переменного напряжения 220 В или от источника постоянного напряжения 12 В например автомобильного аккумулятора. Потребляемая мощность — не более 40 Вт. Габаритные раз-меры-470 х 350 х 155 мм масса с комплектом кабелей - не более 11 кг.
Прибор позволяет измерять скорости перемещения контактов в диапазоне от 0 до 999 мс. Одновременно с вычислением скорости прибор определяет значения времени включения и отключения до 999 мс разновременности замыкания и размыкания контактов по фазам до 01 хода контактов (с отображением результата измерения как в миллиметрах так и в миллисекундах) а также длительность электрического импульса управления приводом ВВ до 999 мс.
Для идентификации эталонных зависимостей хранящихся в памяти прибора и уменьшения числа кнопок управления использовано цифровое кодирование наименований типов и модификаций ВВ. Соответствие кода и модификации ВВ приводится в таблице размещенной на внутренней стороне его крышки. Состав диагностируемых ВВ (библиотека ВВ) в пределе до 42 модификаций может быть сформирован по требованиям заказчика в соответствии с номенклатурой ВВ находящихся в эксплуатации на конкретном объекте.
Прибор имеет пять режимов работы: "Измерение" "Отсчет" "Стирание" "Справка" и "ЭВМ". Сразу после включения питания прибор запрашивает режим работы высвечивая надпись "РЕЖИМ?". И далее для облегчения работы оператора и предотвращения ошибок оператора на каждом этапе действий прибор "подсказывает" на индикаторном табло содержание информации подлежащей вводу.
В режиме работы "Измерение" оператор вводит условный номер испытания код типа и модификации испытуемого ВВ а также режим работы ВВ - включение или отключение. После ввода этих данных и высвечивания надписи "ИЗМЕР" оператор с помощью штатной системы управления ВВ включает или отключает его а прибор автоматически вычисляет результаты измерения заносит их в память а затем "запрашивает" новый режим работы.
В режиме "Отсчет" прибор для задаваемого номера испытания по указаниям оператора выводит на ИТ хранящиеся в памяти результаты измерений:
- значения скорости движения контактов v в момент испытания:— смыкания или размыкания контактов v2 - в момент входа в дугогасительную камеру или выхода из нее или v3 - максимальную скорость на траектории движения;
- время включения Твкл или отключения Тотк для каждой фазы ВВ;
- значения разновременности ДА" для каждой фазы ВВ;
- длительность tимп импульса управления ВВ.
Выбор параметров для индикации осуществляется оператором с помощью кнопок клавиатуры прибора.
В режиме "Стирание" обеспечивается выборочное удаление из памяти прибора результатов испытаний. При этом предусмотрена защита от случайного стирания информации.
В режиме "Справка" оператор может получить сведения о номерах выполненных испытаний типах и режимах презренных ВВ а также о числе испытаний которые можно произвести и сохранить в памяти прибора без стирания прежних результатов.
В режиме "ЭВМ" осуществляется передача на персональный компьютер результатов измерений из памяти прибора для автоматизации оформления протоколов испытаний с помощью программы входящей в комплект поставки. При этом протокол может быть дополнен результатами других испытаний проведенных без использования прибора МАРС-1.
Никта - система диагностики состояния и оценки
остаточного ресурса высоковольтных выключателей
Система диагностики состояния выключателей "Никта" разработана для оперативной оценки технического состояния диагностики дефектов и определения остаточного ресурса высоковольтных выключателей различных типов и марок. Она позволяет контролировать основные эксплуатационные параметры:
Время замыкания и размыкания главных контактов
Вибрационные процессы в выключателе сопровождающие процесс коммутации - динамические удары в моменты "распускания" привода касания контактов фиксации привода. Для каждого удара определяется амплитуда удара частота собственных колебаний конструкции скорость затухания колебаний
Скорость контактов в процессе коммутации
Измерение величины сопротивления главной цепи выключателя с точностью до микроом
Ток управления приводом выключателя
Система "Никта" состоит из блока управления и регистрации трех вибродатчиков по одному на фазу аккумулятора 12 V переносного компьютера.
Система "Никта" реализует два режима контроля состояния выключателя:
Одновременный контроль параметров трех фаз выключателя при однократной коммутации выключателя
Регистрация и диагностика нескольких циклов включения-отключения трехфазного выключателя или одной фазы моделирующих работу выключателя в реальных системах. Это позволяет более точно выявлять возможные дефекты привода выключателя
В программном обеспечении системы "Никта" заложен математический аппарат позволяющий автоматически формировать статистические модели выключателей различных марок. Достаточно провести измерение параметров например 10 выключателей новой марки и система "Никта" позволит определять остаточный ресурс этих выключателей. Чем больше измерений заложено в создание модели тем точнее будут получаемые результаты.
Уникальная особенность системы "Никта" - ее способность проводить диагностику состояния и определять остаточный ресурс выключателей различных марок.[10]
Прибор для тестирования масляных малообъемных
выключателей напряжением 6-10 кВ
Прибор ПКХВ тестирования малообъемных масляных выключателей предназначен для измерения регулировочных характеристик масляных выключателей ВМГ-133 (всех модификаций) ВМП-10 ВПМП-10 ВМГ-10 ВМГП-10 при вводе в эксплуатацию и при техническом обслуживании.
ПКХВ позволяет производить следующие измерения:
Полный ход подвижных контактов;
Перемещение контактного наконечника в розетке выключателя;
Скорость движения контактного стержня в момент замыкания и размыкания контактов выключателя;
Максимальную скорость контактного стержня при включении и отключении выключателя;
Время включения и отключения выключателя;
Неодновременность замыкания контактов.
В его состав входит:
Датчик перемещение (ДП);
Измерительный блок (БИ);
Рейка измерительная (РИ);
Комплект приспособлений для крепления ДП к выключателям указанных типов;
Принцип работы прибора:
Датчик устанавливается на корпус выключателя а измерительная рейка на которой имеется 105 калиброванных отверстий жестко присоединяется к подвижному контактному стержню масляного выключателя.
Работа ПКХВ основана на оптоэлектронном преобразовании перемещения РИ в электрический сигнал. БИ осуществляет усиление электрических сигналов поступающих с ДП измеряет временные параметры производит обработку и выдачу результатов измерений на цифровые индикаторы. За один цикл включения (отключения) выключателя ПКХВ выдает все измеряемые параметры на цифровые табло на жидких кристаллах.
Использование ПКХВ позволяет сократить время на проведение диагностических испытаний масляных выключателей повышает точность измеряемых величин позволяет отказаться от вибрографа.
Экспресс-диагностика высоковольтных выключателей
Графическая форма представления информации обладает высокой информативностью. Представление процессов в виде графиков позволяет быстро оценить характер процесса выявить какие-то особенности и наглядно представить динамику развития процесса. Если рассматривать графики двух процессов то легко обнаружить отличия в протекании этих процессов. Эти свойства графической формы представления информации можно использовать для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей. Анализ данных контроля в виде графиков позволяет обнаружить неисправности которые не видны по таблице параметров так как таблица отражает значения параметров только в нескольких точках. Такая экспресс-диагностика позволит выявлять скрытые дефекты выключателей сократит сроки проведения ремонтов и повысит их качество что в конечном итоге приведет к повышению надежности работы выключателей.
Прибор ПКВМ5А позволяет получать графики движения подвижных частей высоковольтных выключателей с высокой степенью детализации процесса. Эти графики можно хранить в базе данных и просматривать на мониторах персональной ЭВМ используя их высокое разрешение. Программное обеспечение для персональной ЭВМ поставляемое с прибором позволяет сравнивать графики нескольких процессов. Таким образом можно говорить что технические средства для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей существуют.
Но одних технических средств для экспресс-диагностики недостаточно. Нужны графики движения подвижных частей полностью исправных выключателей и графики отражающие характерные неисправности выключателей. Учитывая большое разнообразие марок выключателей и еще большее разнообразие возможных неисправностей выключателей а так же тот факт что банка подобного рода графиков для отечественных выключателей не существует СКБ ЭП призывает всех пользователей прибора ПКВМ5А принять участие в создании такого банка графиков. Чем больше будет графиков тем больше будет возможностей для экспресс-диагностики выключателей.
На рис 1.4 представлен цикл отключения исправного выключателя с хорошей работой буфера. Ход штока буфера составляет приблизительно 44 мм (с учетом плеч коромысла приводного механизма для 875 мм хода траверсы). Скорость отключения подвижных контактов: при размыкании внутренних контактов камер (на ходе 9 мм) - 1673 мс; при размыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (на ходе 835 мм) - 25 мс; максимальная скорость - 258 мс.
На рис 1.5 и 1.6 представлен цикл включения исправного выключателя (зарегистрированный на разных полюсах одного выключателя). В цикле включения хорошо видно резкое снижение скорости подвижных контактов (траверсы) в момент касания с наружными контактами штанг камер (положение курсора 2). На данном выключателе следует отметить хорошую регулировку одновременности касания контактов. Ход в контактах камер (вжим) регулировался в статике (с помощью домкрата) равным 9 мм. Но при динамическом включении выключателя этот ход может увеличиваться на 05 4мм (зависит от состояния привода и расположения полюса относительно привода). Ход штанг камер полюса А (рис 1.5) составляет 89 мм. Что с учетом увеличения хода на 05 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса А) превышает норму на 35 мм. Ход штанг камер полюса С (рис 1.6) составляет 875 мм. Что с учетом увеличения хода на 35 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса С) соответствует норме. Скорость включения подвижных контактов: при замыкании внутренних контактов камер - 1606 мс (рис 1.5); при замыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (соответствует максимальной скорости) - 3225 мс (рис 1.5).
На рис 1.7 представлен цикл отключения выключателя с неработающим масляным буфером (полностью отсутствует масло в буфере). На рис 1.7 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Такая неисправность выключателя опасна тем что при не работающем масляном буфере механизм выключателя испытывает большие динамические нагрузки которые могут привести к его поломке. Обнаруживается такая неисправность специальными приборами контроля выключателей снятием виброграмм или ревизией буфера при разборке выключателя.
На рис 1.8 представлен цикл включения выключателя с практически отсутствующим ходом в контактах (вжимом). На рис 1.8 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Из графиков видно что при очень малом ходе в контактах (вжиме) траверса совершает колебания в конце своего движения.
Новый диагностический прибор МАРС-1 позволяет значительно упростить процесс измерения скоростных и временных характеристик ВВ сократить трудоемкость и затраты времени.
Благодаря использованию емкостного метода измерений стало возможным отказаться от применения датчиков положения контактов и проводить измерения ВВ без их демонтажа из ячеек при подвесной установке.
Диалоговый режим работы позволяет эксплуатировать приборы без специальной подготовки персонала и значительно снижает вероятность ошибочных действий.
Автоматическая обработка результатов измерений и связь прибора с персональным компьютером обеспечивает упрощение документирования результатов диагностики и исключения субъективых ошибок персонала.
ШилинН. В. Диагностика коммутационных аппаратов высокого напряжения за рубежом. - Электрические станции 1993 №11.
Дьяков А Ф. Мамикоянц Л. Г. Савваитов Д. С. Актуальные проблемы электроэнергетических систем и их электрооборудования. - Электричество 1993 № 10.
Нормы испытания электрооборудования. Пол общей ред. Королева С. Г. М.: Атомиздат 1978.
Долгих В. В. Контроль скоростных характеристик высоковольтных выключателей емкостным методом. - Электротехника 1999 № 12.
Пат. 2117309 (РФ). Способ диагностики электрического
коммутационного аппарата (его варианты) Долгих В. В .
Кириевский Е. В. Долгих П. В. Кириевский В. Е.
Момот Е. Г. Генератор с шунтирующим диодом и его применение. М-Л.:Госэнергоиздат 1959.
Долгих В. В. Кириевский Е. В. Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом.Журн. Электрические станции 2001 №11.

Чистовой.doc

ОБЗОР МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗУЧЕНИЕ ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И АНАЛИЗ ЕЕ РАБОТЫ
Введение------------------------------------------------------------------------------------------------------
Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных
выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом----------------------
Никта - система диагностики состояния и оценки остаточного
ресурса высоковольтных выключателей--------------------------------------------------------------
Прибор для тестирования масляных малообъемных
выключателей напряжением 6-10 кВ.------------------------------------------------------------------
Экспресс-диагностика высоковольтных выключателей.--------------------------------------
Выводы---------------------------------------------------------------------------------------------------
Список литературы.----------------------------------------------------------------------------------------
В настоящее время в области эксплуатационного контроля высоковольтной коммутационной аппаратуры интенсивно развиваются два основных направления: непрерывный (мониторинг) и периодический контроль. Непрерывный контроль предполагает функционирование диагностических приборов на работающем оборудовании под высоким напряжением что существенно усложняет и удорожает эти приборы. Поэтому особое внимание уделяется совершенствованию методов и приборов периодического эксплуатационного контроля параметров коммутационной аппаратуры в обесточенном состоянии.
Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом
К числу наиболее информативных параметров характеризующих состояние высоковольтных выключателей (ВВ) относятся скорость время перемещения и разновременность по фазам замыкания и размыкания подвижных контактов [3 4].
В стоящее время наиболее распространенным и рекомендуемым ОРГРЭС к применению является измерение указанных параметров с помощью вибрографа [4]. В этом случае электромагнитный вибратор с пишущим узлом формирует на диаграммной ленте кинематически связанной с подвижным контактом ВВ виброграмму которая представляет собой изображение колебаний вибратора. Затем по длине периодов изображения на виброграмме "вручную" рассчитывают параметры движения контакта в различных точках его траектории. Существенным недостатком такого метода измерений является большой объем подготовительных и восстановительных работ: демонтаж из ячеек подвесных коммутационных аппаратов слив масла из бака перед испытаниями и последующее его заполнение при испытании некоторых типов выключателей установка и регулировка вибратора. Для этого метода измерений также характерны трудоемкость обработки виброграмм и низкая точность. Все это привело к необходимости создания приборов для автоматизации эксплуатационного периодического контроля ВВ. Разработанные в последние годы в ряде организаций диагностические приборы в основном решают поставленную задачу но требуют применения соответствующих конструкции ВВ датчиков положения контактов что в связи с большой номенклатурой ВВ значительно удорожает комплект измерительной аппаратуры и усложняет подготовительные работы по его установке на контролируемых ВВ.
В НПО "Диатех" разработан способ диагностики коммутационных аппаратов [5 6] с использованием емкостного метода измерения не требующий применения каких-либо датчиков и на его основе освоен выпуск прибора - микропроцессорного автоматического регистратора скоростных и временных характеристик высоковольтных выключателей МАРС1. Оригинальная идея лежащая в основе принципа действия прибора заключается в том. что функцию датчика положения подвижного контакта выключателя практически любой конструкции выполняет его собственная контактная система. Для этого используется зависимость электрической емкости между подвижным и неподвижным контактами ВВ от расстояния между ними и изменение этой емкости при движении контактов.
В качестве примера на рис. 1.1 приведены графики зависимости емкости от расстояния между контактами (координатно-емкостные зависимости) для некоторых типов ВВ. Как видно из графиков такие зависимости можно условно представить состоящими из двух составляющих: изменяющейся которая характеризует расстояние между контактами и постоянной не зависящей от него. Значения емкостей например для выключателей на 6-10 кВ составляют десятки пикофарад и легко могут быть измерены. На основании исследований выявлено что для различных экземпляров каждой модификации ВВ в связи с тем что они имеют одинаковые конструкцию и размеры элементов изменяющиеся составляющие емкостных зависимостей не совпадают но пропорциональны друг другу. Такое несовпадение объясняется различием диэлектрической проницаемости среды в которой находится контактная система диагностируемого ВВ (при наличии и отсутствии масла для его различных марок). Постоянные составляющие координатно-емкостных зависимостей определяются начальной емкостью между контактами в отключенном состоянии ВВ и влиянием окружающих его металлических элементов. Эта емкость при диагностике ВВ может быть легко измерена и учтена при обработке результатов измерений.
Для различных модификаций ВВ такие координатно-емкостные (эталонные) зависимости определяются за ранее экспериментальным путем а их изменяющиеся составляющие записываются в память прибора при его изготовлении. Во время испытания ВВ прибором автоматически в процессе перемещения подвижного контакта снимается зависимость емкости между контактами фазы ВВ от времени (время-емкостная зависимость). Определение скорости движения контактов осуществляется по результатам совместной математической обработки координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей[5 6].
Структурная схема прибора показана на рис. 1.2. Основными его блоками являются микропроцессорный контроллер МПК и три аналоговых измерительных канала (для каждой фазы ВВ ) ИКА ИКЗ ИКА. Связь МПК с ИК индикаторным табло ИТ и кнопками управления КнУ осуществляется через параллельный программируемый адаптер ПЛА.
Для выполнения испытаний ВВ выходы ВыхА ВыхВ ВыхС и входы ВхА ВхВ ВхС измерительных каналов прибора подключают к контактам каждой фазы ВВ SA SВ SС соответственно а вход "Запуск - к катушке электромагнита включения (при контроле параметров включения) или расцепителя (при контроле параметров отключения) привода ВВ.
При подаче команды включения или отключения с помощью штатных органов управления ВВ импульс с электромагнита включения или расцпителя поступает через блок гальванической развязки БГР и переводит МПК в режим управления измерением.
В результате во всех трех ИК включаются в работу.
Рис. 1.2. Функциональная схема микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Формирователи импульсов ФИ которые вырабатывают напряжения прямоугольной формы частотой 500 кГц. С помощью колебательных контуров LC они преобразуются в синусоидальные напряжения и их амплитуда стабилизируется ограничителем напряжения ОН [7]. Благодаря этому изменения междуконтактных емкостей входящих в состав емкостей колебательных контуров и соответствующие изменения резонансных частот этих контуров не влияют на амплитуду выходных колебаний. Под действием переменных напряжений через междуконтактные емкости СкА СкВ и СкС каждой фазы ВВ протекают токи пропорциональные этим емкостям и создающие на шунтах Кш соответствующие падения напряжения.
После ослабления помех избирательными фильтрами ИФ и усиления усилителями У переменные напряжения выпрямляются выпрямителями В. Сглаживающие фильтры СФ устраняют пульсации этих напряжений что приводит к уменьшению погрешности нелинейности ИК. Последующее преобразование постоянных напряжений в цифровые коды осуществляется счетно-импульсным методом с помощью преобразователей напряжения в интервал времени ПНИВ и счетчиков импульсов. В качестве последних использован трехканальный программируемый таймер Т1 типа КР580ВИ53 входящий в состав МПК. Таким образом прибор выполняет измерение междуконтактных емкостей одновременно в трех фазах ВВ.
При испытании ВВ в режиме включения при разомкнутых неподвижных контактах происходит циклическое измерение начальной емкости СОТКЛ и ее значения "по кругу" записываются в выделенные для каждой фазы ВВ области ОЗУ. В процессе движения контактов емкость между ними увеличивается. В момент замыкания контактов колебательные контуры 1C соответствующих ИК шунтируются низкоомными резисторами Кш напряжения на выходах ВыхА ВшВ ВыхС уменьшаются практически до нуля и блоки контроля напряжения БКН выдают в МПК команду прекращения работы ИК. Для получения информации о форме время-емкостной зависимости контролируемого ВВ с необходимой точностью измерения емкостей выполняются с частотой около 15 кГц обеспечивающей на интервале времени движения контактов ВВ запись в оперативном запоминающем устройстве ОЗУ по 100-250 значений емкости для каждой фазы (в зависимости от типа ВВ).
При испытании ВВ в режиме отключения синусоидальные напряжения на выходах ПК достигают рабочих значений через несколько микросекунд после размыкания контактов и БКН выдают в МПК команду начала работы ИК которые осуществляют измерение и запись в ОЗУ по 256 значений емкостей для каждой фазы ВВ. После этого контроллером работа ИК прекращается и МП выполняет предварительную обработку время-емкостных зависимостей обеспечивающую уменьшение погрешности дискретности измерения емкостей и влияния помех. Затем в точках траектории движения контактов определенных координатно-емкостными зависимостями осуществляется вычисление скорости v их движения по формуле
v = Км[dCд(t)dt][dCэт(S)dS](1)
где К - коэффициент масштабирования учитывающий различие координатно-емкостной и время-емкостной зависимостей из-за неодинаковых диэлектрических проницаемостей среды между контактами (например из-за наличия отсутствия или разных параметров масла в баках ВВ); Сэт(S) -значение междуконтактной емкости эталонною ВВ в координате определения скорости движения контакта находящейся на расстоянии S до неподвижного контакта; Сд(t) - значение междуконтактной емкости контролируемого ВВ в момент времени прохождения подвижным контактом координаты определения скорости движения контакта.
Изменяющиеся составляющие эталонных координатно-емкостных зависимостей а также их производные по расстоянию S в виде таблиц хранятся в постоянном запоминающем устройстве ПЗУ МПК.
Для определения коэффициента Км при снятии координатно-емкостных зависимостей выбирается координата масштабирования по возможности ближе к точке касания контактов (рис.1.1) и на участке с небольшой крутизной координатно-емкостной зависимости чтобы обеспечить малые погрешности масштабирования и вычисления скорости. На время-емкостной зависимости момент масштабирования выбирается из условия
где Тп - время перемещения контакта ВВ в разомкнутом состоянии; Sмакс - максимальное расстояие между контактами фазы ВВ в разомкнутом состоянии.
Коэффициент Км рассчитывается процессором по формуле
Км = С*эт.изм С*Д.изм
где С*эт.изм и С*Д.изм - значения изменяющихся составляющих эталонной и время-емкостной зависимостей в точках их масштабирования.
Рассчитанные по формуле (1) значения скорости образующие зависимость скорости от расстояния между контактами записываются в ОЗУ. По этому массиву МП выбирает три значения скорости регламентируемые Нормами на испытания ВВ [3]
скорости v1 движения контактов в момент их замыкания или размыкания;
скорости движения контактов при входе в дугогасительную камеру или выходе из нее; максимальной скорости v3 движения контактов.
В процессе вычисления скорости контактов по графику время-емкостной зависимости МП определяет время перемещения контактов. Момент начала или окончания их движения при включении или отключении ВВ находится по значению производной емкости по времени. Указанное время используется затем при расчете собственного времени отключения ВВ. Время включения как и интервал времени от момента подачи команды выключения ВВ до момента размыкания контактов определяемся с помощью таймера Т2. Затем по показаниям трех каналов этого таймера МП рассчитывает значения разновременности замыкания или размыкания контактов по фазам.
Рис. 1.3. Передняя панель микропроцессорного автоматического регистратора скоростных характеристик высоковольтных выключателей.
Кроме перечисленных нормируемых характеристик ВВ прибор с помощью таймера ТЗ измеряет длительность импульса управления приводом ВВ. Этот дополнительный параметр несет вспомогательную информацию облегчающую определение причин отклонений характеристик ВВ от нормируемых.
Значения всех измеренных параметров движения контактов БВ а также время-емкостные зависимости последнего испытания сохраняются в ОЗУ с литиевым гальваническим элементом в качестве дежурного источника питания. Это позволяет воспроизводить результаты ранее выполненных измерений (до 70 включений или отключений ВВ) для заполнения протоколов испытаний. Замена дежурного источника питания производится через 5 лет эксплуатации прибора. Для автоматизации протоколирования имеется возможность подключения прибора к персональному компьютеру через входящий в схему прибора синхронно-асинхронный приемопередатчик САПП и блок БСИ стандартного интерфейса RS-232. Оформление протоколов осуществляется с помощью программы входящей в комплект поставки прибора.
Конструктивно переносной прибор МАРС-1 выполнен в металлическом корпусе типа «кейс» в крышке которого имеется отсек для размещения присоединительных кабелей. На передней панели прибора изображенной на рис. 1.3 размещены разъемы для подключения кабелей шести символьное алфавитно-цифровое индикаторное табло набор кнопок управления и светодиодные индикаторы режима работы. Питание прибора осуществляется от сети переменного напряжения 220 В или от источника постоянного напряжения 12 В например автомобильного аккумулятора. Потребляемая мощность — не более 40 Вт. Габаритные раз-меры-470 х 350 х 155 мм масса с комплектом кабелей - не более 11 кг.
Прибор позволяет измерять скорости перемещения контактов в диапазоне от 0 до 999 мс. Одновременно с вычислением скорости прибор определяет значения времени включения и отключения до 999 мс разновременности замыкания и размыкания контактов по фазам до 01 хода контактов (с отображением результата измерения как в миллиметрах так и в миллисекундах) а также длительность электрического импульса управления приводом ВВ до 999 мс.
Для идентификации эталонных зависимостей хранящихся в памяти прибора и уменьшения числа кнопок управления использовано цифровое кодирование наименований типов и модификаций ВВ. Соответствие кода и модификации ВВ приводится в таблице размещенной на внутренней стороне его крышки. Состав диагностируемых ВВ (библиотека ВВ) в пределе до 42 модификаций может быть сформирован по требованиям заказчика в соответствии с номенклатурой ВВ находящихся в эксплуатации на конкретном объекте.
Прибор имеет пять режимов работы: "Измерение" "Отсчет" "Стирание" "Справка" и "ЭВМ". Сразу после включения питания прибор запрашивает режим работы высвечивая надпись "РЕЖИМ?". И далее для облегчения работы оператора и предотвращения ошибок оператора на каждом этапе действий прибор "подсказывает" на индикаторном табло содержание информации подлежащей вводу.
В режиме работы "Измерение" оператор вводит условный номер испытания код типа и модификации испытуемого ВВ а также режим работы ВВ - включение или отключение. После ввода этих данных и высвечивания надписи "ИЗМЕР" оператор с помощью штатной системы управления ВВ включает или отключает его а прибор автоматически вычисляет результаты измерения заносит их в память а затем "запрашивает" новый режим работы.
В режиме "Отсчет" прибор для задаваемого номера испытания по указаниям оператора выводит на ИТ хранящиеся в памяти результаты измерений:
- значения скорости движения контактов v в момент испытания:— смыкания или размыкания контактов v2 - в момент входа в дугогасительную камеру или выхода из нее или v3 - максимальную скорость на траектории движения;
- время включения Твкл или отключения Тотк для каждой фазы ВВ;
- значения разновременности ДА" для каждой фазы ВВ;
- длительность tимп импульса управления ВВ.
Выбор параметров для индикации осуществляется оператором с помощью кнопок клавиатуры прибора.
В режиме "Стирание" обеспечивается выборочное удаление из памяти прибора результатов испытаний. При этом предусмотрена защита от случайного стирания информации.
В режиме "Справка" оператор может получить сведения о номерах выполненных испытаний типах и режимах презренных ВВ а также о числе испытаний которые можно произвести и сохранить в памяти прибора без стирания прежних результатов.
В режиме "ЭВМ" осуществляется передача на персональный компьютер результатов измерений из памяти прибора для автоматизации оформления протоколов испытаний с помощью программы входящей в комплект поставки. При этом протокол может быть дополнен результатами других испытаний проведенных без использования прибора МАРС-1.
Никта - система диагностики состояния и оценки
остаточного ресурса высоковольтных выключателей
Система диагностики состояния выключателей "Никта" разработана для оперативной оценки технического состояния диагностики дефектов и определения остаточного ресурса высоковольтных выключателей различных типов и марок. Она позволяет контролировать основные эксплуатационные параметры:
Время замыкания и размыкания главных контактов
Вибрационные процессы в выключателе сопровождающие процесс коммутации - динамические удары в моменты "распускания" привода касания контактов фиксации привода. Для каждого удара определяется амплитуда удара частота собственных колебаний конструкции скорость затухания колебаний
Скорость контактов в процессе коммутации
Измерение величины сопротивления главной цепи выключателя с точностью до микроом
Ток управления приводом выключателя
Система "Никта" состоит из блока управления и регистрации трех вибродатчиков по одному на фазу аккумулятора 12 V переносного компьютера.
Система "Никта" реализует два режима контроля состояния выключателя:
Одновременный контроль параметров трех фаз выключателя при однократной коммутации выключателя
Регистрация и диагностика нескольких циклов включения-отключения трехфазного выключателя или одной фазы моделирующих работу выключателя в реальных системах. Это позволяет более точно выявлять возможные дефекты привода выключателя
В программном обеспечении системы "Никта" заложен математический аппарат позволяющий автоматически формировать статистические модели выключателей различных марок. Достаточно провести измерение параметров например 10 выключателей новой марки и система "Никта" позволит определять остаточный ресурс этих выключателей. Чем больше измерений заложено в создание модели тем точнее будут получаемые результаты.
Уникальная особенность системы "Никта" - ее способность проводить диагностику состояния и определять остаточный ресурс выключателей различных марок.[10]
Прибор для тестирования масляных малообъемных
выключателей напряжением 6-10 кВ
Прибор ПКХВ тестирования малообъемных масляных выключателей предназначен для измерения регулировочных характеристик масляных выключателей ВМГ-133 (всех модификаций) ВМП-10 ВПМП-10 ВМГ-10 ВМГП-10 при вводе в эксплуатацию и при техническом обслуживании.
ПКХВ позволяет производить следующие измерения:
Полный ход подвижных контактов;
Перемещение контактного наконечника в розетке выключателя;
Скорость движения контактного стержня в момент замыкания и размыкания контактов выключателя;
Максимальную скорость контактного стержня при включении и отключении выключателя;
Время включения и отключения выключателя;
Неодновременность замыкания контактов.
В его состав входит:
Датчик перемещение (ДП);
Измерительный блок (БИ);
Рейка измерительная (РИ);
Комплект приспособлений для крепления ДП к выключателям указанных типов;
Принцип работы прибора:
Датчик устанавливается на корпус выключателя а измерительная рейка на которой имеется 105 калиброванных отверстий жестко присоединяется к подвижному контактному стержню масляного выключателя.
Работа ПКХВ основана на оптоэлектронном преобразовании перемещения РИ в электрический сигнал. БИ осуществляет усиление электрических сигналов поступающих с ДП измеряет временные параметры производит обработку и выдачу результатов измерений на цифровые индикаторы. За один цикл включения (отключения) выключателя ПКХВ выдает все измеряемые параметры на цифровые табло на жидких кристаллах.
Использование ПКХВ позволяет сократить время на проведение диагностических испытаний масляных выключателей повышает точность измеряемых величин позволяет отказаться от вибрографа.
Экспресс-диагностика высоковольтных выключателей
Графическая форма представления информации обладает высокой информативностью. Представление процессов в виде графиков позволяет быстро оценить характер процесса выявить какие-то особенности и наглядно представить динамику развития процесса. Если рассматривать графики двух процессов то легко обнаружить отличия в протекании этих процессов. Эти свойства графической формы представления информации можно использовать для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей. Анализ данных контроля в виде графиков позволяет обнаружить неисправности которые не видны по таблице параметров так как таблица отражает значения параметров только в нескольких точках. Такая экспресс-диагностика позволит выявлять скрытые дефекты выключателей сократит сроки проведения ремонтов и повысит их качество что в конечном итоге приведет к повышению надежности работы выключателей.
Прибор ПКВМ5А позволяет получать графики движения подвижных частей высоковольтных выключателей с высокой степенью детализации процесса. Эти графики можно хранить в базе данных и просматривать на мониторах персональной ЭВМ используя их высокое разрешение. Программное обеспечение для персональной ЭВМ поставляемое с прибором позволяет сравнивать графики нескольких процессов. Таким образом можно говорить что технические средства для экспресс-диагностики высоковольтных выключателей существуют.
Но одних технических средств для экспресс-диагностики недостаточно. Нужны графики движения подвижных частей полностью исправных выключателей и графики отражающие характерные неисправности выключателей. Учитывая большое разнообразие марок выключателей и еще большее разнообразие возможных неисправностей выключателей а так же тот факт что банка подобного рода графиков для отечественных выключателей не существует СКБ ЭП призывает всех пользователей прибора ПКВМ5А принять участие в создании такого банка графиков. Чем больше будет графиков тем больше будет возможностей для экспресс-диагностики выключателей.
На рис 1.4 представлен цикл отключения исправного выключателя с хорошей работой буфера. Ход штока буфера составляет приблизительно 44 мм (с учетом плеч коромысла приводного механизма для 875 мм хода траверсы). Скорость отключения подвижных контактов: при размыкании внутренних контактов камер (на ходе 9 мм) - 1673 мс; при размыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (на ходе 835 мм) - 25 мс; максимальная скорость - 258 мс.
На рис 1.5 и 1.6 представлен цикл включения исправного выключателя (зарегистрированный на разных полюсах одного выключателя). В цикле включения хорошо видно резкое снижение скорости подвижных контактов (траверсы) в момент касания с наружными контактами штанг камер (положение курсора 2). На данном выключателе следует отметить хорошую регулировку одновременности касания контактов. Ход в контактах камер (вжим) регулировался в статике (с помощью домкрата) равным 9 мм. Но при динамическом включении выключателя этот ход может увеличиваться на 05 4мм (зависит от состояния привода и расположения полюса относительно привода). Ход штанг камер полюса А (рис 1.5) составляет 89 мм. Что с учетом увеличения хода на 05 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса А) превышает норму на 35 мм. Ход штанг камер полюса С (рис 1.6) составляет 875 мм. Что с учетом увеличения хода на 35 мм из-за динамического включения (см. в таблице значение вжима для полюса С) соответствует норме. Скорость включения подвижных контактов: при замыкании внутренних контактов камер - 1606 мс (рис 1.5); при замыкании подвижных контактов с наружными контактами камер (соответствует максимальной скорости) - 3225 мс (рис 1.5).
На рис 1.7 представлен цикл отключения выключателя с неработающим масляным буфером (полностью отсутствует масло в буфере). На рис 1.7 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Такая неисправность выключателя опасна тем что при не работающем масляном буфере механизм выключателя испытывает большие динамические нагрузки которые могут привести к его поломке. Обнаруживается такая неисправность специальными приборами контроля выключателей снятием виброграмм или ревизией буфера при разборке выключателя.
На рис 1.8 представлен цикл включения выключателя с практически отсутствующим ходом в контактах (вжимом). На рис 1.8 показана скорость движения траверсы в зависимости от хода. Из графиков видно что при очень малом ходе в контактах (вжиме) траверса совершает колебания в конце своего движения.
Новый диагностический прибор МАРС-1 позволяет значительно упростить процесс измерения скоростных и временных характеристик ВВ сократить трудоемкость и затраты времени.
Благодаря использованию емкостного метода измерений стало возможным отказаться от применения датчиков положения контактов и проводить измерения ВВ без их демонтажа из ячеек при подвесной установке.
Диалоговый режим работы позволяет эксплуатировать приборы без специальной подготовки персонала и значительно снижает вероятность ошибочных действий.
Автоматическая обработка результатов измерений и связь прибора с персональным компьютером обеспечивает упрощение документирования результатов диагностики и исключения субъективых ошибок персонала.
ШилинН. В. Диагностика коммутационных аппаратов высокого напряжения за рубежом. - Электрические станции 1993 №11.
Дьяков А Ф. Мамикоянц Л. Г. Савваитов Д. С. Актуальные проблемы электроэнергетических систем и их электрооборудования. - Электричество 1993 № 10.
Нормы испытания электрооборудования. Пол общей ред. Королева С. Г. М.: Атомиздат 1978.
Долгих В. В. Контроль скоростных характеристик высоковольтных выключателей емкостным методом. - Электротехника 1999 № 12.
Пат. 2117309 (РФ). Способ диагностики электрического
коммутационного аппарата (его варианты) Долгих В. В .
Кириевский Е. В. Долгих П. В. Кириевский В. Е.
Момот Е. Г. Генератор с шунтирующим диодом и его применение. М-Л.:Госэнергоиздат 1959.
Долгих В. В. Кириевский Е. В. Прибор для эксплуатационного контроля высоковольтных выключателей по параметрам движения контактов емкостным методом.Журн. Электрические станции 2001 №11.

Содержание.doc

Введение .. 61. Экономическое обоснование строительства станции .. 7
Энергетическая часть .. .. .. 8
1. Описание паротурбинной установки . 9
2. Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме .9
3. Баланс пара и воды 17
5. Расчёт деаэратора .. .. .. 20
6. Расчет сетевой установки .. 21
7. Расчет турбопривода .. .. .. 23
9. Подсчет расходов пара в отборах турбины и конденсатор .. 25
10. Расчет энергетических показателей блока .. .. 27
11. Выбор оборудования .. .. 28
Главная схема выдачи мощности .. .. 30
1. Выбор мощности и типа генераторов .30
2. Разработка схем выдачи мощности КЭС 30
3. Выбор трансформаторов 32
4. Предварительный выбор выключателей .35
Расчет дисконтированных затрат схем выдачи мощности 42
1. Расчет дисконтированных затрат для 1-го варианта схемы ..42
2. Расчет дисконтированных затрат для 2-го варианта схемы .45
Система собственных нужд станции .. .. .. .. ..49
1. Выбор двигателей собственных нужд .49
2. Составление карты собственных нужд 49
3. Окончательный выбор ТСН .51
4. Расчет пуска агрегата собственных нужд 52
5. Самозапуск электродвигателей собственных нужд 55
Расчет токов короткого замыкания 6 кВ и выше .. 58
1. Определение базисных величин и сопротивлений элементов схемы ..58
2. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..60
3. Расчет тока однофазного КЗ в точке ..62
4. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..63
5. Расчет тока однофазного КЗ в точке .64
6. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..65
7. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..66
8. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..68
9. Расчет тока трехфазного КЗ в точке ..69
10. Расчет тока трехфазного КЗ в точке 70
11. Расчет тока трехфазного КЗ в точке 71
12. Результаты расчета ТКЗ ..72
Выбор главных схем распределительных устройств 73
1. Выбор главной схемы ОРУ 220 кВ .. 73
2. Выбор схемы ОРУ 500 кВ .. .. .. .. 74
3. Электромагнитная блокировка в РУ .. .. .. .. ..84
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей .. .. .. 86
1. Выбор выключателей .. .. .. 86
2. Выбор разъединителей .. .. .. .. .93
3. Выбор трансформаторов тока .. .. .. 97
4 .Выбор трансформаторов напряжения 107
5. Выбор ОПН .. .. .. .. 110
6. Выбор КРУ .. .. .. .. 111
7. Выбор токоведущих частей .. .. .. . .. ..112
Паспорт станции .. .. ..116
Релейная защита блока 300 МВт .. .. .. .. 119
1. Выбор типа защит блока генератор-трансформатор и их действие .119
2. Продольная дифференциальная защита генератора ..120
Расчет молниезащиты .. 128
Расчет заземляющего устройства .. .. 131
Экономическая часть 134
1. Расчет технико-экономических показателей КЭС .134
2. Анализ российского рынка силовых трансформаторов ..138
Обзор методов диагностики коммутационного оборудования изучение принципа действия и анализ ее работы .145
Охрана труда при эксплуатации и обслуживании силовых трансформаторов ..160
Заключение .. .. .. .. .. .. .. 169
Список литературы .. .. .. .. .. 170

Копия Охрана труда при эксплуатации силовых трансформаторов.doc

15. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОБСЛУЖИВАНИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В разделе дипломного проектирования рассмотрены основные вопросы связанные с безопасным обслуживанием эксплуатацией и ремонтом силовых трансформаторов.
В эксплуатации проектируемой КЭС предполагается использование трех блочных повышающих трансформаторов типа ТДЦ-400000500 ТДЦ-400000220; трансформаторов собственных нужд типа ТРДНС-2500035 и резервного трансформатора типа ТРДНС-2500035.
Эксплуатации обслуживанию и ремонту трансформаторов персоналом станции уделяется значительное внимание и время. Поэтому охрана труда и техника безопасности является важным вопросом среди прочих при охране труда на станции.
Меры обеспечивающие удобное и безопасное обслуживание элементов трансформаторов
Силовые трансформаторы (далее - трансформаторы) должны устанавливаться так чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.
Осмотр трансформаторов должен выполняться непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями.
Для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях должно быть предусмотрено освещение маслоуказателей в темное время суток если общее освещение не достаточно.
На трансформаторах находящихся в работе или резерве доступ к смотровым площадкам должен быть закрыт предупреждающими плакатами «Не влезай! Убьет».
К газовым реле трансформаторов должен быть обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб масла и газа без снятия напряжения. Для этого трансформаторы снабжаются стационарной лестницей.
Отбор газа из газового реле работающего трансформатора должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора.
Трансформаторы должны устанавливаться так чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близкое установленное оборудование. Для выполнения этого требования допускается установка заградительного щита против отверстия трубы.
Между силовыми трансформаторами и трансформаторами любой мощности (включая регулировочные и собственных нужд и т.д.) должны быть установлены разделительные перегородки если расстояние между трансформаторами принято менее 15 метров для свободностоящих и менее 25 метров для трансформаторов установленных вдоль наружных стен зданий электростанций на расстоянии от стен менее 40 метров. Разделительные перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника на расстоянии в свету между трансформаторами и перегородкой не менее 15 метра.
Работы связанные с выемкой активной части из бака трансформатора или поднятием колокола должны выполняться по специально разработанному для местных условий проекту производства работ.
Для выполнения работ внутри баков трансформатора допускаются только специально подготовленные рабочие и специалисты хорошо знающие пути перемещения исключающие падение и травмирование во время выполнения работ или осмотров активной части. Спецодежда работающих должна быть чистой и удобной для передвижения не иметь металлических застежек защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Работать внутри трансформатора следует в защитной каске
и перчатках. В качестве обуви необходимо использовать резиновые сапоги.
Перед проникновением внутрь трансформатора следует убедиться в том что из бака полностью удалены азот или другие газы а также выполнена достаточная вентиляция бака с кислородосодержанием воздуха в баке не менее 20 %.
Для контроля за состоянием и действиями людей внутри трансформатора должен быть назначен как минимум один работник который обязан находиться у входного люка и постоянно поддерживать связь с работающими. Работник при выполнении работ внутри трансформатора должен быть обеспечен лямочным предохранительным поясом с канатом и при необходимости шланговым противогазом.
Освещение при работе внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.
Если в процессе работы в бак подается осушенный воздух(с точкой росы не более-40 °С) то общее время пребывания каждого работающего внутри трансформатора не должно превышать 4 часов в сутки.
Работы по регенерации трансформаторного масла его осушке чистке дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.
В процессе слива и залива трансформаторного масла в силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и выше вводы трансформаторов должны быть заземлены во избежание появления на них электростатического заряда.
Организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ на трансформаторе
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются:
оформление работы нарядом или распоряжением;
надзор во время работы;
оформление перерыва в работе перевод на другое рабочее место окончание работы.
Оформление работ нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации. Наряд-задание на производство работы оформление на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание место работы время ее начала и окончания условия безопасного проведения состав бригады и лиц ответственных за безопасность проведения работ.
Допуск к работе и надзор во время работы осуществляется ответственными за безопасность лицами. К ним относятся:
а)лицо выдающее наряд отдающее распоряжение;
б)допускающий- ответственное лицо из оперативного персонала;
в)ответственный руководитель работ;
г)производитель работ;
Оформление перерывов в работе переводов на другое место работы окончание работ также строго регламентируется. При перерыве в работе на протяжение рабочего дня бригада выводится с рабочего места. Наряд остается на руках у производителя работ. Плакаты ограждения и заземления остаются на месте. Ни один из членов бригады не имеет право пройти на место работы после перерыва в отсутствие наблюдающего. По окончании рабочего дня рабочее место приводится в порядок плакаты ограждения и заземления не снимаются а оставляются на месте. На следующий день к работе можно приступить после осмотра места работы и проверки выполнения мер безопасности допускающим.
Эксплуатация обслуживание и ремонт силовых трансформаторов бывает связана с работами которые производятся со снятием рабочего напряжения. Подготовка рабочего места при таких работах должна быть выполнена в определенном порядке.
Производятся необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры.
На приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов вывешены запрещающие плакаты.
Проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены.
Наложено заземление.
Вывешиваются предупреждающие и предписывающие плакаты ограждаются при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.
Заземление токоведущих частей производятся в целях защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения на место работы.
Работы в электроустановках производятся по письменному или устному распоряжению. Наряд – это письменное распоряжение на работу в электроустановках определяющее место время начало и окончания работы условия ее безопасного проведения состав бригады и лиц ответственных за безопасность работ.
По наряду должны производиться:
)работы выполняемы с полным снятием напряжения;
)работы выполняемые с частичным снятием напряжения;
)работы выполняемые без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях не находящихся под напряжением.
По распоряжению могут производиться:
) работы выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением;
) кратковременные и небольшие по объему работы с полным и частичным снятием напряжения а также без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях находящихся под напряжением выполняемые оперативным персоналом или под его наблюдением.
Устное распоряжение передается непосредственно или с помощью средств связи и записывается принимающим в оперативный журнал.
Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ совместно с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места.
После проверки технических мероприятий производится допуск бригады который заключается в том что допускающий:
) проверяет соответствует ли состав бригады и квалификация включенных в нее лиц записи в наряде;
) прочитывают по наряду фамилии ответственного руководителя производителя работ состав бригады и содержание порученной работы объясняет бригаде откуда снято напряжение где наложены заземления какие части ремонтируемого из соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия при производстве работ должны соблюдаться;
) доказывает бригаде отсутствие напряжения в установках напряжением 35 кВ – показом наложенных заземлений.
Для подготовки рабочего места при работах с частичным или полным снятием напряжения должны быть выполнены следующие технические мероприятия:
производство необходимых отключений и принятие мер препятствующих подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
вывешивание плакатов: «Не включать – работают люди» «Не включать – работают на линии» «На открывать – работают люди» и при необходимости – установка ограждений;
присоединение к «земле» переносных заземлений. Проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление;
ограждение рабочего места и вывешивание плакатов: «Стой – высокое напряжение» «Не влезай - убьет» «Работать здесь». При необходимости производится ограждение оставшихся под напряжением токоведущих частей в зависимости от местных условий установка этих ограждений выполняется до и после наложения заземления.
Меры защиты от шума трансформатора
Ненормальный повышенный шум создаваемый трансформаторами часто бывает по причине неплотного стягивания пакетов стальных сердечников. Своевременное устранение этой причины и других позволяет созидательно снизить уровень шума.
Для снижения шума трансформатора принимают следующие меры:
проводят звуковую изоляцию ограждающих конструкций;
уплотняют по периметру притворов ворот дверей окон;
устанавливают в помещениях звукопоглощающие конструкции и экраны;
выполняют правильную планировку и застройку прилегающей к станции территории а также используют посадку зеленых насаждений.
Тушение пожаров в трансформаторе
На каждом предприятии должны быть данные о показателях пожарной опасности применяемых в технологических процессах веществ и материалов по ГОСТ 12.1.044-89.
При работе с пожароопасными и взрывопожароопасными веществами и материалами должны соблюдаться требования маркировки и предупредительных надписей на упаковках или указанных в сопроводительных документах.
Совместное применение (если это не предусмотрено технологическим регламентом) хранение и транспортировка веществ и материалов которые при взаимодействии друг с другом вызывают воспламенение взрыв или образуют горючие и токсичные газы (смеси) не допускается.
Для мойки и обезжиривания оборудования изделий и деталей должны как правило применяться негорючие технические моющие средства а также безопасные в пожарном отношении установки и способы.
Основными средствами тушения пожаров трансформаторов являются воздушно-механическая пена распыленная вода и порошковые составы. Во всех случаях при горении масла на трансформаторе или под ним необходимо отключать его от сети со стороны высокого и низкого напряжений снять остаточное напряжение и заземлить. После снятия напряжения тушение пожара можно производить любыми средствами (распыленной водой пеной порошками). При горении масла на крыше трансформатора у проходных изоляторов его необходимо ликвидировать распыленными струями воды низкократной воздушно-механической пены или порошковыми составами. Если поврежден корпус трансформатора в нижней части и происходит горение под ним то горение масла ликвидируется пеной а масло следует спустить в аварийный резервуар.
В некоторых случаях тушение пожаров трансформаторов водой исключается из-за невозможности сооружения систем противопожарного водоснабжения или в связи с большими капитальными затратами. В этих случаях среди имеющихся в настоящее время на вооружении пожарной охраны огнетушащих средств наиболее эффективными являются сухие порошковые составы.
При внутреннем повреждении трансформатора с выбросом масла через выхлопную трубу или через нижний разъем (в случае среза болтов или деформации фланцевого соединения) и последующем возникновении пожара внутри трансформатора средства пожаротушения следует подавать внутрь него через верхние люки и через деформированный разъем.
При развившемся пожаре па трансформаторе необходимо также защищать от воздействия высокой температуры с помощью водяных струй несущие металлические конструкции проемы и находящееся вблизи электрооборудование; при этом с ближайшего оборудования находящегося в зоне действия водяной струи (особенно ее компактной части) должно быть снято напряжение и оборудование должно быть заземлено.
Для тушения силового трансформатора используют автоматическую установку порошкового огнетушения. Схема автоматической установки порошкового огнетушения типа ПСБ – 036:
Рис. 1. Схема автоматической установки пожаротушения
Установка имеет баллоны – 1 со сжатым газом. При автоматическом открытии газового затвора – 2 сжатый газ под напором поступает в резервуар – 3 из которого из которого вытесняет порошок для тушения пожара. При возникновении пожара срабатывает пожарный извещатель – 4 который реагирует с одним из физических факторов пожара. Сигнал от извещателя по линии – 6 поступает в ячейку управления – 7 где усиливаясь через линию – 5 включает головку – затвора 2 и по линии 9 поступает сигнал пожарной тревоги. Сжатый газ из баллона 1 по газопроводу поступает через редуктор 8 понижающий давление в резервуар 3 с порошком где происходит рыхление порошка. По достижении расчетного давления газа включается пусковой клапан 11 и газ по трубке 12 поступает в механизм пневмоклапана 13 пневмоклапан открывает подачу порошка в трубопровод 14 и через насадки распылителя 15 к очагу пожара. После окончания работы с помощью вентиля 16 продувают систему трубопроводов от остатков порошка. В качестве огнегасительного порошка применяют углекислую соду с примесью кремнезема талька или инфузорной земли.
При внутреннем повреждении трансформатора с выбросом масла через выхлопную трубу или через нижний разъем и с последующим возникновением пожара внутри трансформатора средства пожаротушения следует подавать внутрь него через верхние люки и деформированный разъем. При возникновение пожара на трансформаторе не допускается производить слив из него масла так как это может привести к повреждению внутренних обмоток и значительно усложняет тушение пожара.
Порядок выполнения и схемы высоковольтных испытаний изоляции трансформаторов
Испытания изоляции электрооборудования позволяют своевременно выявить ее дефекты проверить прочность на пробой определить значение сопротивления изоляции.
В соответствии с требованиями ПУЭ и ПТЭ проводятся профилактические испытания изоляции трансформаторов повышенным напряжением. Испытательные напряжения значительно превышают номинальные напряжения и для трансформаторов они примерно трехкратные поэтому такие испытания особо опасны и должны проводиться с соблюдением ряда специальных мер безопасности. Источником испытательного напряжения переменного тока может служить специальный высоковольтный однофазный трансформатор типа ИОМ один ввод которого снабжен высоковольтным изолятором рассчитанным на полное напряжение а другой ввод заземлен. Схема испытательной установки приведена на рисунке 2. Она используется для испытания изоляции электрических машин и трансформаторов.
Рис. 2. Схема испытания изоляции на пробой повышенным напряжением переменного тока
QF – автоматический выключатель;
ИО – испытательный объект;
ИТ – испытательный трансформатор;
ТН – измерительный трансформатор напряжения.
Перед испытанием изоляции трансформатора повышенным напряжением логометром измеряют ее сопротивление одновременно испытывая напряжение 2500 В которое развивает его генератор.
Испытание изоляции повышенным напряжением производится в следующем порядке:
персонал бригады собирает схему предстоящего испытания согласно наряду;
при сборке схемы в первую очередь заземляют корпуса испытательных машин и испытательной установки да присоединения испытательного аппарата к сете 380220 В его высоковольтный ввод заземляют гибким медным проводом сечение не менее 4 который накладывается оперативной штангой чем снимает остаточный заряд. Провод по которому испытательное напряжение на испытываемый объект надежно закрепляется на промежуточных изоляторах и не должен приближаться на опасное расстояние к токоведущим частям той части электроустановки которая остается под напряжением;
место проведение испытаний и соединительные провода ограждаются щитами барьерами канатами и т.п. с подвешенными на них переносными предупреждениями «Стой - напряжение». У места испытания выставляется наблюдающий. Если соединительные провода находящиеся под испытательным напряжением расположены не в основном помещении РУ то независимо от наличия ограждений следует выставить охрану из числа лиц вписанных в наряде имеющих квалификационную группу по технике безопасности не ниже 2;
перед подачей испытательного напряжения производитель работ убеждается что все работники находятся на своих местах посторонние люди отсутствуют после чего предупреждает словами «Подаю напряжение» снимает с высоковольтного вывода заземляющий ввод и включает питание от сети 380220 В.
По окончанию испытания производитель работ снижает до нуля напряжение отключает аппарат от сети 380220 В заземляет высоковольтный вывод аппарата и сообщает работникам бригады «Напряжение снято» после чего разрешает пересоединить или отсоединить провод высокого напряжения и снимать установленные заграждения.
Изоляцию трансформатора следует считать выдержавшей напряжение если не было отмечено частичных (напряжений) нарушений изоляции выявленных по показаниям приборов или наблюдением т.е. выделение газов появившегося дыма скользящих разрядов по поверхности.
Порядок вывода из работы для ремонта и испытания одного из силовых трансформаторов
Поясняющая схема вывода силового трансформатора Т2 в ремонт приведена на рисунке:
Рис. 3. Поясняющая схема вывода силового трансформатора в ремонт
Для вывода силового трансформатора необходимо проделать следующие операции:
отключить выключатели Q1 Q2 Q3 на рукоятку повесить плакаты «Не включать – работают люди» предварительно остановив генератор (G2);
по механическому указателю положения выключателей проверить положение выключателей и снять оперативный ток с приводов выключателей;
отключить разъединитель QS1 QS2 проверить их отключение и запереть приводы разомкнуть стычные контакты выключателей Q3 и
проверить отсутствие напряжения на выводах выключателей и установить по комплекту заземлений;
поставить необходимые заграждения и повесить предупредительные плакаты в соответствии с правилами безопасности после можно осуществить допуск ремонтной бригады к работе.
Места наложения временных заземлений
Отключенные для работы токоведущие части должны быть заземлены со всех сторон откуда сожжет быть подано напряжение а провода воздушных ЛЭП кроме того на месте производства работ. Дополнительно заземляются отключенные ТВЧ то есть на рабочем месте. Необходимо заземление и в других электроустановках если возможно возникновение на этих частотах наведенного потенциала влияния соседних частей оставшихся под напряжение.
Заземление ТВЧ на месте их отключения осуществляется путем включения специальных заземляющих ножей являющихся постоянным элементом схемы электроустановки. Эти операции выполняют лица из числа дежурного персонала или оперативно – дежурного персонала обслуживающего данную электроустановку.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2001. – 192 с.
Правила пожарной безопасности. – 3 - е изд. – М.: ИНФРА-М 2003 – 240 с.
Кашолкин Б.И. Мешалкин Е.А. Тушение пожаров в электроустановках. – М: Энергоатомиздат 1985. – 112 с. ил. – (Библиотека электромонтера; Вып. 571).
Борьба с шумом стационарных энергетических машин. Ф.Е. Григорян Е.И.Михайлов Г.А.Халин и др. – Л.: Машиностроение 1983 г.