Реле ДЗТ состоит из нескольких узлов:
формирователя дифференциального и тормозного сигналов (ФДТС);
— токового органа;
— блокировки от бросков тока намагничивания;
— дифференциальной отсечки. Выравненные токи подаются на входы реле ДЗТ, которые выполнены пофазными и срабатывают при всех видах к.з. в зоне действия защиты. Дифференциальный ток (IД) определяется как модуль геометрической суммы всех токов, поступающих на входы реле ДЗТ. В зависимости от угла между токами и значение тормозного тока (IТ) может составить, если 90º < α < 270º, если -90º < α < 90º или = 0, где α - угол между векторами токов и .На Рисунок 6.1 показано, как определяются дифференциальный и тормозной токи при внешнем КЗ и при КЗ в зоне действия ДЗТ. Рисунок 6.1 — Определение дифференциального и тормозного токов ДЗТТоковый орган ДЗТ имеет характеристику срабатывания, приведенную на Рисунок 6.
2. Характеристика срабатывания имеет:
горизонтальный участок, определяемый уставкой «ток начала торможения» ;наклонный участок, определяемый уставкой «коэффициент торможения» ;вертикальный участок, определяемый уставкой «ток торможения блокировки» .Горизонтальный участок характеристики срабатывания позволяет обеспечить чувствительность ДЗТ при малых токах КЗ. Коэффициент торможения влияет на устойчивость ДЗТ при внешних КЗ. Он равен отношению приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока в условиях срабатывания. Дифференциальная отсечка обеспечивает быстрое отключение трансформатора при внутренних КЗ. Уставка срабатывания дифференциальной отсечки должна быть отстроена по величине от броска намагничивающего тока. Рисунок 6.2 — Характеристика срабатывания ДЗТ Максимальная токовая защита на всех сторонах трансформатора выполняется в трехфазном исполнении и содержит:
реле максимального тока, при этом МТЗ НН имеет две ступени;
реле выдержки времени для действия на различные выключатели всех сторон трансформатора;
пусковые органы напряжения первой и второй секций низшего напряжений. Реле тока МТЗ ВН включаются:
на расчетные линейные токи, полученные из фазных токов «звезды» и умноженные на, при соединении ТТ сторон ВН в «звезду» при схеме соединения трансформатора Y/D-11 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=1);
— на фазные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в «треугольник» при схеме соединения трансформатора Y/D-11 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=); - на фазные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в «звезду» при схеме соединения трансформатора D/D-0 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=1).При этом производится компенсация тока нулевой последовательности. Уставки реле максимального тока МТЗ изменяются в диапазоне от 0,1 до 100 А. Средняя основная погрешность по току срабатывания не более 5% от уставки. Максимальная токовая защита на всех сторонах трансформатора выполняется с пуском или без пуска по напряжению. Пуск по напряжению осуществляется с помощью реле минимального напряжения, реагирующего на уменьшение междуфазных напряжений (UАВ< или UВС<) и с помощью реле максимального напряжения, реагирующего на увеличение напряжения обратной последовательности (U2>). Реле минимального напряжения имеют уставки по напряжению, регулируемые в диапазоне от 10 до 100 В. Реле максимального напряжения имеют уставки по напряжению, регулируемые в диапазоне от 6 до 24 В (в фазных величинах).Для обеспечения направленности МТЗ НН используется реле направления мощности (РНМ), которое работает по направлению мощности прямой последовательности.
Величина уставок реле РНМ по току срабатывания (IСР.) составляет 0,1 А, а по напряжению срабатывания (UСР.) — 1 В. Уставка РНМ по углу максимальной чувствительности (МЧ) регулируется в пределах от 30 до 85. Зона работы РНМ составляет от 160 до 180. Средняя основная погрешность по углу максимальной чувствительности РНМ не превышает 10%. Дополнительная погрешность по углу максимальной чувствительности РНМ от изменения температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне не превышает 5% от среднего значения, определенного при температуре (20 5) С. Коэффициент возврата РНМ по току и напряжению не менее 0,6. Время срабатывания РНМ при одновременной подаче напряжения 3UСР и тока 3IСР не превышает 0,03 с. Время возврата РНМ при одновременном сбросе входных напряжения и тока от номинальных значений до 0 не превышает 0,05 с.
7.Охрана труда7.
1 Оперативное обслуживание и выполнение работ.
К оперативному обслуживанию электроустановок допускаются работники, знающие их схемы, инструкции по эксплуатации, особенности конструкции и работы оборудования и прошедшие обучение и проверку знаний. В электроустановках выше 1000 В рабочие с состава оперативных или оперативно-производственных работников, которые в одиночку обслуживают электроустановки, а также старшие в смене должны иметь группу IV, остальные — группу III. В электроустановках до 1000 В рабочие со склада оперативного или оперативно-производственного персонала, которые в одиночку обслуживают электроустановки, должны иметь группу III. Осмотр электроустановок электростанций, подстанций и распределительных пунктов может выполнять один рабочий с группой III с состава оперативного или оперативно-производственного персонала или рабочий с группой V из состава руководителей или специалистов предприятия. Работы в действующих электроустановках следует проводить по наряду, распоряжению и в порядке текущей эксплуатации. Работы, которые выполняют в порядке текущей эксплуатации оперативные или оперативно-производственные рабочие на закрепленных за ними электроустановках, проводят без оформления наряда или распоряжения. Работы в электроустановках следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.
1.019 и ГОСТ 12.
3.032. В электроустановках выше 1000 В при проведении работ на токоведущих частях, находящихся под напряжением, с помощью защитных изолирующих средств необходимо:
Пользоваться только проверенными сухими и чистыми изолирующими средствами с неповрежденным лаковым покрытием;
— Держать изолирующие средства за ручки — захват не дальше ограничивающее кольцо;
— Разместить изолирующие средства так, чтобы не возникала опасность перекрытия между фазами или фазы на землю. Запрещается в электроустановках электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35, 110 кВ при работе вблизи не огражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы они были сзади или с обеих сторон. Рабочее место следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 12.
2.032 и ГОСТ 12.
2.033. Все рабочие, которые находятся в действующих электроустановках (за исключением щитов управления помещений с релейными панелями и им подобное), в колодцах туннелях, траншеях, должны пользоваться защитными касками.
7.2 Организационные мероприятия.
Для безопасного проведения работ необходимо использовать такие организационные методы:
Назначение лиц, ответственных за безопасное производство работ;
— Выдача наряда или распоряжения;
— Выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск;
— Подготовка рабочего места и допуск к работе;
— Надзор во время проведения работы;
— Перевод на другое рабочее место;
— Оформление перерывов в работе и ее окончание. Ответственными за безопасное производство работ:
Лицо, выдающее наряд, выдает распоряжения;
— Работник, который дает разрешение на подготовку рабочего места и на допуск;
— Рабочий, который готовит рабочее место;
— Рабочий, который допускает к работе;
— Руководитель работ;
— Рабочий, наблюдающий за безопасным наблюдением работ;
— Член бригады.
8.Технико-экономическое обоснование8.
1. Расчет среднегодовых технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС.
8.1.
1. Капвложения в строительство станции. Кст= [Кбл+(nбл-1)· Кбл. посл]·Кр.с·К·Ки = [9 090 355+(6−1)· 4 419 349]·1·0,9·2,1= =42 238 479,78, тыс.
руб., где Кр. с — коэффициент, учитывающий район строительства станции (см. табл. П3);nбл — число блоков на станции;
Кбл, Кбл. посл. — капитальные вложения в первый и последующие блоки Ки — коэффициент инфляции;
К — коэффициент, учитывающий систему технического водоснабжения (К=0,9 — для прямоточной).
8.1.
2. Удельные вложения капитала, позволяют определить стоимость одного киловатт-часа установленной мощности.Куд. =, тыс.
руб/МВт, где КСТ — капвложения в строительство станции, тыс./руб;Ny- установленная мощность станции, МВт.
8.1.
3. Годовая выработка электроэнергии на ГРЭСWВ = Nу · hу = 1200· 6527·10−3 = 7832,4 тыс. МВт· ч/год.
где Nу — установленная мощность электростанции, МВт;hу — годовое число часов использования установленной мощности, ч (принимается равным 5000−7000).
8.1.
8. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды. WСН = тыс. МВт· ч/г.где — мощность холостого хода, МВт; - число часов работы блока в течении года (7000−7500), ч; - удельный расход электроэнергии собственных нужд при работе оборудования под нагрузкой, кВт· ч/ кВт· ч; - годовая выработка электроэнергии электростанцией, МВт· чУдельный расход электроэнергии на собственные нужды ЭС8.
1.5. Годовой отпуск электроэнергии с шин станции. W0 = WВ — WСН = 7832,4 — 306,51 = 7525,89, тыс. МВт· ч/год.
8.2. Определение расхода условного топлива и КПД станции.
8.2.
1. Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии в среднем по станции.
г. у.т./кВт· чгде г. у.т./кВт· ч- проектный удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии по блокам 300МВт.
8.2.
2. Годовой расход условного топлива., тыс.
г. у.т./год8.
2.3. Годовой расход натурального топлива с учетом потерь. тыс. т н.т./год.
Вуг- годовой расход условного топлива в целом на ГРЭСг.у.т./год;29 330 — удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг, принимается по табл. П7, П8, П9;αпот — потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, % определяется по табл. 2. Значения пот в зависимости от вида топлива следующие:
торфпот = 0,75 — 1,75%;каменный угольпот =0,9 — 1,3%;бурый угольпот = 1,0%;мазутпот = 0,3%;газпот = 0%.
8.3. Эксплуатационные расходы на ГРЭС. Проектные расчеты себестоимости электрической энергии на ГРЭС в период нормальной эксплуатации производятся по следующим статьям затрат:
топливо на технологические цели;
вода на технологические цели;
основная зарплата производственных рабочих;
дополнительная зарплата производственных рабочих;
отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих.
8.3.
1. Затраты на топливо сжигаемое на ГРЭС в течении года. Издержки на топливо во многом зависят от экономического режима работы оборудования и определяются годовым расходом топлива, а также зависят от договорной цены топлива, которая включает оптовую цену топлива у поставщика, стоимость транспортных затрат, посреднические услуги и другие факторы.
руб./ т.н.т — стоимость перевозки одной тонны натурального топлива при транспортировке его по железнодорожным путям широкой колеи, руб./т.н.т; - прейскурантная цена топлива, руб./т н. т; = 1,02−1,05 — коэффициент, учитывающий удорожание топлива при приобретении его через биржи или посредников;
инфляции.
8.3.
2. Издержки на топливо на технологические цели., тыс. руб./год.
8.3.
3. Затраты на подготовку питательной воды., тыс. руб./год, где — максимальный расход пара на турбину, т/ч; - стоимость питательной воды на ГРЭС;
8.
3.8. Плата за пользование водными объектами.
тыс.руб.
годгде — расход охлаждающей воды, м3/ч, через конденсатор 1 энергоблока (табл. П1); - тариф на воду, руб./м3.Затраты на вспомогательные материалы, тыс. руб./год, где — норматив затрат на вспомогательные материалы, руб./МВт (для каменного угля — 3250);
— коэффициент инфляции по вспомогательным материалам. Материальные затраты без учета топлива, тыс. руб./год, 8.
3.5. Среднемесячная заработная плата одного работника.
руб./мес. — месячная тарифная ставка первой ступени оплаты труда тарифной сетки (8000 руб.);
— средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу ЭС, принимается по табл. 4; - средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда и другие компенсационные выплаты, принимается по табл. 4; - средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат, принимается по табл. 4; - районныйкоэф. к заработной плате, принимается по табл. 18.
8.3.
6. Годовой фонд оплаты труда на одного человека., тыс.
руб/чел.
8.3.
7. Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости продукции., тыс.
руб/год, где ЧПП — численность персонала в зависимости от мощности блока и вида сжигаемого топлива, определяется по табл. П12.
8.3.
8. Коэффициент обслуживания. МВт/чел.
8.3.
9. Отчисления на социальные нужды., тыс.
руб/год, где — ставка «страховых взносов на обязательное пенсионное страхование, обязательное социальное страхование на случай временной нетрудоспособности и в связи с материнством, обязательное медицинское страхование, обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» в единый социальный фонд.. Отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, тыс.
руб/год, где НС.Н.С% - норматив отчислений на страхование от несчастных случаев. Отчисления на социальные нужды, тыс.
руб/год, 8.
3.8. Амортизация основных фондов.
тыс.руб/год.
тыс.руб/год.
где % - средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции, зависит от вида сжигаемого топлива, приведена в табл. 5. 8.
3.11. Отчисления в ремонтный фонд.
тыс.руб/год, где — средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по электростанции, приведен в табл. 6. Плата за землю.
Определение площади земли по генплану.
Площадь производственной площадки, га, где f1- удельная площадь застройки производственной площадки в зависимости от установленной мощности станции без топливного склада или мазутохранилища, м2/МВт, Площадь топливного склада, м2, где fТ.С. — удельная площадь топливного склада, м2/тыс. т.н.т. (каменный уголь — 10−15).Ориентировочная площадь мазутохранилища, м2, где fМ.Х. — удельная площадь мазутохранилища, м2/тыс. т.н.т. (fМ.Х. = 7−8 м2/тыс.
т.н.т.). Ориентировочная площадь золоотвала, м2, где fЗ.О. — удельная площадь золоотвала, м2/тыс. т.н.т. (каменный уголь — 50−70).Общая площадь отвода земли под площадку электростанции F, м2Средняя ставка земельного налога на производственную площадь, руб/м2,где — средняя ставка земельного налога за производственную площадку руб/м2, (табл. П15);к2 — коэффициент увеличения средней ставки земельного налога за счет статуса города, развития социально-культурного потенциала (табл. П16);Определение платы за землю, тыс.
руб/год, 8.
3.12. Другие отчисления., тыс.
руб/год, где % - норматив других отчислений в зависимости от сжигаемого топлива[4]8.
3.13. Прочие затраты.
тыс.руб/год.
8.3.
18. Годовые издержки ЭС по экономическим элементам затрат. В годовые издержки производства электроэнергии на ЭС включаются все рассчитанные затраты:
8.3.
15. Себестоимость ед. продукции, отпущенной с шин станции. Себестоимость единицы продукции — отношение издержек производства к количеству произведенной продукции за определенный период времени.
руб./МВт ч;Калькуляция себестоимости электроэнергии. Наименование статей.
Годовые издержки производства Иi, тыс.
руб./год.
Структура затрат, %Себестоимость электроэнергии, руб./МВт· ч1. Топливо на технологические цели55,95 727,762. Материальные затраты (без учета топлива).
16,3212,023. Затраты на оплату труда5,368,939. Отчисления на социальные нужды0,162,085. Амортизация основных фондов (средств).
13,29 172,866. Прочие затраты9117,06Итого1 001 300,75Заключение.
Выпускная квалификационная работа на тему: «Проектирование ГРЭС-1600 МВт (5хК-300)» выполнена в соответствии с заданием. На ГРЭС установлены 5турбогенератора типа ТВВ-300−2. Основное топливо — уголь, резервное — мазут. Система водоснабжения прямоточная. Станция с энергосистемой связана напряжением 500 кВ, а электроснабжение промышленных предприятий осуществляется напряжением 220 кВ. В электротехнической части были выбраны турбогенераторы, силовые трансформаторы и автотрансформаторы, а также коммутационное оборудование. При разработке главной электрической схемы ГРЭС были составлены варианты структурных схем и произведен технико-экономический расчет приведенных затрат для двух вариантов. Для каждого варианта структурной схемы были выбраны трансформаторы, автотрансформаторы. Определены капиталовложения и приведенные затраты с учетом надежности электроснабжения по каждому варианту.
По полученным результатам технико-экономического сравнения вариантов структурных схем для дальнейшего расчета был выбран 1-й вариант структурной схемы ГРЭС. Выбраны схемы распределительных устройств: на 220 и 500 кВ — схема с двумя рабочими и обходной системой шин с присоединением блоков через 2 выключателя. Для выбранного варианта структурной схемы рассчитаны токи КЗ. По результатам расчета токов КЗ были выбраны выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы и токоведущие части. В соответствии с нормами технологического проектирования разработана схема собственных нужд и выбраны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд мощностью 80 МВА, с расщепленной обмоткой низкого напряжения. В разделе «Охрана труда» рассмотрены и указаны все основные пункты охраны труда при проверке отсутствия напряжения. В экономической части был произведен расчет капитальных вложений в строительство конденсационной электростанции, энергетических показателей работы электростанции, себестоимости производства энергетической продукции электростанции и платы за землю.
Список литературы
Электрическая часть электростанций и подстанций, справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 4-е издание, переработанное и дополненное. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков 1989.
Справочник по проектированию электрических сетей под редакцией.
Д.Л. Файбисовича, издание 4-е, переработанное и дополненное. 2012.
Электрооборудование электрических станций и подстанций. Учебник 4-е издание; Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова, 2007.
Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций. Учебное пособие. А. К. Черновец, А. А. Лапидус, 2006.
Производство электроэнергиии. Учебное пособие. С. С. Петрова, О. А. Васильева. 2012.
Электрическая часть атомных и гидравлических станций. Учебное пособие. О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин, 1998.
Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования. Под ред. И. П. Крючкова и В. А. Старшинова. — М.: Изд. Центр «Академия», 2005.
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие/. — 5-е изд. -СПб.: БХВ-Петербург, 2013.
Теплотехническое и электротехническое оборудование: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Сост.: О. Г. Губаева, Ю. Н. Зацаринная, Е. А. Миронова, А. М. Семененко, Е. А. Федотов. — Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2012. — 64 с. Рожкова Л. Д., Карнеева Л. К., Чиркова Т. В., «Электрооборудование электрических станций и подстанций», 5-е издание, М.: 2008.
Лихачев В. Л. Электротехника. Справочник. Том 1./В.Л. Лихачев. — М.: СОЛОН-Пресс, 2003.
Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю. Г. Барыбина и др. -.
М.: «Энергоатомиздат», 1990 г."Электроснабжение и электрооборудование цеха" / Методические указания — Н. Н., 2002 г. Пособие по дипломному проектированию: комплекс учебно-методических материалов / Г. Я. Вагин, Е. Н. Соснина, А. М. Мамонов, Е. В. Бородина; Нижегород. Гос. техн. ун-т им. P.E.
Алексеева. Нижний Новгород, 2009. — 167 с. Головкин Н. Н., Карпова Э. Л., Федоров О. В. Технико-экономические расчеты в дипломном проектировании. Учебное пособие. Н. Новгород, НГТУ, 1991.-104 с. Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др.
Н.Новгород, 2001. — 11с. Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др. Н. Новгород, 2001. — 19с. Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров. Н. Новгород, 2002. -.
33с.Г. Я. Вагин, Н. Н. Головкин, О. В. Маслеева Пособие по дипломному проектированию для студентов специальности 1004 «Электроснабжение». Справочник по проектированию подстанций 35 — 500 кВ/ Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и Я. С. Самойлова. — М.: Энергоиздат, 1982.
— 352., ил. Шабад М. А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле: Учебное пособие.
— СПб.: Изд. ПЭИпк, 2002.
Правила пожарной безопасности для электрических предприятий РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М.: Изд-во стандартов, 2003. СНиП 23−05−95 естественное и искусственное освещение. — М.: Минстрой России, 1996.
Рекомендации по техническому проектированию подстанции переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ СО 153−34.
35.120−2006.
Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.
06.06 № 187, приказом ОАО «Институт Энергопроект» от 03.
07.06 № 18 эсп. — М.: Изд-во стандартов, 2006.
Правила пожарной безопасности РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.
