Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

Содержание Введение

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем и выдачи энергии

1.1 Разработка структурных схем

1.2 Выбор основного электрического оборудования

2. Экономическая часть

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор аппаратов

4.1 Выбор выключателей

4.2 Выбор разъединителей

4.3 Выбор разрядников

5. Выбор токоведущих частей

6. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

6.1 Выбор измерительных приборов

6.2 Выбор трансформаторов тока

6.3 Выбор трансформаторов напряжения.

7. Выбор типов релейной защиты

7.1 Защиты блока генератор — трансформатор.

7.2 Защита автотрансформаторов (АТ).

7.3 Защиты трансформаторов собственных нужд.

7.4 Защита шин

7.5 Защита ЛЭП.

8. Выбор конструкций и описания распределительных устройств

9. Специальная часть

10. Охрана труда, техника безопасности и экология

10.1 Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей

10.2 Особенности организации охраны труда и техники безопасности на подстанции

10.3 Экология и охрана окружающей природной среды Список использованной литературы

Введение

Развитие экономики неразрывно связано с электрификацией всех отраслей народного хозяйства. Огромное количество электроэнергии, вырабатываемой генераторами различных типов электростанций, передается потребителям, которыми являются промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и коммунальное хозяйство городов.

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Энергосистемы продолжают оставаться основным источником электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

Реализация требований надежности, качества, экономичности обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда, а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации.

Целью данного дипломного проекта является разработка проекта КЭС на 300 Мвт.

В данном дипломном проекте представлена разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт. Для выполнения проекта в начале необходимо произвести расчет ПТС и определить основные показатели тепловой экономичности при ее общей мощности. Далее нужно определить технико-экономические показатели, выбрать вспомогательное оборудование и произвести расчет топливного хозяйства. В конце расчета необходимо выбрать компоновку главного корпуса и генеральный план проектируемой станции. По окончании расчета необходимо выполнить индивидуальное задание и графическую часть дипломного проекта.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

1.1 Разработка структурных схем До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки.

На КЭС экономически целесообразно устанавливать агрегаты больших мощностей.

Структурные схемы двух вариантов выдачи энергии представлены на рис. 1

Рисунок 1 — Структурные схемы выдачи энергии

1.2 Выбор основного электрического оборудования К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Генераторы.

При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:

— все генераторы принимаются одинаковой мощности;

— число генераторов должно быть не менее двух и не более восьми;

— единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы, включая проектируемую КЭС.

— Таким образом, выбираем следующие генераторы для обоих вариантов:

— 6хТВВ — 500 — 2ЕУ3.

Трансформаторы.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимается равной мощности генератора в МВ· А (при номинальном коэффициенте мощности).

Вариант № 1: 6хТЦ — 630 000/500

Вариант № 2: 5хТЦ — 630 000/500 и ТЦ — 630 000/220 — 74У1

Номинальная мощность автотрансформаторов определяется исходя из перетока мощности с шин одного напряжения на шины другого в нормальном режиме и при остановке одного генератора, присоединённого к шинам среднего напряжения S_{пер. макс}.

Считаем, что связь между частями системы осуществляется только на проектируемой электростанции. В нашем случае устанавливаются 3 автотрансформатора для варианта № 1 и два автотрансформатора для варианта № 2.

Исходя из этого, выбираем тип автотрансформаторов:

АОДЦТН — 267 000/500/220

В этом случае при отключении одного из них оставшиеся смогут взять нагрузку.

2. Экономическая часть

1) Абсолютные капиталовложения проектируемого объекта КЭС мощность

8 * 300 МВт+ 2400

Капитальные вложения в строительство КЭС определяются по формуле:

тыс.тенге где — капиталовложения в первый (головной) блок, тыс. тенге

— капиталовложения в каждый последующий блок, тыс. тг.

— количество блоков, 8 шт.;

— коэффициент, учитывающий территориальный район строительства (для Казахстана — 1,08).

приведены в приложении для разных видов топлива.

2) Удельные капиталовложения

тенгекВт где Ку — абсолютная величина капитальных вложений, тыс. тг.;

— установленная максимальная мощность станции, тыс. кВт.

· Годовая выработка электрической энергии КЭС подсчитывается по формуле:

где — установленная расчетная мощность турбин одного типа, принимаемая по номинальному значению для турбин с двойным обозначением мощности, МВт;

— число часов использования установленной расчетной мощности, ч. Принято в расчет 7000 час

3) Число часов использования расчетной установленной мощности в целом ТЭЦ:

ч где — годовая выработка электроэнергии в целом по КЭС, МВт. ч;

— установленная расчетная мощность электростанции, МВт.

4) Годовой расход электрической энергии на собственные нужды (твердое топливо — уголь) и составляет:

Wсн= 7,5 * 8 * 67,0 + 0,2 * 16 800= 520,8 МВт /час

5) Удельный расход электроэнергии на собственные нужды в целом по КЭС рассчитывается по следующей формуле :

6) Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции определяется по формуле:

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции составляет:

где — годовая выработка электрической энергии, МВт. ч;

— расход электроэнергии на собственные нужды, МВт.ч.

7) Годовой расход условного топлива определяется по топливным характеристикам которая имеет вид:

где — число однотипных турбоагрегатов, шт8.;

— 7000 число часов работы блока в течение года

N- 300 номинальная мощность блока МВТ

— годовая выработка электрической энергии, тыс. 16 800 МВт. ч;

8) Годовой расход натурального топлива на технологические цели рассчитывается по формуле Для твердого топлива:

6,0· 60=360+2100=2460тенге где Ц_пр — оптовая прейскурантная цена 1 т натурального топлива, для угля тг./т (2175 тенге), д;

Ц_тр — затраты на транспортировку 1 т топлива 7,0 тенге при транспортировке его по железнодорожным путям широкой колеи S -135 расстояние, на которое транспортируется топливо, км;

В_н — годовой расход натурального топлива на энергетические котлы, т.н.т./год; для топлива газ — тыс. м³/год.

9)

где В_у — годовой расход условного топлива в целом по КЭС, т.т.у.т./год;

— удельная теплота сгорания натурального топлива, 19 050 кДж/кг. Для угля удельная теплота приведена в приложении

— 1,3 потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, %, (таб. 19.1.4)

10) Цена одной тонны условного топлива:

тг./т.у.т.

где И_топл — издержки на сжигание топлива в энергетических котлах, тыс. тг./год;

В_у — годовой расход условного топлива в целом поКЭС, тыс. т.у.т./год.

11) Вода на технологические цели

где — удельный коэффициент в тенге на 1000 т. расходуемого за год натурального топлива, 2000 тенге на 1000 т всех видов твердого натурального топлива;

= 4500 тенге на 1 т/час суммарной часовой производительности всех котлов;

— удельный коэффициент в тенге на 1 кВт установленной мощности КЭС

110 тенге на 1 кВт установленной мощности для блочных станцией с давлением

В_н — расход натурального топлива на энергетические котлы, тыс. т/год;

— 900*8=7200 номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;

— установленная (номинальная) мощность станции, МВт;

10^-3 — перевод тенге в тыс. тенге (для второго слагаемого)

12) Основная заработная плата производственных рабочих Рассчитывается по формуле:

=850−1080 тыс. тг. — средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, тыс. тг./чел.год.

Месячная тарифная ставка (должностной оклад) определяется путем умножения минимального расчетного показателяМРП данного учетного периода в 2014 году составляет 19 966 тенге на коэффициент соответствующего разряда Численность эксплуатационного персонала для данной электростанции 610 чел., имеющих 5 разряд

Численность ремонтного персонала 1110 чел. 4 разряд

Численность специалистов 120 чел. 10% от общего числа работников В расчет принимаем месячный должностной оклад:

Для эксплуатационного персонала 70,0 тыс. тенге Для ремонтного персонала 72,0 тыс. тенге Для специалистов станции 85,0 тыс. тенге И^эксп_зп=610· 12·70=512 400,0 тыс. тенге И^р.п._зп=1110· 12· 72,0=959 040,0 тыс. тенге И^спец_зп=120· 12· 85,0=122 400,0 тыс. тенге Годовой фонд по оплате труда персонала КЭС составил И_зпл=512 400,0+959 040,0+122 400,0=1 593 840 тыс. тенге Среднегодовая зарплата одного работника составляет:

1 593 840: 1840чел =866 218 тенге

13) Расчет отчислений на социальный налог

тг./год

14) Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования И_экс=1,15 *1 478 736,0 = 1 700 546,4тыс.тенге/год где =1,15−1,35 — коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования

— амортизационные тчисления по производственному оборудованию:

где =7−8% - норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию;

— стоимость оборудования, составляет 60−70% от капиталовложений в строительство ТЭЦ, т. е.

С_об=0,6· 35 208 000,0=21 124 800,0тыс.тенге

15) Цеховые расходы

16) Общестанционные расходы К этой статье относятся расходы по управлению энергопредприятием:

тыс.тенге

17) Общие издержки производства на Конденсационной электрической станции мощностью 2400 МВт.

В общие издержки производства на КЭС включаются все рассчитанные затраты:

тыс.тенге

18) Себестоимость отпущенной электрической энергии составляет:

19) Топливная составляющая себестоимости по отпуску электрической энергии:

тг./(кВт.ч)

20) Расчет суммы составляющих по отпуску электрической энергии по всем статьям затрат:

21) Сумма составляющих структуры затрат должна составить 100%.

Таблица 1 — Калькуляция себестоимости электрической энергии Конденсационной электрической станции мощность -2400 МВт

3. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 1), которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем S_б = 1000 МВ· А.

Линии:

где Х_уд — удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом.

l — длина линии, 150 км;

U_ср.н.² — средненоминальное напряжение, 525 кВ;

n — число цепей, 3.

Трансформаторы блока (ТЦ — 630 000/500)

Трансформаторы собственных нужд (ТРДНС — 40 000/35).

Пускорезервные трансформаторы СН.

ТРДНС — 63 000/220

ТРДНС — 63 000/35

Автотрансформаторы связи (АОДЦТН — 267 000/500/220)

Генераторы (ТВВ — 500 — 2ЕУЗ)

Рисунок 2

Рассчитаем точки короткого замыкания.

Точка К1

Схему (рис. 1) свернём к схеме на рис. 2, где имеется две ветви источников питания — система и все генераторы станции.

Рисунок 3 — Сопротивление схемы

Сопротивления схемы на рис. 3 рассчитаем:

Х₃₃ = Х₁ + Х₂ = 0,05 + 0,073 = 0,123

Х₃₄ = 1/6· (Х₃ + Х₉) = 1/6· (0,222 + 0,41) = 0, 105

ЭДС остаются прежними:

Е_с = 1,0

Е₇ = Е₁ = Е₂ = Е₃ = Е₄ = Е₅ = Е₆ = 1,13

Периодические составляющие тока КЗ в относительных единицах:

I_*по = Е/Х

I_*пос = 1,0/0,123 = 8,13

I_*пог = 1,13/0,105 = 10,762

Базисный ток:

где U_ср.н. — средненоминальное напряжение ступени, для которой рассчитывается КЗ.

Для К1 U_ср.н. = 525 кВ.

тогда:

I_пос = I_*пос · I_б = 8,13 · 1,099 = 8,935 кА

I_пог = I_*пог · I_б = 10,762 · 1,099 = 11,827 кА

Ударный ток:

где К_у — ударный коэффициент, для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ· А и выше К_у = 1,93.

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.

ф = ф_р.з. + ф_с.в.,

гдеф_р.з. — время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

ф_с.в. — собственное время отключения выключателя, для выключателей

500 кВ это время 0,055 с.

ф = 0,01 + 0,055 = 0,065 с.

Номинальный ток генераторов:

Находим отношение I_по/I_нг? 4 (четвёртая типовая кривая)

Отсюда: К = 0,88.

Тогда:

I_nфг = К· I_пог = 0,88· 11,827 = 10,408 кА

I_nфс = I_пос = 8,935 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ· А и выше Т_а = 0,14 с.

Находим суммарные значения токов:

I_по = I_пос + I_пог = 8,935 + 11,827 = 20,762 кА

i_у = 56,668 кА

I_nф = I_nфc + I_nфг = 8,935 + 10,408 = 19,343 кА

i_aф = i_aфг + i_афс = 10,514 + 7,943 = 18,457 кА

Максимальное значение асимметричного тока:

Точка К2.

Схема (рис. 1 преобразуется к виду на рис. 4

Рисунок 4 — Преобразованная схема

Дальнейшее преобразование схемы к виду на рис. 5 производим с помощью формул потокораспределения:

Рисунок 5 — преобразованная схема потокораспределения

Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 2

Таблица 2 — Результаты расчетов

4. Выбор аппаратов

4.1 Выбор выключателей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равным каталожным параметрам.

Расчётные и каталожные параметры выключателей на 500 кВ сводим в табл. 3

Таблица 3 — Высоковольтные выключатели 500 Кв

Расчётные и каталожные параметры на 220 кВ сведём в табл. 3

На стороне 6 кВ (собственные нужды) устанавливаются шкафы выкатного исполнения на базе электромагнитных выключателей. Для рабочих и резервных трансформаторов СН устанавливаем шкаф К — ХХ/(К — ХХV) на базе выключателя ВЭС — 6 — 40/3200 УЗ. Из табл. 2 видим, что проверку достаточно выполнить для точки КЗ за трансформатором ПРТСН — 220 кВ, для которого точки КЗ имеют наибольшую величину.

Расчётные (для этого трансформатора) и каталожные параметры выключателя (установленного в шкафу) приведены в табл. 3

На стороне 20 кВ (между автотрансформатором и пускорезервным трансформатором) установим воздушный выключатель ВВУ — 35А — 40/3150 У1.

Расчётные и каталожные параметры выключателя приведены в табл. 4.

Таблица 4 — Высоковольтные выключатели 220 кВ

Таблица 5 — Выключатели КРУ внутренней установки 6 кВ

Таблица 6

4.2 Выбор разъединителей

В РУ — 500 кВ используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные данные выбора разъединителей приведены в табл. 7

Таблица 7 — Разъединители 500 кВ

В РУ — 220 кВ так же используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные параметры выбора разъединителей приведены в табл. 8

Таблица 8 — Разъединители 220 кВ

4.3 Выбор разрядников

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды разрядников:

РВМГ — 500 У1

РВМГ — 220 МУ1

РВМ — 20 У1.

5. Выбор токоведущих частей

ОРУ — 500 Кв

В качестве сборных шин ОРУ — 500 кВ выбираем гибкие сталеалюминевые провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:

А)

Для провода АС — 400/51 I_доп = 825А

712,93 < 825

Б) По условию короны для U_н = 500 кВ применяем три провода в фазе.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

ОРУ — 220 кВ.

В качестве сборных шин ОРУ — 220 кВ выбираем гибкие провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:

А)

Выбираем провода 2хАС — 500/64 I_доп = 2· 945 = 1890А

1653 890

Б) По условию короны удовлетворяют.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

Провода для соединения ПРТСМ на 20 кВ применяем сталеалюминевые.

А)

Выбираем провода 2хАС — 400/51 I_доп = 2· 825 = 1650А

1212,45 < 1650

Б) По условию короны удовлетворяют.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Комплектные токопроводы в вводах 6 кВ:

Рабочие ТСН:

Выбираем токопровод ТЗК — 6 — 2000 — 81.

I_н = 2000 AI_н > I_ут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_э.дин. = 81 кА;i_у = 42,391 кА;i_у < i_э.дин.

ПРТСМ:

Выбираем токопровод ТЗМЭП — 10 — 3150 — 128.

U_н = 10 кВU_р = 6 кВ 6 < 10

I_н = 3150 AI_ут = 3031,17 АI_н > I_ут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_э.дин. = 128 кА;i_у = 73,138 кА;i_у < i_э.дин.

Для подвески гибких шин применяются следующие гирлянды изоляторов:

500 кВ:22хПС — 6А

220 кВ:15хПС — 6А

В цепи генератора применяем пофазный экранированный токопровод с электрически непрерывным кожухом ТЭКМ — Е — 20 — 20 000 — 560.

А) U_н = 20 кВ;U_раб = 20 кВ;20 = 20

Б) I_н = 20 000 А;I_{раб мах} = 16 974,5 А;I_н > I_{раб мах}

В) Электродинамическая стойкость:

i_эл.дин. = 560 кА;i_у = 477,527 кА;i_у < i_эл.дин.

6. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

6.1 Выбор измерительных приборов

1) Турбогенератор.

Статор: Тип прибора Класс точности

А) Амперметр в каждой фазе Э — 3771,5

Б) Вольтметр Э — 3771,5

В) Ваттметр Д — 3651,5

Г) Варметр Д — 3652,5

Д) Счётчик активной энергии И — 6751,0

2) Счётчик реактивной энергии И — 675 М²,0

Регистрирующие приборы:

А) Ваттметр Н- 3951,5

Б) Амперметр Н — 3931,5

В) Вольтметр Н — 3931,5

3) Ротор:

А) Амперметр Э — 3771,5

Б) Вольтметр Э — 3771,5

В) Регистрирующий амперметр Н — 393 1,5

3) Блочный трансформатор.

НН: ;

ВН: Амперметр Э — 3771,5

5) Автотрансформатор связи.

НН: Амперметр Э — 3771,5

Ваттметр Д — 3651,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д — 3652,5

СН: то же

ВН: Амперметр Э — 3771,5

6) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания: Амперметр Э — 3771,5

Ваттметр Д — 3651,5

Счётчик активной энергии И — 6751,0

Ввод к секциям 6,3 кВ:

Амперметр Э — 3771,5

Ваттметр Д — 3651,5

Счётчик активной энергии И — 6751,0

7) ЛЭП 220 кВ:

Амперметр Э — 3771,5

Ваттметр Д — 3651,5

Варметр Д — 3652,5

Счётчик активной энергии И — 6751,0

Счётчик реактивной энергии И — 673 М²,0

8) ЛЭП 500 кВ:

Амперметр Э — 3771,5

Ваттметр Д — 3651,5

Варметр Д — 3652,5

Осциллограф

Счётчик активной энергии И — 6751,0

6.2 Выбор трансформаторов тока

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШЛ20Б — III 18 000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 9

Таблица 9 — Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока

Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз, А и С S_приб = 26,1 В· А

r_приб= S_приб / I₂² = 26,1/ 5² = 1,04 Ом

Тогда r_пр = Z_{2 ном} — r _приб — r _к,

где r_к — сопротивление в контактах, Ом;

r_пр — сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z_{2 ном} — номинальная нагрузка, Ом.

r_пр = 1,2 — 1,04 — 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 10 м.

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (с = 17,5· 10^-9 Ом· м)

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 3 мм².

Цепь собственных нужд.

В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ — 35 — 4000/5.

С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ — 10 — 4000/5.

I_р.мах = 3031,57 А < I _н = 4000 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 Кв

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 10

Таблица 10 — Подсчёт вторичной нагрузки

r_приб = S_приб/I_р = 3,0/5² = 0,12 Ом

Тогда: r_пр = Z_{2 ном} — r _приб — r_к, где

Z_2ном = 0,8 Ом

r_пр = 0,8 — 0,12 — 0,01 = 0,58 Ом.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

S_пр = сl/r_пр = 0,0175· 6/0,58 = 0,18 мм²

Принимаем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

Цепь пускорезервных собственных нужд.

В трансформатор встроены трансформаторы тока:

в трансформатор с U_вн = 20 кВ — ТВТ — 35 — 1000/5

в трансформатор с U_вн = 220 кВ — ТВТ — 220 — 600/5

С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ — 10 — 3000/5

I_р.мах = 1212,45 А < I_н = 3000 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 кВ.

ТТ нагружен аналогично цепи СН (табл. 10). Используем кабель АКРВГ — с жилами 1 мм².

РУ — 500 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФРМ — 500Б — 2000/1

I_р.мах = 712,9 А < I_н = 2000 А

Проверку производим по следующим условиям:

i_у = 56,668 кА < i_дин = 120 кА — динамическая стойкость.

В_к = 88,37 < 47²· 1= 2209 — термическая стойкость.

Требуемый класс точности — 0,5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 11

Таблица 11 — Подсчёт вторичной нагрузки

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз, А и С.

S_приб = 11,5 В· А

r_приб= S_приб / I₂² = 11,5/ 1² = 11,5 Ом

r_пр = Z_{2 ном} — r _приб — r _к,

где Z_{2 ном} = 40 Ом

r_пр = 40 — 11,5 — 0,1 = 28,4 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 175 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

На РУ — 220 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ — 220Б — 1000/1.

I_р.мах = 981 А < I _н = 1000 А

U_р.мах = 220 кВ = U_н = 220 кВ

Устанавливаем приборы, аналогичные приборам линии 500 кВ.

Мощность вторичных нагрузок ТТ приведена в табл. 11

r_приб = 11,5/1² = 11,5 Ом

Z_{2 нои} = 20 Ом (класс точности 0,5)

r_пр = 20 — 11,5 — 0,1 = 8,4 Ом.

Тогда при длине проводов 100 метров:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм²

Автотрансформаторы

Высшая сторона 500 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ — 500 — 2000/1

Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э — 377 с S_приб = 0,5 В· А.

Тогда r_приб = 0,5/1² = 0,5 Ом

Допустимая нагрузка 30 Ом

r_пр = 30 — 0,5 — 0,1 = 29,4 Ом.

Сечение провода:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм²

Средняя сторона 220 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ — 220 — 1000/1

I_р.мах = 981 А

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 12

Таблица 12 — Подсчёт вторичной нагрузки

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз, А и С.

S_приб = 1 В· А

r_приб= 1 Ом

Z_{2 ном} = 30 Ом

r_пр = 30 — 1- 0,1 = 28,9 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ — 1/20.

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в табл. 13

Таблица 13 — Мощность подключенных к ТН приборов

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: S_д = 75 В· А

Тогда имеем: S_2? < S_доп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

На шинах 500 кВ устанавливаем трансформатор типа НКФ — 500 — 100.

Подсчитаем его вторичную нагрузку (табл. 13).

Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В· А, что выше чем S_2?.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

На шинах 220 кВ установим трансформатор напряжения типа НКФ — 220 — 58.

Допустимая мощность 400 В· А, что выше чем S_2?.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

Таблица 14 — Мощность подключенных к ТН приборов

На шинах 220 кВ установлен трансформатор напряжения типа НКФ — 220 — 58.

Допустимая мощность вторичной нагрузки 400 В· А, а полная мощность подключенных приборов S_2? = 48 В· А. Следовательно ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

7. Выбор типов релейной защиты

7.1 Защиты блока генератор — трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ — 562;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ — 562;

защита напряжения нулевой последовательности — от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

газовая защита трансформатора — от замыкания внутри кожуха трансформатора;

токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр — реле тока обратной последовательности РТФ — 2 и РТФ — 3. При этом чувствительный орган реле РТФ — 2 и РТФ — 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ — 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

токовая защита с пуском по минимальному напряжению — резервная от симметричных КЗ;

защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени — для защиты генератора.

7.2 Защита автотрансформаторов (АТ)

от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах — продольная дифференциальная токовая защита;

от многофазных КЗ на выводах стороны НН АТ — дифференциальная токовая защита или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению, которая одновременно выполняет функции защит от внешних КЗ;

от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла — газовая защита;

от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;

от внешних многофазных КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) — 4) — токовая защита обратной последовательности с приставкой от симметричных КЗ (МТЗ с пуском по напряжению);

от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю — токовая направленная защита нулевой последовательности;

от перегрузок — МТЗ с использованием тока одной фазы;

в качестве пускового датчика — устройства тушения пожара н АТ — токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.

7.3 Защиты трансформаторов собственных нужд

от повреждений внутри кожуха и на выводах — продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ — 562;

от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла — газовая защита;

от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) — 2) — МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

от перегрузки — МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

7.4 Защита шин

дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;

на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

на обходном выключателе — четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

на шиносоединительном выключателе — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

на шиносоединительном выключателе — трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

7.5 Защита ЛЭП

высокочастотная защита;

трёхступенчатая дистанционная защита;

токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю.

8. Выбор конструкций и описания распределительных устройств

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала — безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м — сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

В моём проекте на напряжение 500 кВ — принимаем схему 3/2 выключателя на цепь, на 220 кВ — двойная система шин с обходной.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии необходимо отключить два рядом стоящих выключателя. В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии одного выключателя отключают его разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ремонт — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений они не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе и высокая надёжность, т.к. все присоединения остаются в работе даже при повреждении на шинах.

Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробирование выключателей.

Для увеличения надёжности одноимённые элементы присоединяют к разным системам шин.

Недостатком схемы являются:

— отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателями;

— удорожание конструкции РУ при нечётном числе присоединений;

— снижение надёжности, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

Схема с двумя и обходной системами шин.

Эту схему мы принимаем на 220 кВ.

Применение отдельных ОВ и ШСВ обеспечивают большую оперативную гибкость, но увеличивает капитальные затраты.

Недостатки схемы:

— отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной СШ;

— повреждение СШВ равнозначно КЗ на обеих СШ;

— большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

ОРУ сооружается при напряжениях 35 кВ и выше. Они дешевле ЗРУ, но менее удобны в обслуживании и занимают большую площадь.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жёсткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы.

Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы.

Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями.

Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

9. Специальная часть

Реконструкция КЭС на 500 кВ вызвано необходимостью создания второго независимого источника питания потребителей относящихся к первой категории по бесперебойности питания, а так же для усиления межсистемной связи энергоузла.

Рассматривается два варианта реконструкции ОРУ 500 кВ. оба варианта предусматривают сохранение существующей схемы соединений ОРУ 500 кВ, а также возможность ее дальнейшего развития.

В основу разработанных вариантов реконструкции ОРУ 500 кВ КЭС заложены следующие принципы:

— сохранение надежности работы транзита;

— обеспечение возможности подключения ВЛ 500 (220) кВ на любом из этапов реконструкции;

— сохранение связи между ОРУ 500 и 110 кВ;

— минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

— минимальное количество и протяженность временных перемычек и участков линий. Реконструкция существующего ОРУ 500 кВ ПС рассматривается с учетом ввода в действие автотрансформатора Т3 напряжением 500/220/10 кВ мощностью 3×167 + 167 МВА.

Вариант 1. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ КЭС предлагается осуществить с сооружением дополнительной ячейки № 5 с выключателем 500 кВ и поочерёдным использованием его вместо одного из существующих выключателей 500 кВ, подлежащих замене. Последний выключатель существующей ячейки № 1 ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ демонтируется на последнем этапе. На рисунке 2.1 приведены этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 1.

При реконструкции по варианту 1 сооружение, монтаж оборудования и ошиновки в подменной ячейке, а также замена оборудования в существующих ячейках выполняется вблизи высокого напряжения.

Вариант 2. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ КЭС предлагается осуществить путём сооружения в ОРУ 500 кВ двух новых линейных ячеек с выключателями 500 кВ, в последующем предназначенных для подключения ВЛ 500 кВ. При реконструкции ОРУ 500 кВ во вновь сооружаемые для указанной линии ячейки поочерёдно подключаются ВЛ 500 кВ с поочерёдной реконструкцией освободившихся ячеек в существующем ОРУ 500 кВ.

Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 2 приведены на рисунке 6

Для временного переключения существующих ВЛ 500 кВ в расширяемую часть ОРУ 500 кВ сооружается одноцепный заход ВЛ 500 кВ, показанный на рисунке 6.

Рисунок 6 -Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ по варианту 1

Рисунок 7 -Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ КЭС 500 кВ по варианту 2

10. Охрана труда, техника безопасности и экология

10.1 Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей

В соответствии с законодательством о труде и охране труда наниматель обязан обеспечивать здоровые и безопасные условия труда, соблюдать установленные нормативными правовыми актами (документами) требования охраны труда, принимать необходимые меры по профилактике производственного травматизма, профессиональных и других заболеваний.

Охрана труда — система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационные, технические, психофизиологические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия и средства.

Типовое положение о службе охраны труда организации разработано в соответствии со статьей Трудового Кодекса Республики Казахстан и направлено на выполнение нанимателями обязанностей по охране труда, реализацию государственной политики в этой области.

Типовое положение устанавливает правовые основы организации и деятельности службы охраны труда нанимателей всех организационно-правовых форм, определяет задачи, функции и права этой службы в общей системе управления профилактической работой в организации по предупреждению производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний, улучшению условий труда работников.

Управление охраной труда в организации осуществляет её руководитель. Для организации работы и осуществления контроля по охране труда руководитель организации создаёт службу надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией.

Служба надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией является самостоятельным структурным подразделением и подчиняется непосредственно руководителю организации или одному из его заместителей, назначенному ответственным за организацию охраны труда (рисунок 7).

По своему статусу служба надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией включается в состав основных производственно-технических подразделений организации, и её решения, принятые в пределах предоставленных прав и полномочий, являются обязательными для выполнения руководителями и другими работниками всех подразделений организации.

Порядок взаимодействия службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией с подразделениями, их полномочия, а также обязанности, ответственность и права соответствующих должностных лиц и специалистов организации в решении вопросов охраны труда устанавливается системой управления охраной труда (положением об организации работы по охране труда), другими локальными нормативными актами.

Работники службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией в своей деятельности руководствуются законодательством Республики Казахстан о труде и охране труда, соглашениями (генеральным, тарифным и местным), коллективным договором, решениями (постановлениями, приказами, распоряжениями, предписаниями) органов государственного управления охраной труда, надзора и контроля, вышестоящей организации, соответствующими локальными нормативными актами, нормативно-технической документацией и типовым положением.

На основе типового положения в организации разрабатываются положения о службе надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией, учитывающие специфику и характер её деятельности.

Основными задачами службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией являются:

1) организация работы по охране труда, в том числе:

- координация деятельности подразделений по обеспечению здоровых и безопасных условий труда;

- совершенствование системы управления охраной труда;

- внедрение передового опыта и научных разработок по безопасности и гигиене труда, пропаганда охраны труда;

- информирование и консультирование работников организации, в том числе её руководителя, по вопросам охраны труда;

2) осуществление контроля по охране труда, в том числе:

- за обеспечением требований безопасности и гигиены труда;

- за соблюдением законодательства о труде и охране труда;

- за выполнением локальных нормативных актов по вопросам охраны труда.

На службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией возлагаются следующие функции по организации работы по охране труда:

1) анализ состояния условий и охраны труда, причин нарушений законодательства о труде и охране труда, производственного травматизма, профессиональной и производственно обусловленной заболеваемости;

2) организационное и методическое руководство работой подразделений по обеспечению здоровых и безопасных условий труда;

3) разработка и осуществление мероприятий по функционированию и совершенствованию системы управления охраной труда;

4) проведение проверок (обследований) состояния условий и охраны труда, санитарно-бытового обеспечения работников, соблюдения требований охраны труда при проведении технологических процессов, эксплуатации зданий, сооружений, станков, машин, механизмов, другого оборудования, транспортных средств, приспособлений, инструмента, средств коллективной и индивидуальной защиты;

5) организация совместно с подразделениями проведения обучения и проверки знаний работников по вопросам охраны труда;

6) подготовка с участием подразделений перечней действующих и подлежащих разработке инструкций по охране труда; разработка программы вводного инструктажа по охране труда и его проведение;

7) оказание организационно-методической помощи подразделениям:

- в проведении измерений параметров опасных и вредных производственных факторов;

- в оценке безопасности оборудования, приспособлений, инструмента, организации производства работ и рабочих мест;

- в проведении аттестации рабочих мест по условиям труда, паспортизации санитарно-технического состояния условий и охраны труда;

- в разработке программ, планов, мероприятий по улучшению условий и охраны труда, предупреждению производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний;

- в разработке и пересмотре инструкций по охране труда, организационно-методических стандартов организации, содержащих требования охраны труда, программ первичного инструктажа на рабочем месте, учебных планов и программ обучения вопросам охраны труда работников организации;

- в оборудовании информационных стендов, уголков по охране труда;

- в организации проведения инструктажа по охране труда (первичного на рабочем месте, повторного, внепланового, целевого),

- в составлении списков профессий и должностей, в соответствии с которыми работники должны проходить обязательные медицинские осмотры;

- в подготовке перечней профессий и категорий работников, имеющих в соответствии с законодательством право на компенсации по условиям труда;

8) участие в:

- осуществлении надзора за строительством и реконструкцией зданий, сооружений;

- приёмке в эксплуатацию оборудования, законченных строительством или реконструированных (модернизированных) производственных объектов, административных и бытовых зданий;

- работе комиссий по приёмке из ремонта установок, агрегатов и другого оборудования в части соблюдения требований безопасности труда, а также по контролю качества средств индивидуальной защиты;

- работе аттестационных комиссий по аттестации руководителей и специалистов организации; комиссий по проверке знаний работников по вопросам охраны труда;