Проектирование электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой

РЕФЕРАТ

Дипломный проект: 142 c., 12 рис., 21 табл., 10 источников, 2 прил.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ГТУ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

Объектом разработки является проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 180 МВт с установкой газовой надстройки 110 МВт.

Цель работы заключается в принятии оптимальных решений при проектировании электрической части ТЭЦ при расширении ее парогазовой установкой.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: обоснована необходимость расширения ЭС; выбор основного тепломеханического оборудования и тепловой схемы; выбор основного электрооборудования и разработка вариантов выдачи энергии; разработана главная схема электрических соединений; произведен расчет токов короткого замыкания; выбор релейной защиты, автоматики и КИП электрооборудования станции; выбраны электрические аппараты, токоведущие части и измерительные трансформаторы; произведен анализ электродинамической стойкости гибких шин ОРУ 110 кВ; выбрана схема питания собственных нужд; выбрана компоновка, конструкции распределительных устройств; изложен вопрос по охране труда на ЭС; осуществлен расчет технико-экономических показателей проектируемой ЭС.

Областью возможного практического применения дипломного проекта являются проектные институты Республики Беларусь.

Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии - теплоту, свет, механическую и химическую энергию, обеспечивает высокую степень автоматизации. Комфортные условия на рабочем месте, при ее использовании не загрязняется окружающая среда. На применении электричества основано использование принципиально новых, прогрессивных технологических процессов, высокоэффективных машин и механизмов, обеспечивающих всестороннюю механизацию.

Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом используются теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения, достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением, то есть выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ вырабатывается 50% всей электроэнергии, вырабатываемой в Беларусь.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. Размещение ТЭЦ непосредственно в крупных промышленных центрах повышают требования к охране окружающей среды.

Установленная мощность энергосистемы Беларуси составляет примерно 8500 МВт. Одной из проблем белоруской энергетики является выработка ресурса оборудования, и не менее важно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новые установки старого образца принципиально ничего не решит.

Развитие энергетики страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов, имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и снижать удельный расход топлива. Этот этап продолжался бесконечно не может, потому что оборудование вышло на сверхкритические параметры.

Одной из первой задач в планах развития энергосистемы является модернизация и расширение уже существующих электростанций, оборудование которых уже отработало значительно больше нормативного срока и по своим технико-экономическим показателям не соответствует современным требованиям.

Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части ТЭЦ. Так же рассматриваются вопросы выбора теплового оборудования, релейной защиты и автоматики, охраны труда и расчет технико-экономических показателей электрической станции.

Основные электрические станции Беларуси не могут находиться в маневровом режиме, для покрытия дефицита электроэнергии в дневное время, необходимы какие-то другие источники энергии. Для этой цели можно использовать промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровом режиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющих топливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65% новых электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире, основываются на использовании парогазовых установок и газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям традиционные пылеугольные паротурбинные станции. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности. На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине или для отпуска пара на промышленные или теплофикационные нужды.

1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАСШИРЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, то есть выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла. Радиус действия мощных городских ТЭЦ снабжения горячей водой для отопления не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при высокой начальной температуре на расстояния до 30 км.

ТЭЦ является действующей электростанцией и обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и потребителей города и пригородного поселка.

В настоящее время на ТЭЦ в эксплуатации находятся два энергоблока с развитой системой теплофикации, ОРУ 110 кВ и химводоочистка.

Теплофикационные энергоблоки ТЭЦ включают в себя котлоагрегаты БКЗ-320−140ГМ, турбоагрегаты ПТ-70−130/13, ПТ-60−130/13, Р-50−130/13, трехфазные турбогенераторы ТВФ-60−2У3 с водородным охлаждением, предназначенные для выработки электрической энергии.

Система технического водоснабжения ТЭЦ — оборотная с двумя башенными градирнями площадью 3200 м² и циркуляционньми насосами типа Д-12 500−24 производительностью 12 500 м³/час и напором 24 м вод. ст.

Основным топливом ТЭЦ является природный газ (70%), резервным — мазут (30%). Для запаса мазута построены три резервуара ёмкостью 30 000 тонн каждый. Природный газ подается по газопроводу на газораспределительный пункт (ГРП), откуда он распределяется по энергоблокам.

Котельный агрегат БКЗ-320−140ГМ имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и отпускной конвективной шахты, соединенных в верхней части переходным горизонтальным газоходом, предназначен для получения перегретого пара при сжигании газообразного и жидкого топлива. Схема испарения двухступенчатая, циркуляция — естественная. Котельный агрегат оснащен:

— двумя вентиляторами ВДН-25 производительностью 452 тыс. нм³/час и напором 770 мм вод. ст.;

— двумя дымососами ДОД-25.5 ГМ производительностью 585/680 тыс. нм³/час и напором 384/523 мм вод. ст.;

— двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями РВП-68Г диаметром 6800 мм;

— двумя дымососами рециркуляции газов ГД-5007 с подачей 156 тыс. нм³/час и напором 500 мм вод. ст.;

— двумя питательными электронасосами ПЭ-380−200−2 производительностью 380 м⁵/час и напором 2190 м вод. ст.;

— одним деаэратором ДСП-1000 с аккумуляторным баком емкостью 100 м³ и деаэрационной колонкой производительностью 1000 м³/час.

Конструктивно турбоустановки ПТ-60−130/13 и ПТ-70−130/13 представляет собой одновальные двухцилиндровые агрегаты. Турбина типа Р-50−130 одноцилиндровая с противодавлением номинальной мощностью 50 МВт.

На ТЭЦ установлены следующие трансформаторы: трансформаторы блоков (Т1, Т2,) типа ТРДН-63 000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный с дутьевым охлаждением и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой); трансформатор блока Т3 типа ТРДН-80 000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с дутьевым охлаждением и принудительной воздуха, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой).

Резервный трансформатор СН (РТСН) типа ТДН-16 000/110 (трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха и регулировкой под нагрузкой).

Выдача мощности осуществляется на напряжении 110 кВ и 10 кВ.

Для ОРУ 110 кВ применена схема выдачи мощности с двумя рабочими и обходной системами шин. Станция связана с системой мощностью 4500 МВ· А с помощью трех линий электропередач.

Планируется расширение существующей ТЭЦ добавлением газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 110 МВт, с газовой турбиной, которые приводят в действие турбогенератор. Также планируется установка комплектного распределительного устройства (КРУ) 10 кВ для питания местных потребителей электрической энергии.

Газотурбинная установка с котлом-утилизатором (ГТУ с КУ) — одна из самых перспективных и широко используемых в энергетике установок, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Перспективность использования ГТУ связана с их высокой энергоёмкостью, автономностью, не требующей подвода дополнительной энергии и большим моторесурсом. Компактность ГТУ позволяет производить их в блочно-модульном исполнении, облегчая условия монтажа и обслуживания.

Эксплуатационные издержки мощной современной ГТУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ГТУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.

Одной из главных причин перспективности ГТУ является использование природного газа — топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ — это лучшее топливо для энергетических ГТУ — основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальние расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в жидком виде, как сжиженный природный газ (LNG — Liquefied Natural Gas). Таким топливом, например, пользуются для ПГУ в Японии и Южной Корее.

Парогазовые установки могут также работать при использовании в ГТУ тяжелого нефтяного топлива, сырой нефти, побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей.

При расширении ТЭЦ вводим в эксплуатацию блок ГТУ мощностью 110 МВт.

Устанавливаем в главном корпусе электростанции ГТУ в составе:

— газовой турбины типа ГТЭ-110 электрической мощностью 110 МВт производства ОАО «Рыбинские моторы» НПО «Сатурн» — один комплект;

— парового котла-утилизатора типа П-91 — один комплект.

Газовая турбина ГТЭ-110 с частотой вращения ротора 3000 об/мин, предназначена для привода генератора ТВФ-110−2ЕУ3 мощностью 110 МВт.

Котёл-утилизатор подключаются к существующей дымовой трубе. Установка ГТУ позволит не только увеличить выработку электрической энергии на ТЭЦ, но и удовлетворить потребности в тепловой энергии развивающегося населенного пункта, увеличив при этом КПД станции.

Критерием принятия решения о расширении станции ГТУ служит снижение затрат на производство электроэнергии и тепла, т. е. минимум приведенных затрат на производство тепловой и электрической энергии.

Кроме того при установке ГТУ расширяется круг потребителей. Появляется возможность увеличения числа линий электропередач. Повышается надежность электроснабжения.

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ СТРОИТЕЛЬСТВА СТАНЦИИ

Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т. д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта. Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции. Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико-экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род топлива.

Место сооружения ТЭЦ определяется перспективами развития экономического района: планируемой потребляемой мощностью тепловой и электрической энергии, стоимостью и продолжительностью сооружения, экономичностью эксплуатации, расстоянием до потребителя энергии и до места добычи топлива и др. При проектировании ТЭЦ стремятся приблизить к месту потребления тепловой энергии. Передача электроэнергии при напряжении 110 кВ производится на расстояние более 150 км, транспорт горячей воды до 35 км и пара на 8−12 км. Расстояние ТЭЦ от потребителя определяет и источник водоснабжения, способ золошлакоудаления, расстояние до золошлакоотвала, качество и вид сжигаемого топлива.

Выбор площадки для строительства ТЭЦ и компоновка сооружений и зданий определяются НТП ТЭС и ТС. При этом учитываются размещение объектов на выбранной или отведённой для строительства санитарной территории и перспективы развития района. Выбор площадки должен согласовываться с проектной организацией, выполняющей планировку в данном административно-экономическом районе.

При выборе площадки для строительства ТЭЦ учитываются следующие основные требования:

— Максимальное приближение площадки к месту добычи топлива и источникам водоснабжения, обеспечивающим надёжную и экономичную работу станции. Площадка ТЭЦ выбирается с учётом затрат на транспорт тепловой энергии.

— Близость расположения ТЭЦ к источникам топлива с учётом имеющихся транспортных возможностей: транспорт твёрдых топлив с большим балластом экономически оправдан для расстояний до 150−200 км, природного газа — при наличии магистральных газопроводов на небольшом расстоянии от ТЭЦ, мазута при возможности доставки по трубопроводам или по железной дороге.

— Площадка ТЭЦ должна иметь достаточные размеры для размещения основных и вспомогательных сооружений исходя из нормы 0,01−0,03 га/МВт и желательно, чтобы она была прямоугольной формы при соотношении сторон 1:2 или 2,5:4.

— Территория ТЭС должна иметь прочный грунт и допускать давление строительных объектов до 0,2−0,25 МПа. Грунт не должен состоять из твёрдых скальных пород, плывунов, что увеличивает стоимость оснований. При выборе площадки для строительства ТЭЦ учитывается вечная мерзлота, сейсмичность района и т. п.

— Грунтовые воды должны иметь уровень на 3−4 м ниже уровня планировки здания, то есть не выше уровня залегания фундаментов здания и оборудования и низа подвалов. Это снижает затраты на гидроизоляцию подземных частей здания и сооружений. Химический состав грунтовых вод не должен вызывать коррозии подземных частей зданий и сооружений.

— Протяжённость путей связывающих ТЭЦ с железной дорогой и автострадой не должна превышать 10 км. Кроме того, учитывается наличие местных строительных материалов: леса, песка, кирпича и др., возможность удобного вывода линий электропередачи, трубопроводов пара и горячей воды, шлакозоловой пульпы, технической, санитарной, ливневой канализации, возможность сооружения высоких дымовых труб.

Совокупность этих требований может быть выполнена на основании топографических, геологических, гидрологических, климатических, метеорологических и других изысканий. При выборе площадки выполняют сравнение технико-экономических показателей различных вариантов. Расходы на отчуждение территории ТЭЦ (застройку участка, снос зданий и сооружений, наличие полезных ископаемых, плодородных земель) должны быть минимальны.

Для размещения проектируемой ТЭЦ необходима строительная площадь около 3,6 гектар, из расчета 0,01−0,03 га/МВт. При этом не учитывается территория, на которой размещены: склад топлива, железнодорожные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы, которые выносятся за пределы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ размещается вблизи центра тепловых нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При этом учитывается дальнейший рост электрической нагрузки, роза ветров и требования норм санитарной безопасности.

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИИ

Генераторы и трансформаторы относятся к основному электрическому оборудованию электростанций. Их параметры, а также количество агрегатов выбирается в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового оборудования. Наметим схемы, в которых оно будет работать.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки разного напряжения, наличия потребителей и расположения электростанции по отношению к источнику топлива или потребителям. При разработке главной схемы электрических соединений возникают варианты, подлежащие анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономического варианта, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяет несколько схем.

Разработка вариантов схем выдачи мощности.

Согласно заданию (рисунок 3.1) нагрузка выдается на напряжении 10 кВ и 110 кВ.

Рисунок 3.1 — Исходные данные к дипломному проекту

Структурная схема выдачи электроэнергии станцией до расширения ее парогазовой установкой показана на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 — Структурная схема станции до расширения

Разработаем 2 варианта структурной схемы станции при ее расширении парогазовой установкой и в технико-экономическом сравнении этих вариантов определим наиболее экономичный. Разработанные схемы представлены на рисунках 3.3 и 3.4.

Рисунок 3.3 — Схема выдачи мощности № 1

Рисунок 3.4 — Схема выдачи мощности № 2

Схемы разработаны, исходя из заданной нагрузки и уровня напряжения потребителей, а также из соображений экономичности и надежности электроснабжения.

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

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения. В исходном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 110 кВ.

При выборе генераторов руководствуемся следующими соображениями:

— все генераторы принимаются одинаковой мощности;

— число генераторов должно быть не менее 2 и не более 8;

— единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной.

На ТЭЦ до расширения установлены 3 одинаковых генератора ТВФ-60−2ЕУЗ, которые работают в комплекте с турбинами ПТ-70−130/13, ПТ-60−130/13 и Р-50−130/13. Расширение электрической станции производится установкой ГТУ в одновальном исполнении с турбиной, которая является приводом синхронного генератора мощностью

Параметры установленных генераторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Технические данные турбогенераторов

3.1 Выбор трансформаторов:

Вариант № 1.

Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их назначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на каждом из напряжений.

Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора.

Трансформаторы Т1 = Т2 выбираем исходя из условия:

(3.1)

где — соответственно расчетная и номинальная мощность трансформатора, МВ· А. Расчёт будем вести для режима минимальных нагрузок.

Режим минимальных нагрузок:

Наибольший поток будет протекать в режиме минимальных нагрузок:

МВ· А.

С учётом возможного увеличения нагрузки на напряжении 110 кВ и, соответственно, с ростом потоков мощности, протекающих через трансформаторы по [2], окончательно выбираем двухобмоточные трансформаторы Т2, Т3 ТРДН-63 000/110.

Трансформатор Т3 работает в блоке с генератором ТВФ-60−2У3, полная мощность которого равна 75 МВА.

Следовательно, его мощность должна быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТРДН-80 000/110.

Трансформатор Т4 работает в блоке с генератором ТВФ-110−2У3, полная мощность которого равна 137,5 МВА.

Следовательно, его мощность должна быть больше номинальной мощности генератора:

По этому значению выберем трансформатор ТДЦ-160 000/110.

Таким образом для генераторов Г1 и Г2 ТВФ-60−2УЗ, работающих в блоке с трансформаторами выбираем трансформаторы типа ТРДН-63 000/110 с параметрами: S_ном = 63 000 МВ· А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_ном = 50 кВт, U_к = 10,5%.

Для генератора Г3 ТВФ-60−2УЗ, работающего в блоке с трансформатором выбираем трансформатор типа ТРДН-80 000/110 с параметрами: S_ном = 80 000 МВ· А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_ном = 58 кВт, U_к = 10,5%.

Для генератора ГТУ ТВФ-110−2ЕУ3 выбираем трансформатор типа ТДЦ-160 000/110 с параметрами: S_ном = 160 МВ· А, U_вн = 121 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_х = 125 кВт, U_к = 11%.

Выбор основного электротехнического оборудования и его состав для блоков 1, 2, 3 и 4 будет аналогичен первому варианту схемы выдачи мощности. Во втором варианте предлагается запитать потребительское КРУ 10 кВ от шин 110 кВ через 2 трансформатора.

Выберем оборудование для второго варианта схемы. Трансформаторы Т5 = Т6 выбираем исходя из условия:

(3.2)

где — соответственно расчетная и номинальная мощность нагрузки и трансформатора, МВ· А.

Наибольший поток будет протекать в режиме максимальных нагрузок на КРУ 10 кВ: МВ· А. Возможность длительной перегрузки одного из трансформаторов связи при отключении параллельного трансформатора учтём, разделив расчётную мощность на коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,4. МВ· А. По [2], окончательно выбираем двухобмоточные трансформаторы Т5, Т6 ТРДН-63 000/110 с параметрами: S_ном = 63 МВ· А, U_вн = 115 кВ, U_нн = 10,5 кВ, Р_х = 50 кВт, U_к = 10,5%.

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Напряжение СН принимаем 6 кВ. Напряжение источника не совпадает с генераторным, поэтому собственные нужды запитываются от трансформаторов.

Расчет нагрузок трансформаторов СН в дипломном проекте не выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд выберем по формуле:

(3.3)

где K_сн = 0,07? коэффициент учитыающий мощность потребляемую СН,

— коэффициент спроса. По для газомазутной ТЭЦ .

Для генератора ТВФ-60−2У3 ранее установлен трансформатор ТМНС-6300/10.

Для генератора ТФ-110−2У3:

По выбираем трансформатор ТДНС-10 000/10.

На существующей станции установлен один резервный трансформатор собственных нужд типа ТДН-16 000/110.

Технические данные установленных трансформаторов собственных нужд представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Параметры установленных трансформаторов

3.3 Выбор схемы распределительных устройств всех напряжений

Определим число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий, числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи, подключенных к данному РУ по.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передач и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(3.4)

где — максимальная мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;

— наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Суммарная мощность, выдаваемая на напряжение 110 кВ, составляет 85 МВт. Тогда необходимое число линий для питания нагрузки:

.

Принимаем 3 линий.

Для нагрузки на стороне 10 кВ необходимо линий:

Принимаем 12 линий.

Для обоих вариантов структурной схемы определим количество присоединений к ОРУ 110 кВ.

Для первого варианта мы имеем три линии, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; три линии, для питания нагрузки; четыре блочных трансформатора и один резервный трансформатор СН. Итого — 11 присоединений. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для второго варианта мы имеем три линии, для выдачи избыточной мощности в энергосистему; три линии, для питания нагрузки; четыре блочных трансформатора, один резервный трансформатор СН и два трансформатора для питания нагрузки на напряжения 10 кВ. Итого — 13 присоединений на напряжении 110 кВ. Применяем две рабочие системы шин с обходной.

Для РУ 10 кВ имеем 12 отходящих линий. Для обоих вариантов принимаем к установке две системы шин (существуют до начала расширения).

3.4 Выбор реакторов

Для первого варианта схемы необходимо выбрать реакторы для подключения генераторов Г1 и Г2 к КРУ 10 кВ. Реакторы (LR1-LR4), питающие КРУ 10 кВ:

Выбираем реакторы РБД 10−2500−0,20У3.

Для выбора варианта структурной схемы выдачи электроэнергии для дальнейшего расчета необходимо выполнить технико-экономическое сравнение структурных схем.

3.5 Технико-экономическое сравнение структурных схем

При сравнении двух вариантов будем исходить из следующих критериев: оба варианта должны быть одинаково технически совершенны (надежность, безопасность обслуживания), должны производить одинаковый производственный эффект. При сравнении будем применять одинаковый уровень цен и одинаковую точность расчета.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

(3.5)

где — капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электрической энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

— нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;

— годовые эксплуатационные издержки;

— ущерб от недоотпуска энергии.

Так как в обоих вариантах некоторые установленные генераторы, трансформаторы и распредустройства одинаковы, то для упрощения расчетов в технико-экономическом сравнении мы их учитывать не будем.

Капитальные затраты на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Капиталовложения в сооружение электрооборудования двух вариантов схем

Рассчитаем второй вариант схемы:

Для равнозначного сравнения вариантов максимальный поток мощности через трансформаторы будем брать для режима максимальных нагрузок.

Потери электроэнергии в трансформаторах определим по формуле:

кВт· ч, (3.6)

где — потери мощности холостого хода, кВт;

— потери мощности короткого замыкания, кВт;

— расчетная максимальная мощность трансформатора, МВ· А;

— номинальная мощность трансформатора, МВ· А;

— продолжительность работы трансформатора, Т = 8760 ч;

— время максимальных потерь, ч. Определяется исходя из Т_max.

Принимаем продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max = 5500 часов, тогда по [2]

— количество трансформаторов, штук.

Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-63 000/110:

кВт· ч.

Годовые эксплуатационные расходы определим по формуле:

(3.7)

где — отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования, в процентах по [2];

— капитальные затраты на оборудование, тыс. у. е.;

— стоимость потерь электроэнергии ();

— потери электроэнергии в трансформаторе, кВт•ч.

Определим годовые эксплуатационные расходы для первого варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для второго варианта структурной схемы:

Рассчитаем первый вариант схемы.

Определим годовые эксплуатационные расходы для второго варианта структурной схемы:

Приведенные затраты для второго варианта структурной схемы:

Разность в приведенных затратах между вариантами в процентах:

.

Второй вариант структурной схемы экономически менее выгодный, поэтому примем первый вариант для дальнейшей разработки.

4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Внедрение газотурбинных установок на электростанциях сегодня является распространенным мероприятием в области производства энергии, позволяющим увеличить выработку электроэнергии. Особенно эффективно ГТУ работают в когенерационном цикле, т. е. при одновременной выработке как электрической, так и тепловой энергии. Тепловой КПД установки при таком цикле может достигать 85%.

Оборудование и тепловая схема ГТУ должны удовлетворять техническим требованиям и маневренности в зависимости от режимов эксплуатации. Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживаемого персонала.

К основному энергетическому оборудованию тепловых электростанций относится турбины и котлы.

На существующей ТЭЦ в качестве основного теплового оборудования были установлены четыре турбоагрегата: ПТ-60−130/13, ПТ-70−130/13, Р-50−130/13 и три котлоагрегата БКЗ-320−140ГМ.

В ходе расширения ТЭЦ планируется:

— установка ГТУ мощностью 110 МВт;

— установка котла-утилизатора, рассчитанного на следующие параметры пара Р = 1,3 МПа, Т = 280 °C, G = 310 т/час.

Подключение котла-утилизатора по контуру предусмотрено к общестанционным коллекторам пара 1,37 МПа. Схема подключения ГТУ показана на листе 1 графической части.

Принципиальная тепловая схема теплофикационной ГТУ 110 МВт следующая: газотурбинная установка ГТУ является одновальным турбоагрегатом, работающим по простому термодинамическому циклу.

Забираемый воздух, в зависимости от температуры окружающей среды подогревается и, проходя систему фильтров комплексной воздухоочистительной установки, поступает в компрессор. С помощью входного направляющего аппарата, установленного перед компрессором, регулируется массовый поток воздуха.

Компрессор имеет 15 ступеней и расположен на одном валу с турбиной.

Сжатый в компрессоре воздух подаётся в камеру сгорания. Часть воздушного потока, смешиваясь с газом, образует газовоздушную смесь, оставшаяся часть воздуха разгорается за счёт сгорания газовоздушной смеси.

Продукты сгорания, имеющие температуру 1210 С, направляются в газовую турбину, где происходит преобразование части тепловой энергии потока во вращательное движение вала ГТУ.

Отработанные газы, имеющие температуру 517 С (средняя по 12 точкам) направляются в котёл-утилизатор, который подсоединён к выхлопу газовой турбины переходным диффузором. На входе в котёл-утилизатор производится контроль температуры по 15 точкам (температура не более 550 С) и давление газов (1,043 кг· с/смІ).

Пароводяной тракт котла-утилизатора состоит из контуров низкого и высокого давлений. Образующийся при работе паровых турбин конденсат попадает в газовый подогреватель конденсата котла-утилизатора для подогрева.

Необходимая температура конденсата для обеспечения запаса от вскипания его в контуре обеспечивается контуром рециркуляции с насосами рециркуляции газового подогревателя конденсата.

Рециркуляция поддерживает температуру на входе в газовый подогреватель конденсата для предотвращения низкотемпературной коррозии.

Из газового подогревателя конденсата питательная вода питательными электронасосами подаётся в экономайзер и далее в барабан.

Барабан и испаритель соединены между собой и образуют контур естественной циркуляции. Образовавшаяся в испарителе пароводяная смесь поступает в барабан, где отсепарированная влага смешивается с питательной водой и за счёт естественной циркуляции поступает в испаритель.

Образовавшийся в барабан пар поступает в пароперегреватель и далее перегретый пар отбирается на промышленные нужды.

Отвод дымовых газов осуществляется через дымовую трубу.

ГТУ 110 МВт предназначена для работы в базовом и полупиковом режимах.

Устанавливаем в главном корпусе электростанции ГТУ в составе:

— газовой турбины типа ГТЭ-110 электрической мощностью 110 МВт производства предприятием ОАО «Рыбинские моторы» НПО «Сатурн» — один комплект;

— парового котла-утилизатора типа П-91 — один комплект;

Одновальная газотурбинная установка ГТЭ-110 работает по бинарному термодинамическому циклу.

4.1 Газовая турбина ГТЭ-110

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 создается на базе двигателя ГТД-110. Она предназначена для использования на электростанциях в составе парогазовых установок, или индивидуально для работы в простом и когенерационном циклах, для производства электрической и тепловой энергии, в базовом, полупиковом и пиковом классах использования.

ГТЭ-110 представляет собой технологический комплекс оборудования в блочно-комплектном исполнении, что обеспечивает удобство монтажа и обслуживания.

Краткая характеристика газовой турбины ГТЭ-110 представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Краткая характеристика газовой турбины ГТЭ-110

В состав ГТЭ-110 входят:

— газотурбинный двигатель ГТД-110 мощностью 110 МВт на раме с выносным воздухоохладителем системы охлаждения лопаток турбины;

— теплозвукоизолирующее укрытие газотурбинного двигателя с установленными в нем настилами, бронещитом, глушителями шума на входе и выходе охлаждающего воздуха, трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

— турбогенератор ТЗФГ-110−2МУ3 мощностью 110 МВт на раме с замкнутой системой воздушного охлаждения активных частей с встроенной водяной системой охлаждения;

— тиристорная система самовозбуждения турбогенератора типа СТСН-2П-200−2000;2,5УХЛ4;

— тиристорное пусковое устройство (преобразователь частоты полупроводниковый) ПУ-6−08Т;

— блок маслоагрегатов (БМА), единый для двигателя и генератора;

— блок топливорегулирующей аппаратуры (БТАГ) газообразного топлива со стоп-кранами (стопорными клапанами) в укрытии, оборудованном трубопроводами и распылителями системы пожаротушения, датчиками контроля загазованности и датчиками сигнализации о пожаре;

— блок топливорегулирующей аппаратуры жидкого топлива (БТАЖ) со стоп-кранами (стопорными клапанами) и насосами высокого давления жидкого топлива и аппаратурой системы пневмоуправления;

— коробка приводов с установленным на ней валоповоротным устройством и навешенным маслонасосом системы аварийной остановки ГТЭ-110;

— соединительный вал с муфтой;

— комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) с фильтрами, шумоглушением и антиобледенительным устройством;

— входная улитка для обеспечения равномерного подвода воздуха к газотурбинному двигателю с коллекторами и форсунками системы промывки проточной части;

— патрубок выхлопной (выходной газоход);

— система автоматического регулирования, управления, защиты и контроля (САУ) ГТЭ-110 с блоками бесперебойного питания, источником питания 27 В, блоком экстренного останова, пультом управления, видеотерминалом и функциональной клавиатурой;

— система контроля вибрации подшипниковых опор газотурбинного двигателя и генератора;

— система контроля радиального биения и осевого сдвига ротора ГТЭ-110.

4.2 Котел-утилизатор

Барабанный котел-утилизатор П-91 предназначен для выработки технологического пара и подогрева воды за счет утилизации тепла выхлопных газов, поступающих в котел утилизатор после ГТУ мощностью до 150 МВт.

На вход в КУ поступают отработанные газы из ГТУ и проходя последовательно поверхности нагрева, теряют тепловую энергию и на выходе в атмосферу имеют температуру 110 °C. Котел утилизатор выполнен однокорпусным вертикального профиля с принудительной циркуляцией среды в испарительном контуре, с подвеской поверхностей нагрева к каркасу через промежутожные металлоконструкции. Котел утилизатор выполнен газоплотным за счет металлической обшивки. Основной контур включает экономайзерную, испарительную и пароперегревательную поверхность. Поверхности нагрева котла утилизатора изготавливаются из труб с наружным спиральным оребрением и поставляются модулями максимальных габаритов исходя из условий доставки.

Краткая характеристика параметров котла-утилизатора П-91:

— паропроизводительность контура — 310 т/ч;

— давление пара высокого давления — 15 кгс/см^2;

— температура пара высокого давления — 275 °C;

— температура воды на входе в котел — 60 °C;

— температура (max) газов на входе в КУ — 550 °C;

— температура уходящих газов — 110 °C.

5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей — непростая задача при проектирование и для правильного ого осуществления необходимо правильно оценить величины токов короткого замыкания (КЗ). Также необходимо учитывать, что предполагаемые значения токов КЗ будут различными в разных частях схемы, поэтому определяются расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

— на сборных шинах РУ каждого напряжения;

— на выводах генератора;

— за линейным реактором (на шинах КРУ);

— за трансформаторами собственных нужд.

Структурная схема станции с расставленными расчетными точками КЗ представлена рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 — Схема станции с расставленными расчетными точками КЗ

Токи КЗ рассчитаем при помощи программы «ТоКо: Расчет токов короткого замыкания», разработанной на кафедре «Электрические станции, сети и системы» Южно-Уральского государственного университета (ЮУрГУ). Программа предназначена для расчета токов короткого замыкания (КЗ) в электроэнергетических системах свыше 1 кВ и может быть использована при выборе и проверке электрооборудования, а также уставок РЗ по условиям КЗ.

Удобный интерфейс ввода расчетной схемы, универсальная подборка элементов с широкими возможностями ввода параметров, система подсказок, встроенная базой данных каталожных параметров электрооборудования и комплект типовых кривых — все достоинства данной программы делают её весьма удобной при расчёте токов КЗ.

При использовании данной элементы схемы будут задаваться в ней своими каталожными параметрами. На рисунках 5.2−5.5 представлены формы ввода данных для разных элементов схемы в программе «ТоКо»:

Рисунок 5.2 — Окно ввода параметров генератора для расчёта ТКЗ

Рисунок 5.3 — Окно ввода параметров трансформатора для расчёта ТКЗ

Рисунок 5.4 — Окно ввода параметров нагрузки для расчёта ТКЗ

Рисунок 5.5 — Окно ввода параметров ВЛЭП для расчёта ТКЗ

Для корректного составления схемы нам необходимо выбрать тип линии связи и рассчитать мощность КЗ системы. Выбирать линию будем из условия, что при выводе из работы одного из генераторов, линия должна будет в полной мере обеспечить потребителя электроэнергией. Следовательно, предельно передаваемая мощность должна быть не ниже мощности одного из генераторов.

Так как по условию имеются три одноцепных линии, то, в случае повреждения или отключения одной из них, по каждой из оставшихся будет передаваться половина мощности.

Определим максимальный рабочий ток одной цепи линии:

В соответствии с по допустимому продолжительному току и с учётом принимаем провода АС-240/32 с

Параметры системы:

С учетом условия схема для определения токов КЗ в программе «Токо» будет иметь вид, представленный на рисунке 5.6.

Результаты определения токов КЗ в точках K1-K8 в приведены на рисунке 5.7.

Получим начальные действующие значения периодической составляющей тока КЗ.

Рисунок 5.6 — Схема для определения токов КЗ в программе «Токо»

Помимо определения начальных действующих значений токов КЗ программа «Токо» имеет возможность расчёта симметричных и несимметричных КЗ в одной точке схемы, учета активных и индуктивных сопротивлений элементов, а также емкостной проводимости линий электропередач относительно земли, расчета с реальными коэффициентами трансформации трансформаторов и учетом изменения напряжения КЗ обмоток согласно отпайке РПН, учета фазосдвигающего действия трансформаторов и расчета по шкале средних номинальных напряжений сетей.

К1

К2

К3

К4

К5

К6

К7

К8

Рисунок 5.7 — Результаты расчета токов КЗ в программе «Токо»

Для нахождения ударных токов КЗ воспользуемся формулой (5.1), взятой из.

(5.1)

где — ударный коэффициент, выбираемый по для соответствующих элементов схемы.

Для точек К3, К4 и К6 во всех расчётах будем использовать значение 0,5 · I_п0 т.к. в этих точках токи I_п0 подпитываются с двух сторон, как от генератора, так и от системы.

Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, соответствует времени размыкания цепи КЗ дугогасительными контактами выключателя и обозначается ф. В соответствии с будет определяться по формуле (5.2).

(5.2)

где t_откл. — собственное время отключения выключателя.

Примем, что на станции планируется установка элегазовых и вакуумных выключателей. Собственное время отключения выключателя t_{c. в. откл.} = 0,05 с.

Апериодическую составляющую тока КЗ для момента ф будем определять по формуле (5.3) в соответствии с.

(5.3)

Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а будем брать из для соответствующих элементов схемы.

Для определения действующего значения периодической составляющей тока КЗ в любой момент времени I_{п ф} используется метод типовых кривых. Удаленность точки КЗ от генератора характеризуется отношением Y_*t = I_п0/I'_ном, где I'_ном — номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ. Значение I_пt можно определить для любого момента времени t при помощи формулы 5.4.

(5.4)

Номинальный ток генератора можно определить по формуле 5.5.

(5.5)

На генераторах установим тиристорную систему самовозбуждения. По типовым кривым изменения периодической составляющей тока КЗ для своей системы возбуждения, взятым из определяем значение Y_*t.

В нашем случае будут значения параметра Y_*t выходящие за рамки определения по кривым. С учетом того, что принятые нами выключатели имеют высокое быстродействие, будем считать, что за время отключения выключателя периодическая составляющая тока КЗ не будет успевать измениться значительно, то есть Y_*t = 1.

Для проверки на термическую стойкость нам также необходимо рассчитать термическую стойкость в режиме КЗ. Определять ее будем по полному импульсу квадратичного тока КЗ.

(5.6)

Используемые в расчетах величины и результаты расчетов сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 — Результаты расчета токов КЗ

6. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И КИП ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

6.1 Выбор релейной защиты

При выборе типов релейной защиты будем руководствоваться требованиями ПУЭ.

Для защиты трансформаторов напряжения в РУ 10 кВ и РУ СН 6 кВ применяются плавкие предохранители ПКТ 101−10−2-30 У3 с параметрами: U_н = 10 кВ, I_н = 2 А, I_откл. = 30 кА.

Разрядники размещаются на сборных шинах ОРУ 110 кВ и присоединяются к ним совместно с трансформаторами напряжения через общий разъединитель. Кроме того, ограничители перенапряжений устанавливаются на выводах высшего напряжения блочного трансформаторов и РТСН.

На отходящих ВЛЭП 110 кВ применим конденсаторы связи для образования каналов связи по проводам воздушной линии электропередачи (бумажно-масляные), фильтры связи типа ОФП-4−110 и высокочастотные заградители ВЗ-2000;0,5У1 по. На линиях 110 кВ аппараты высокочастотной обработки установим в двух фазах, количество последовательно соединённых конденсаторов связи в каждой фазе — два.

Защита блока генератор трансформатор.

На генераторах работающих в блоке с трансформатором устанавливается следующий комплекс защит:

— продольная дифференциальная токовая защита — от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах. С целью повышения чувствительности дифференциальной защиты применяются схемы с применением реле с торможением типа ДЗТ-11/5. Защита выполняется трехфазной трехрелейной. Отстройка от токов небаланса обеспечивается с помощью тормозных обмоток;

— максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени — защита от перегрузок ротора. Назначение: предотвращение повреждений генератора при перегрузке обмотки ротора. Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а вторая действует на отключение;

— защита максимального напряжения нулевой последовательности — защита от замыканий на землю (корпус) в обмотке статора. Защита выполняется упрощено, подключается к трансформатору напряжения. На генераторе в качестве названой защиты принимаем к установке блок реле БРЭ 1301 в исполнении 33Г-12, состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности. В защите 33Г-12 реле напряжения присоединяется к трансформатору напряжения на выводах генератора;

— максимальная токовая защита с выдержкой времени — резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности. В защите используется фильтр — реле РТФ-6М с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени. РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП), орган с интегрально зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На входе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройства на заданный вторичный ток генератора при его значении (0,7−1);

— максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени — защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора;

— для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают комплект защит КЗР-3, выполняемую с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25 Гц;

— защита от потери возбуждения. Назначение: выявление потери возбуждения и перевод генератора в допустимый асинхронный режим (разгрузка генератора, торможение турбины и шунтирование обмотки ротора гасительным сопротивлением или отключение блока, если асинхронный режим недопустим). Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и для ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным. Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита автоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора;

— защита от асинхронного режима без потери возбуждения. Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются средства противоаварийной автоматики (устройства автоматического прекращения асинхронного хода — АПАХ), воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы;

— пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). УРОВ пускается защитами, действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле);

На трансформаторе работающего в блоке с генератором устанавливается следующий комплекс защит:

— продольная дифференциальная токовая защита — устанавливается для защиты от всех видов короткого замыкания в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках. В качестве измерительного органа продольной дифференциальной токовой защиты примем реле РНТ-565;

— газовая защита с двумя ступенями действия — защита от замыкания внутри бака трансформатора, от понижения уровня масла в баке. Принимаем газовую защиту с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно;

— токовая защита нулевой и обратной последовательности — резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий и от замыканий на землю;

— максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени — защита от симметричных перегрузок. МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляется одним реле РТ-40, включенным на ток одной фазы. Защита присоединяется к ТТ, установленных на трансформаторе блока со стороны высокого напряжения. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Поскольку защита выполняется с двумя ступенями выдержки времени, то выдержка времени первой ступени должна быть согласована с наибольшим из резервных защит от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин станции;

— устройство для тушения пожара в трансформаторе — приходит в действие при одновременном срабатывании токовой защиты в контуре заземления бака и газовой защиты.

Защита рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.

Для защиты питающих элементов СН от внутренних повреждений, а также от внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на элементах, питаемых от этих шин, применяются соответствующие типы релейной защиты, реагирующие на эти повреждения и действующей на отключение питающих элементов. Кроме того, на питающих элементах СН применяются защиты от ненормальных режимов работы, например от перегрузки, действующие на сигнал.

На трансформаторах СН питающих потребителей РУСН 6 кВ, основными быстродействующими защитами являются дифференциальная защита и газовая защита, резервными — дистанционная защита.

Дифференциальная токовая защита используется в качестве основной быстродействующей защиты ТСН от всех видов КЗ в обмотках трансформатора, на его выводах и в соединениях с шинами высшего и низшего напряжений.

По принципу действия дифференциальная токовая защита не реагирует на внешние КЗ и на токи нагрузки, а действует только при КЗ в зоне защиты. Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока, установленными по концам защищаемого элемента.

В настоящее время дифференциальная защита трансформаторов выполняется с помощью дифференциального трехфазного реле типа ДЗТ-21. Такая защита обладает высокой чувствительностью, так как благодаря применению время импульсного принципа в сочетании с процентным торможением обеспечивается отстройка от бросков тока намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при внешних КЗ.

Газовая защита применяется как основная защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Она также реагирует на понижение уровня масла. Газовая защита выполняется с помощью газового реле, поставляемого комплектно с трансформатором.

При слабом газообразовании или незначительном понижении уровня масла защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании, возникающем при повреждениях в нутрии кожуха трансформатора, или при значительном понижении уровня масла газовая защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора от источника питания.

В качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная защита. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган (или омметр), определяющий удаленность (дистанцию) КЗ от места включения защиты. В качестве дистанционного органа используются реле минимального сопротивления включенные по 90-градусной схеме на междуфазное напряжение и разность фазных токов, реагирующие на сопротивление, пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении. Для защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания, регулируемую от 0,25 до 40 Ом. Выдержка времени защиты составляет 0,3 с, применяется реле времени РВ-01.

Защита от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных перегрузок. Она выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы. Она реагирует на симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех фазах, и действует с выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежурному персоналу принять меры для ее ликвидации.

Дуговая зашита выполняется во всех шкафах КРУ 6 кВ с целью снижения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой внутри ячейки. Для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей, установленных в шкафах и связанных с положением откидной крышки, являющейся разгрузочным клапаном. При возникновении дуги повышается давление газов внутри шкафа, что вызывает откидывание крышки. Дуговая защита выполнена с контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции.

Защита и АПВ шин. Защита на ОВ, ШСВ и СВ.

В энергосистеме для защиты шин 110 кВ следует применять дифференциальные токовые защиты, охватывающие все элементы, которые присоединены к системе или секции шин двух типов:

— дифференциальная токовая защита на реле типа РНТ;

— дифференциальная токовая защита с торможением (ДЗШТ).

Дифференциальная защита должна быть выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных ТТ, действующей с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

На подстанции с двойной системой сборных шин используют один комплект ДЗШ. На шинах основных подстанций энергосистемы с целью повышения надежности отключения повреждений на шинах без выдержки времени устанавливают по два комплекта ДЗШ. Эти комплекты резервируют друг друга на случай неисправности или вывода в ремонт какого-либо из комплектов.

Селективность действия дифференциальной защиты шин обеспечивается только при строгой, заранее определенной, фиксации присоединений за системой шин. При обычных эксплуатационных отключениях присоединений без нарушения фиксаций защита сохраняет свою селективность. На обходном выключателе 110 кВ при наличии ШСВ (секционного) предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и ТТ любого из элементов, присоединенных к шинам):

— трехступенчатая дистанционная защита или ТО от многофазных коротких замыканий;

— четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

— двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

— трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

6.2 Выбор автоматики оборудования станции

Произведем описание автоматики на основном оборудовании ТЭЦ.

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

— устройство АПВ воздушных линий 110 кВ;

— устройство АПВ шин ТЭЦ;

— устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

— устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности. Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Автоматическое прекращение асинхронного режима. Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, способствовали проведению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

— быстрому набору нагрузки турбинами;

— частичному отключению потребителей;

— уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

Автоматическое ограничение снижения частоты. Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

— автоматический ввод резерва (по частоте);

— автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

— дополнительную разгрузку;

— включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

6.3 Выбор контрольно-измерительных приборов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на расширяемой ТЭЦ.

Турбогенератор:

— в цепь статора — амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, регистрирующие приборы (ваттметр, амперметр и вольтметр);

— в цепь ротора — амперметр, вольтметр, регистрирующий амперметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя, регистрирующие приборы — амперметр.

Блок генератор-трансформатор:

— турбогенератор — приборы по пункту 1;

— блочный трансформатор — на стороне высшего напряжения амперметр.

Линии 10 кВ к потребителям — амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Линия 110 кВ — амперметр, счетчик активной и реактивной энергии, фиксирующий направление мощности (при избытке мощности включается один счетчик, при потреблении мощности из энергосистемы включается другой счетчик).

Трансформатор собственных нужд. На одну секцию — со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.

Сборные шины. На каждой секции или системе шин — вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп).

Сборные шины высшего напряжения — вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, регистрирующие приборы (частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр), приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп, осциллограф).

Шины 6 кВ собственных нужд — вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр для измерения фазных напряжений.

Шиносоединительный и секционный выключатель — амперметр.

Обходной выключатель — амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, счетчики расчетные и фиксирующий прибор.

7. ВЫБОР АППАРАТОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах.

Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению, роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению. Кроме того каждый аппарат зависимости от его назначения выбирается по ряду специфических параметров.

7.1 Выбор выключателей и разъединителей

Будем производить выбор выключателей по ряду параметров:

— по напряжению установки:

— по длительному току:

где — максимальный рабочий ток, протекающий через выключатель; - по отключающей способности:

где — нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие соблюдается, а, то допускается производить проверку по полному току КЗ:

— по включающей способности:

— проверка на электродинамическую стойкость:

где — ток электродинамической стойкости;

— проверка на термическую стойкость:

где — ток термической стойкости;

— время протекания тока термической стойкости;

— тепловой импульс тока КЗ;

— время отключения КЗ (определяем по в зависимости от точки КЗ).

Выбор разъединителей будем производить по 4 условиям: по напряжению, по току, по электродинамической и по термической стойкости.

7.1.1 Выбор выключателей ОРУ 110 кВ

Определяем расчётный максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок:

Примем к установке элегазовый выключатель DT1−145 фирмы Alstom.

Результаты расчёты показаны в таблице 7.1.

Таблица 7.1 — Выбор выключателей ОРУ 110 кВ

7.1.2 Выбор генераторных выключателей

Данные выключатели будем выбирать по наибольшему току КЗ или от самого генератора или от всех остальных источников.

Найдём максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок в цепи генератора Г4.

Результаты выбора генераторного выключателя в цепи генератора Г4 приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 — Выбор выключателей в цепи генераторов Г4

Найдём максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок в цепи генератора Г1-Г3.

Результаты выбора генераторного выключателя в цепи генераторов Г1-Г3 приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 — Выбор выключателей в цепи генераторов Г1-Г3

7.1.3 Выбор выключателей КРУ 10 кВ и РУ СН

Для установки в потребительское КРУ 10 кВ и РУ СН выбираем шкафы SP15-Mile и выключатели серии LD либо Shell (в зависимости от тока присоединения) производства компании Tavrida Electric для установки в данные шкафы КРУ.

Выключатели в цепях ТСН будем выбирать по наибольшему току КЗ или от двигателей СН 1 секции или от всех остальных источников вместе, включая подпитку от второй секции СН.

Найдём максимальный ток, текущий через выключатели СН:

Ток, проходящий через выключатели цепей выводов реакторов СН, определён ранее при предварительном выборе реакторов.

Результаты выбора данных выключателей показаны в таблице 7.4 (Под для шкафов КРУ понимается ток главных цепей (ошиновки)).

Таблица 7.4 — Выбор выключателей в цепи ТСН

Для резервных цепей СН выбираем аппараты по номинальному рабочему току и номинальному напряжению.

Для связи резервной магистрали питания СН с шинами СН выбираем такие же аппараты, как и для цепи основного источника питания СН (таблица 7.4).

Рассчитаем ток цепи выводов РТСН:

Выбираем выключатель ISM15-Shell-1 и шкаф КРУ SP15 Mile с номинальным током главных цепей 2000 А и номинальным током отключения 31,5 кА.

Выбор выключателей в потребительском КРУ 10 кВ отобразим в таблицах 7.5−7.7, соответсвенно для секционных выключателей, выключателей в цепях выводов токоограничивающих реакторов и выключателей отходящих к потребителям линий 10 кВ.

Рассчитаем токи присоединений для всех цепей с номинальным напряжением 10 кВ:

— цепи выводов реакторов:

— цепи секционных выключателей:

— цепи отходящих линий:

Таблица 7.5 — Выбор выключателей цепей выводов реакторов нагрузки

Таблица 7.6 — Выбор секционных выключателей в потребительском КРУ

Таблица 7.7 — Выбор выключателей отходящих линий 10 кВ

7.2 Выбор реакторов

Выбранные предварительно реакторы ограничивают токи КЗ до необходимого по условию отключающей способности выключателей КРУ уровня.

Произведём их проверку на электродинамическую и термическую стойкость в режиме КЗ, проверим величину остаточного напряжения за реактором:

Необходимое остаточное напряжение не менее 60?75% от .

Результаты выбора реакторов сведём в таблицу 7.8.

Таблица 7.8 — Проверка и окончательный выбор реакторов

7.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока (ТТ) производится по условиям:

— напряжению установки:

— максимальному рабочему току:

— электродинамической устойчивости:

где — кратность электродинамической стойкости.

Электродинамическая прочность шинных ТТ определяется таковой у самих шин. Проверку для шинных ТТ производить не нужно.

— термической стойкости:

где? кратность термической стойкости;

— вторичной нагрузке

где — действительная и номинальная допустимая вторичные нагрузки ТТ соответственно. Трансформаторы тока в цепи генератора выполнены встроенными в токопровод.

Сравнение расчётных и справочных данных по ТТ указано в таблице 7.9.

Таблица 7.9 — Выбор ТТ в цепи генераторов

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому.

где? сопротивление приборов:

где? мощность потребляемая приборами;

— вторичный номинальный ток приборов;

? сопротивление соединительных проводов;

? сопротивление контактов, при 2−3 приборах, при большем количестве приборов .

Мощность потребляемая приборами приведена в таблице 7.10.

Таблица 7.10 — Мощности приборов

Сопротивление приборов для наиболее загруженной фазы:

По каталогу в классе точности 1. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов:

Будем использовать провода с алюминиевыми жилами. Принимаем длину проводов 60 м и определяем необходимое сечение:

По условию механической прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых проводов. Поэтому выбираем контрольный кабель АКВВГ с сечением жилы 4 мм². Аналогично проводим выбор ТТ в других цепях главной схемы. Результаты выбора приведены в таблице 7.11.

Таблица 7.11 — Выбор ТТ

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) выбираются по условиям:

— напряжению установки:

— вторичной нагрузке:

где? номинальная допустимая вторичная нагрузка ТН;

— нагрузка измерительных приборов и реле, подключённых к ТН.

В цепи генераторного токопровода применяем встроенные ТН: ЗНОМ-6 и ЗОМ-1/6 для блоков Г1 и Г2, тогда:

Приборы подключенные к ТН, их мощности показаны в таблице 7.12.

Таблица 7.12 — Измерительные приборы и их мощности

Для данных ТН для работы в классе точности 1.

Сечение проводов в цепях напряжения принимаем по условию механической прочности и выбираем кабель АКРВГ с сечением жилы 2,5 мм².

Остальные ТН выбираем аналогично. Так число приборов, присоединённое к ТН других цепей, значительно меньше, то проверку по вторичной нагрузке не производим. Результаты выбора ТН показаны в таблице 7.13.

Таблица 7.13 — Выбор ТН

Для защиты трансформаторов напряжения помимо ОПН будем использовать предохранители ПКН001−6У3.

8. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор сборных шин в ОРУ 110 кВ. В данном РУ сборные шины выполним гибкими проводами марки АС. Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току самого большого присоединения.

Выбираем 1 провод АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм,). Проверяем выбранное сечение на термическое действие тока КЗ в соответствии с [1]:

где С — функция, значение которой для проводов АС в соответствии с равно 90 А•с^½/мм².

Для напряжения 110 кВ ПУЭ устанавливают минимальное сечение провода по условиям короны для ВЛ 70 мм². Но так как расстояние между проводами в ОРУ меньше чем на ВЛ проведём проверку по условиям коронирования.

Начальная критическая напряжённость:

где — коэффициент учитывающий шероховатость поверхности для многопроволочных проводов;

— радиус провода.

Напряженность вокруг провода:

— среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при их горизонтальном расположении.

Напряжение при расчёте примем 121 кВ так как на шинах станции поддерживается напряжение 1,1 U_ном.

Условия отсутствия короны выполняются. Окончательно утверждаем в качестве проводов для сборных шин провода марки АС-330/27.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочных трансформаторов до сборных шин также выполняем гибкими проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока j_э = 1 А/мм².

Блоки генераторов Г1-Г3:

Округляем до ближайшего стандартного сечения и выбираем 1 провод АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм,).

Расстояния между проводниками такие же, как и для сборных шин.

Блок генератора Г4:

Округляем до ближайшего стандартного сечения и выбираем 2 провода АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм,). Расстояния между проводниками такие же, как и для сборных шин.

Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования для блока Г1-Г4:

Так же выберем гибкий провод для соединения РТСН со сборными ОРУ 110 кВ.

Так как в ОРУ станции желательно иметь не более 2 марок провода, то выбираем провод АС-330/27.

Участок от генераторов до блочных трансформаторов выполним комплектным, пофазно экранированным токопроводом, который включает в себя также отпайки СН и к потребительским КРУ.

Для блоков Г1-Т1, Г2-Т2 и Г3-Т3 выбираем токопровод ТЭНЕ-10−5000−250 производства ОАО «АБС ЗЭиМ Автоматизация» на номинальное напряжение, номинальный ток, ток электродинамической стойкости .

Для блока Г4-Т4 выбираем токопровод ТЭНЕ-20−8000−300 производства ОАО «АБС ЗЭиМ Автоматизация» на номинальное напряжение, номинальный ток, ток электродинамической стойкости .

Соединение от РТСН до РУ СН выполним комплектным токопроводом, выбираем его по экономической плотности тока.

Выберем токопровод по номинальному току (для комплектных токопроводов 6 кВ q = 14 600 мм²):

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-6−3150−128 с ,

Участок от ТСН до РУ СН блока Г1-Т1 выполним аналогичным токопроводом:

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-6−3150−128.

Проверим выбранный токопровод на электродинамическую стойкость:

Участки от токопроводов до реакторов и от реакторов до шкафов КРУ в потребительском КРУ и РУ СН блоков Г1-Т1, Г2-Т2, Г3-Т3 и Г4-Т4, а также сборные шины в данных РУ выполним жёсткими медными шинами.

Расстояние между фазами исходя из конструкции ячеек КРУ шины расположены в вершинах прямоугольного треугольника. Длина пролёта

РУ СН блоков:

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку в пределах РУ выбираем по максимальному длительному току.

Выбираем для установки однополосные шины с сечением полосы 10Ч80 мм² и допустимым током 1250 А. Выбираем номинальный ток сборных шин для шкафов КРУ типа MP15 Mile.

Потребительское КРУ:

Выбираем двухполосные медные шины с сечением полосы 10Ч80 мм² и номинальным током 2000 А. Выбираем номинальный ток сборных шин для шкафов КРУ всех типов 2500 А.

Отходящие кабельные линии от потребительского КРУ выполним кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Определим рабочий ток одного присоединения:

Максимальный ток в кабеле равен:

Определяем по экономической плотности тока необходимое сечение:

Выбираем трёхжильный кабель АПвЭП-3,6/6 с сечением жил

Проверим выбранное сечение по допустимому току.

где? коэффициент учитывающий прокладку рядом двух кабельных линий (расстояние между линиями 100 мм);

? коэффициент учитывающий температуру окружающей среды (кабели проложены в земле).

= 1 — коэффициент учитывающий глубину прокладки (0,7 м).

Так как увеличиваем сечение и выбираем 3 одножильных кабеля АПвЭП-3,6/6 с сечением жилы 625. А также увеличиваем расстояние между кабельными линиями до 400 мм (одножильные кабели расположены треугольником).

Допустимый ток такого кабеля:

Произведём проверку на термическую стойкость.

Минимальное сечение кабеля определяется:

где по [1];

Для кабеля данной марки и сечения жилы завод изготовитель предлагает сечение экрана от 35 до 70 мм². Условие выбора сечения экрана:

где? ток двухфазного КЗ:

? допустимый ток экрана жилы, для необходимого нам он определяется:

Необходимое минимальное сечение экрана равно:

Округляем его до стандартного и выбираем сечение экрана

Все выбранные аппараты и токоведущие части представлены на главной схеме электрических соединений в листе 2 графической части проекта.

9. ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов — питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, циркуляционных насосов и т. д.

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов СН, что возможно лишь при надежном электроснабжении их.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно «Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций» (НТП) электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.

Напряжения, применяемые в системе СН, 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВ) и 0,4 кВ (для остальных электродвигателей и освещения).

Питание СН осуществляется отпайками от энергоблоков и поводами от ОРУ 110 кВ.

При повреждениях в генераторах или в тепломеханической части нарушается питание СН электростанции. Поэтому кроме рабочих источников СН предусматривается резервный источник. Таким источником является резервный трансформатор, присоединенный к шинам ОРУ 110 кВ, связанных с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов станции питание СН будет осуществляться от энергосистемы. На тот случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение в СН не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии, предусматривается аккумуляторная батарея.

Мощности рабочих трансформаторов СН рассчитаны ранее.

Резервное питание секции СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным трансформатором СН.

Многочисленные потребители СН напряжением 0,4 кВ присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6−0,4 кВ. Трансформаторы 6−0,4 кВ мощностью 630 кВ· А установлены преимущественно в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, на ОРУ и т. д. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически. Секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели ВА50−41.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на СН трансформаторы имеют РПН.

Потребление электроэнергии на собственные нужды газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4−0,9%, а при покрытии пиков 0,6−1,7%. В тепловых схемах парогазовых ТЭЦ помимо приводов ДК и других вспомогательных механизмов ГТУ необходимо учитывать следующие потребители электроэнергии собственных нужд: питательные насосы КУ; циркуляционные насосы испарительных поверхностей КУ; насосы циркуляционной воды системы охлаждения; вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения; насосы систем регенерации и водоподготовки; прочие вспомогательные механизмы и системы.

Для электростанций с ПГУ или электростанции с ГТУ единичной мощностью агрегата более 25 МВт рекомендуется устанавливать дизель-генераторные установки на напряжение 0,4 кВ для электроснабжения приводов механизмов, обеспечивающих безаварийный останов газовой и паровой турбин. Для пуска с нуля газотурбинных установок после их полного останова при системных авариях или чрезвычайных ситуациях предусматриваются дизель-генераторы 0,4 кВ.

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин. Количество блочных секций РУСН 6 кВ и 0,4 кВ выбирается из расчета не менее двух секций на блок при наличии парных ответственных механизмов собственных нужд, независимо от мощности агрегата, либо одна секция на ГТУ при отсутствии парных механизмов СН. Питание общестанционных секций 6 кВ рекомендуется выполнять одним из следующих способов:

— от отдельных общестанционных трансформаторов, подключаемых к разным секциям или системам шин одного РУ или к РУ разных повышенных напряжений;

— от одного трансформатора с расщепленными обмотками, подключенного к РУ повышенного напряжения;

— от отдельных обмоток рабочих трансформаторов собственных нужд блоков ПГУ или ГТУ.

10. ВЫБОР КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Открытое распределительное устройство (ОРУ) состоит из комплекса опорных конструкций (порталы, фундаменты, опорные стойки и др.), сооружаемых из металла или железобетона, и устанавливаемого на этих конструкциях электрооборудования (силовые выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, ошиновка и др.), а так же кабельных каналов, подъездных дорог и ограждений.

В ОРУ предусматривают проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий; габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте.

Гибкие шины монтируют из многопроволочных проводов. Соединения гибких шин выполняют в петлях у опор сваркой, а ответвления в пролете — способом, не требующим разрезания шин. Шины ОРУ подвешивают на одинарных гирляндах изоляторов. Сдвоенные гирлянды применяют лишь в случаях, когда одинарная гирлянда не удовлетворяет условиям механической прочности. Применение разделительных (врезных) гирлянд не допускается закрепления гибких шин и тросов в натяжных и подвесных зажимах в отношении прочности должны соответствовать требованиям, приведенным в ПУЭ. При определении нагрузок на гибкие шины учитывают вес гирлянд изоляторов и спусков к аппаратам и трансформаторам, а при расчете нагрузок на конструкции дополнительно вес человека с инструментом и монтажными приспособлениями. Коэффициент запаса механической прочности для подвесных изоляторов при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к испытательной нагрузке. Расчетные механические усилия, передающиеся при коротком замыкании жесткими шинами на опорные изоляторы, принимают в соответствии с требованиями ПУЭ. Коэффициент запаса механической прочности в сцепной арматуре для гибких шин при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к разрушающей нагрузке.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики, воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

ОРУ должно быть ограждено. Открытые распределительные устройства 110 кВ занимают обычно довольно значительную территорию, что в современных условиях объясняется большим числом рабочих ячеек, крупными размерами электроаппаратов, значительными габаритными расстояниями между токоведущими частями, а также между ними и землей.

В данном проекте применена схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рисунок 10.1).

В данной компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается, показано лишь место его установки.

Из рисунка 10.1 видно, что каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин.

Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Рисунок 10.1 - Компоновка ОРУ 110 кВ Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. Чтобы избежать схлестывания проводов устанавливают дистанционные распорки.

Для ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку, в которой все выключатели размещаются в один ряд, что облегчает их обслуживание. Вдоль ряда выключателей предусмотрен проезд: шириной 4000 мм и высотой 4300 мм. С другой стороны проезда размещаются в один ряд измерительные трансформаторы тока. Далее установлены линейный и обходной разъединители.

Рабочие системы шин расположены с одной стороны от ряда выключателей, обходная — с другой.

Опоры выполнены стандартными железобетонными конструкциями. Высота линейных порталов 11 360 мм, шинных — 7850 мм расстояние между стойками 3000 мм.

Сборные шины и ошиновка выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами АС-330/27. Расстояние между фазами 3000 мм, высота подвески сборных шин 7850 мм.

Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Шаг ячейки 9000 мм, длина ячейки 41 000 мм, расстояние между крайними токоведущими частями соседних ячеек 2000 мм. Минимальное расстояние от земли до кромки фарфора изолятора 4000 мм.

Шинные разъединители первой системы шин выполнены трёхфазными и установлены в один ряд. А шинные разъединители второй системы шин установлены непосредственно под осью системы шин (применено килевое расположение разъединителей). Так как длина шлейфа от выключателя до разъединителя велика, то во избежание схлёстывания установлены опорные изоляторы.

Применены подвесные изоляторы марки 9 ПО-6А, число изоляторов в гирлянде — 7.

Токоведущие части расположены в 3 яруса.

На выходных порталах установлены молниеприёмники, их высота 19 360 мм.

Ячейка обходного выключателя дополнительно используется для подключения шинных аппаратов 2 системы шин, на второй системе шин для этих целей используется линейная ячейка.

В линейных ячейках на линейных порталах подвешены в 2 фазах ВЧ заградители, конденсаторы связи также установлены в 2 фазах и расположены рядом с порталом на опорных стойках.

Территория ОРУ ограждена забором, высота забора 1600 мм.

К ОРУ 110 кВ присоединены 3 линии связи с потребителями, 3 лини связи с энергосистемой, два силовых трансформатора ТРДН-63 000/110, трансформатор ТРДН-80 000/110, трансформатор ТДЦ-160 000/110 и резервный трансформатор собственных нужд ТДНС-16 000/110. Все выключатели в ОРУ 110 кВ (элегазовые, баковые, марки DT1−145, производителя: «Alstom»), согласно рекомендации из располагаются в один ряд около второй системы шин.

На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. Данное РУ выполнено размещено в здании зального типа и выполнено комплектным. Реакторы установлены горизонтально по углам прямоугольного треугольника. Расстояние между осями реакторов фаз 2500 мм.

В данном РУ использованы шкафы КРУ Mile марки SP-15 с выключателями ISM15-LD1 и ISM15-Shell-1 на выкатных тележках. Применение шкафов КРУ позволяет снизить стоимость, ускорить монтаж и повысить безопасность обслуживания. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена двухполосными прямоугольными медными шинами (10Ч80 мм), которые крепятся на опорных изоляторах.

КРУ выполнено по схеме с двойной секционированной системой сборных шин. Секций питается от трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения Шкафы КРУ расположены в 2 ряда. В выбранных ячейках КРУ (SP15) сборные шины расположены в верхней части шкафа (необходимо двухстороннее обслуживание), поэтому шкафы расположены на расстоянии 800 мм от стены. Также по этой причине ряды шкафов КРУ выровнены по задней стенке.

Расстояние от пола до шинных конструкций 1640 мм, от шинных конструкций до потолка 1100 мм.

Шинные мосты, а также шинные перемычки между секциями выполнены комплектными (поставляются вместе со шкафами КРУ).

Для возможности последующего расширения РУ предусмотрены пустые ячейки с торцов каждой секции. Отходящие кабельные линии выполнены тремя кабелями с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке (3ЧАПвЭП 3,6/6).

РУ СН также выполнено комплектными шкафами SP15 Mile, что позволяет снизить стоимость, ускорить монтаж и повысить безопасность обслуживания. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена однополосными прямоугольными медными шинами (10Ч40 мм), которые крепятся на опорных изоляторах.

11. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ СТОЙКОСТИ ГИБКИХ ШИН

11.1 Механический расчет гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах

Монтаж гибкой ошиновки распределительных устройств может выполняться в широком диапазоне температур окружающего воздуха, важно правильно выбрать соответствующие стрелы провеса в реальных условиях монтажа.

Если стрела провеса занижена по сравнению с расчетной, в режиме низших температур напряжение может превысить допустимое. При завышении стрелы провеса в режиме высших температур и при гололеде могут нарушиться габариты до земли и пересекаемых сооружений.

Для определения необходимой стрелы провеса и максимального тяжения провода при монтаже проводов, необходимо иметь монтажные кривые для данного проводника и монтируемого пролета токоведущей части. Для получения монтажных кривых, необходимо произвести механический расчет гибких проводников.

На кафедре «Электрические станции» БНТУ была разработана компьютерная программа MR214, представляющая собой интегральную среду, которой мы пользовались при проведении механических расчетов гибких шин ОРУ 110 кВ.

Данная программа является универсальным вычислительным средством для проведения механических расчетов гибкой ошиновки ОРУ и проводов воздушных линий. В интегральную среду входят программы, такие как MR1 и MR2.

MR1 представляет собой программу механического расчета гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах, основанную на точной модели проводов и гирлянд изоляторов в виде тонкой упругой нити.

MR2 является модифицированной программой расчета, в которой для ускорения вычислений в уравнениях в качестве тяжения провода принимается его горизонтальная составляющая Н (распор или механическое тяжение). MR2 используется для пролетов с малыми стрелами провеса (отношение стрелы провеса к длине пролета 1/20).

Результаты расчета размещаются в файле MR2. REZ и представляют таблицы исходных данных и расчетных параметров с пояснениями. Просмотр таблиц результатов и графиков осуществляется в меню «Результаты».

Результаты расчета представляют собой таблицы исходных данных и расчетных параметров; тяжений, отклонений и стрел провеса проводов, усилий на опоры и электрические аппараты, нагрузок на провода и гирлянды изоляторов.

Усилия на электрический аппарат выдаются в проекциях: горизонтальная на горизонтальную плоскость, вертикальная на вертикальную ось.

Максимальная стрела провеса провода и его максимальное горизонтальное отклонение, а также стрелы провеса в заданных точках (в проекциях на горизонтальную и вертикальную оси) выдаются относительно линии, соединяющей точки подвеса провода.

Длина провода с гирляндами изоляторов выводится в ненатянутом состоянии с учетом температурного удлинения. Усилия от проводов на опоры и от отпаек на провода выводятся в проекциях на оси координат.

При построении результатов расчета на экране дисплея выводятся проекции пролета на горизонтальную и вертикальную плоскости для каждого климатического режима.

В качестве примера на листе 8 графической части для шинного пролета длиной 27 м, с проводом типа АС-330/27 приведены исходные данные и результаты механического расчета гибких шин ОРУ 110 кВ.

Расчеты выполнялись в предусмотренных ПУЭ шести климатических режимах.

11.2 Расчет электродинамической стойкости гибких шин ОРУ на ЭВМ

Согласно ГОСТ 3 03 23−95,а также в соответствии с ПУЭ электродинамическая стойкость гибких проводов должна оцениваться по двум условиям:

(11.1)

(11.2)

где S_max, T_max, S_доп, T_доп — соответственно максимальные расчетные и допустимые отклонения и тяжения гибких проводов при КЗ.

Допустимые отклонения проводов S_доп определяются из тех соображений, чтобы минимальные расстояния между проводниками фаз А_{ф-ф min}, а так же между проводниками и заземленными частями А_{ф-з min} не превысили допустимых изоляционных расстояний, определяемых при рабочих напряжениях:

(11.3)

(11.4)

где А_ф-ф.доп и А_ф-з.доп — минимально допустимые расстояния соответственно между проводниками фаз и проводниками и заземленными частями при рабочем напряжении, согласно ПУЭ.

Максимальные расчетные отклонения проводов S_max определяются из траектории движения проводов при КЗ в точках максимального размаха колебаний.

Траектория движения характеризуется проекциями S_max на оси координат максимальными горизонтальными отклонениями при отталкивании Y_1max и сближении Y_2max проводов и их вертикальными отклонениями при подъеме z_1max и опускании z_2max:

(11.5)

где R_max — радиус-вектор максимального отклонения точки провода;

R₀ — радиус-вектор точки крепления провода в пролете.

Указанные отклонения можно выразить в безразмерной форме (по отношению к стреле провеса f₀)

(11.6)

где f₀ — стрела провеса провода.

Максимальные отклонения проводов S_max или их проекции Y_1max, Y_2max, z_1max и z_2max могут быть найдены с помощью компьютерной программы FLEBUS.

Программа FLEBUS предназначена для расчета проводов линий электропередач и распределительных устройств на электродинамическое действие токов двухфазного короткого замыкания, являющимся расчетным для проверки проводов на схлестывание или опасное в отношении пробоя сближение фаз.

В качестве расчетного принят пролет гибкой ошиновки, включающий гибкие провода, натяжные или поддерживающие гирлянды изоляторов. Смежные пролеты аналогичны расчетному.

В основу метода расчета положены векторно-параметрические уравнения движения проводов и гирлянд, представленных гибкой упругой нитью.

Также для расчётов в программе используются и векторные выражения для электродинамических усилий в системе гибких движущихся проводов.

Расчет проводов должен выполняться для двух характерных режимов отключения короткого замыкания:

? действием основных защит присоединений;

? в цикле неуспешного АПВ.

Вид режима отключения КЗ определяется исходными к программе параметрами. Физико-механические и геометрические характеристики проводов, необходимые для выполнения расчета, принимаются из проектных материалов и таблиц ПУЭ. При составлении алгоритма и разработке программы были приняты следующие предпосылки и допущения:

? гибкий провод представляется абсолютно гибкой растяжимой по закону Гука нитью;

? натяжная гирлянда изоляторов рассматривается как гибкая упругая нить с равномерно распределенной по длине массой;

? при расчете ЭДУ гибкие провода представляются бесконечно тонкими;

? расчетная схема принята с горизонтальным расположением проводов фаз. Точки подвеса проводов находятся на одном уровне;

? поддерживающая гирлянда изоляторов представляется прямолинейным нерастяжимым стержнем, вращающимся в плоскости, перпендикулярной пролету;

? опорные конструкции считаются абсолютно жесткими, так как усилия на опоры от проводов расчетного пролета компенсируются усилиями смежного пролета;

? междуфазные распорки считаются жесткими и невесомыми.

Алгоритм расчета начального положения провода реализован в компьютерной программе MR214. Для этого алгоритм расчета электродинамической стойкости дополняется расчетами климатических нагрузок с учетом повышения температуры проводов при КЗ. Расчеты выполнялись в предусмотренных ПУЭ четырех климатических режимах, тяжения и стрелы провеса которых получены по компьютерной программе MR214 (таблица 11.1). В качестве примера приведены результаты электродинамической стойкости гибких шин ОРУ 110 кВ для шинного пролета длиной 27 м, с проводом АС-330/27 на листе 8 графического приложения и в таблице 11.2. Расчеты показали, что при токах КЗ, больших 29,5−30,5 кА наступает недопустимое сближение токоведущих частей ОРУ. Наименьшие расстояния наблюдаются между отпайками фазы, А и шинами фазы В. Наиболее опасным режимом является режим минимальных температур.

Таблица 11.1 - Расчет начального положения гибких шин ОРУ 110 кВ

Таблица 11.2 - Результаты электродинамического расчета шинного пролета

Выводы:

Расчет электродинамического действия тока КЗ на гибкую ошиновку ОРУ должен производится с учетом климатических условий. Начальное положение проводов в момент времени, предшествующий КЗ, следует определять в следующих режимах климатических нагрузок:

— нормальная температура, гололед и ветер отсутствуют;

— высшая температура, гололед и ветер отсутствуют;

— провода покрыты гололедом, температура минус 5 С, ветер отсутствует;

— максимальный нормативный скоростной напор ветра, температура минус 5 С, ветер отсутствует;

— низшая температура, гололед и ветер отсутствуют.

Проверка гибких проводов на схлестывание при КЗ производится в режиме максимальной и минимальной температуры при отсутствии ветра и гололеда, режиме максимального скоростного напора ветра при отсутствии гололеда и температуре минус 5 С и в режиме, когда провода покрыты гололедом, температура минус 5 С, ветер отсутствует.

В ходе выполнения проекта было проведено исследование шинного пролета длиной 27 м, с одним проводом в фазе марки АС-330/27. Расчет электродинамической стойкости шин ОРУ 110 кВ показал, что при протекании тока короткого замыкания I_кз = 20,82 кА недопустимого сближения фаз между собой, а также фаз и отпаек не происходит.

12. ОХРАНА ТРУДА

12.1 Производственная санитария и техника безопасности. Требования к средствам защиты, применяемым в электроустановках

12.1.1 Диэлектрические перчатки

Для работ в электроустановках допускается применять только диэлектрические перчатки, изготовленные в соответствия с требованиями ГОСТов или технических условий. Перчатки, предназначенные для других целей (химические и прочие), применять их как защитное средство при работе в электроустановках запрещается.

Диэлектрические перчатки, выдаваемые для обслуживания электроустановок, должны быть нескольких размеров.

Длина перчатки должна быть не менее 350 мм.

Перчатки следует надевать на руки на полную их глубину. Не допускается завертывать края перчаток или спускать поверх них рукава одежды. При работах на открытом воздухе в зимнее время диэлектрические перчатки надевают поверх шерстяных.

Каждый раз перед применением перчатки необходимо проверить на герметичность путем заполнения их воздухом.

Перчатки предназначены для защиты рук от поражения электрическим током.

Применяются в электроустановках до 1000 В в качестве основного изолирующего электрозащитного средства, а в электроустановках выше 1000 В — дополнительного.

В электроустановках могут применяться перчатки из диэлектрической резины бесшовные или со швом, пятипалые или двупалые.

Размер диэлектрических перчаток должен позволять надевать под них трикотажные перчатки для защиты рук от пониженных температур при работе в холодную погоду.

Ширина по нижнему краю перчаток должна позволять натягивать их на рукава верхней одежды.

12.1.2 Диэлектрические боты и галоши

Диэлектрические боты и галоши кроме выполнения функции дополнительного защитного средства являются защитным средством от шагового напряжения в электроустановках любого напряжения.

Для применения в электроустановках допускаются только диэлектрические боты и галоши, изготовленные в соответствии с требованиями ГОСТов. Они должны отличаться по внешнему виду от бот и галош, предназначенных для других целей. На каждом боте, каждой галоше должны быть следующие надписи: завод-изготовитель, дата выпуска, клеймо ОТК, испытательное напряжение и дата испытания.

Боты и галоши, выдаваемые для обслуживания электроустановок, должны быть нескольких размеров.

Обувь специальная диэлектрическая (галоши, боты, в т. ч. боты в тропическом исполнении) является дополнительным электрозащитным средством при работе в закрытых, а при отсутствии осадков — в открытых электроустановках.

Галоши применяют в электроустановках напряжением до 1000 В, боты — при всех.

По защитным свойствам обувь обозначают: Эн — галоши, Эв — боты.

Диэлектрическая обувь должна отличаться по цвету от остальной резиновой обуви.

Галоши и боты должны состоять из резинового верха, резиновой рифленой подошвы, текстильной подкладки и внутренних усилительных деталей. Боты должны иметь отвороты. Высота бот должна быть не менее 160 мм.

Перед применением галоши и боты должны быть осмотрены с целью обнаружения возможных дефектов (отслоения облицовочных деталей или подкладки, наличие посторонних жестких включений и т. п.).

12.1.3 Диэлектрические коврики, ковры диэлектрические резиновые и подставки изолирующие

Диэлектрические коврики допускаются в качестве дополнительного защитного средства в закрытых электроустановках любого напряжения при операциях с приводами разъединителей, выключателей и пускорегулирующей аппаратурой. Диэлектрические коврики являются изолирующим средством лишь в сухом состоянии. В помещениях сырых и с обильным отложением пыли вместо ковриков должны применяться изолирующие подставки.

Диэлектрические коврики должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТов размером не менее 50Ч50 см. Верхняя поверхность коврика должна быть рифленой.

Ковры диэлектрические резиновые и подставки изолирующие применяются как дополнительные электрозащитные средства в электроустановках до и выше 1000 В.

Ковры применяют в закрытых электроустановках, кроме сырых помещений, а также в открытых электроустановках в сухую погоду.

Подставки применяют в сырых и подверженных загрязнению помещениях.

Ковры изготовляются толщиной 6±1 мм, длиной от 500 до 8000 мм и шириной от 500 до 1200 мм.

Ковры должны иметь рифленую лицевую поверхность и быть одноцветными.

Изолирующая подставка представляет собой настил, укрепленный на опорных изоляторах высотой не менее 70 мм.

Настил размером не менее 500Ч500 мм следует изготавливать из хорошо просушенных строганных деревянных планок без сучков и косослоя. Зазоры между планками должны составлять 10−30 мм. Планки должны соединяться без применения металлических крепежных деталей. Настил должен быть окрашен со всех сторон. Допускается изготавливать настил из синтетических материалов.

Подставки должны быть прочными и устойчивыми. В случае применения съемных изоляторов соединение их с настилом должно исключать возможность соскальзывания настила. Для устранения возможности опрокидывания подставки, края настила не должны выступать за опорную поверхность изоляторов.

12.1.4 Инструмент с изолированными рукоятками

Инструмент с изолированными рукоятками допускается применять в электроустановках напряжением до 1000 В.

Рукоятки инструмента должны иметь покрытие из влагостойкого нехрупкого изоляционного материала. Все изолирующие части инструмента должны иметь гладкую поверхность, не иметь трещин, изломов, и заусениц. Изоляционное покрытие рукояток должно плотно прилегать к металлическим частям инструмента и полностью изолировать ту его часть, которая во время работы находится в руке работающего. Изолированные рукоятки должны снабжаться упорами и иметь длину не менее 10 см. У отверток должна быть изолирована не только рукоятка, но и металлический стержень на всей его длине вплоть до рабочего острия.

При работах инструментом с изолированными рукоятками на токоведущих частях, находящихся под напряжением, работающий должен иметь на ногах диэлектрические галоши или стоять на изолирующем основании, кроме того, он должен быть в головном уборе с опущенными и застегнутыми рукавами одежды. Диэлектрические перчатки при этом не требуются.

Ручной изолирующий инструмент (отвертки, пассатижи, плоскогубцы, круглогубцы, кусачки, ключи гаечные, ножи монтерские и т. п.) применяется в электроустановках до 1000 В в качестве основного электрозащитного средства.

Инструмент может быть двух видов: инструмент, полностью изготовленный из проводящего материала и покрытый электроизоляционным материалом целиком или частично; инструмент, изготовленный полностью из электроизоляционного материала и имеющий, при необходимости, металлические вставки.

Разрешается применять инструмент, изготовленный в соответствии с государственным стандартом, с однослойной и многослойной разноцветной изоляцией.

Изолирующее покрытие должно быть неснимаемым и выполнено из прочного, нехрупкого, влагостойкого и маслобензостойкого негорючего изоляционного материала.

Каждый слой многослойного изоляционного покрытия должен иметь свою окраску.

Изоляция стержней отверток должна оканчиваться на расстоянии не более 10 мм от конца жала отвертки.

У монтерских ножей минимальная длина изолирующих ручек должна составлять 100 мм. На ручке должен находиться упор со стороны рабочей части высотой не менее 5 мм, при этом минимальная длина изолирующего покрытия между крайней точкой упора и неизолированной частью инструмента по всей рукоятке должна составлять 12 мм, а длина неизолированного лезвия ножа не должна превышать 65 мм.

Перед каждым применением инструмент должен быть осмотрен. Изолирующие покрытия не должны иметь дефектов, которые приводят к ухудшению внешнего вида и снижению механической и электрической прочности.

При хранении и транспортировании инструмент должен быть предохранен от увлажнения и загрязнения.

12.1.5 Указатели напряжения до 500 В

Указатели напряжения могут быть трех типов:

— указатели напряжения с неоновой лампой (токоискатели) — применяются в электроустановках напряжением до 500 В;

— контрольная лампа — допускается в электроустановках напряжением до 220 В;

— прочие указатели напряжения.

Указатели напряжения с неоновой лампой. Указатель напряжения (токоискатель) является переносным прибором, работающим по принципу протекания активного тока, и служит для проверки наличия или отсутствия напряжения только в электрических цепях переменного тока 110−500 В с частотой 50 Гц. Токоискатель представляет собой двухполюсный прибор, оборудованный изолирующими рукоятками с упорами для рук. Сопротивление токоограничительного резистора, использующегося в токоискателе, должно быть не менее 500 кОм при проверке мегомметром на напряжение 500 В.

Контрольные лампы. Контрольная лампа должна быть заключена в футляр-арматуру из изоляционного материала с прорезью для светового сигнала.

Проводники должны иметь длину не более 0,5 м и выходить из арматуры в разные отверстия, для того чтобы исключить возможность замыкания при прохождении их в общем вводе. Проводники должны быть надежно изолированы, быть гибкими и иметь на свободных концах жесткие электроды, защищенные изолированными ручками. Длина голого конца электрода не должна превышать 1−2 см.

Прочие указатели напряжения. К ним относятся переносные вольтметры и двухполюсные указатели напряжения, в которых для индикации используются светодиоды, жидкокристаллические индикаторы, звуковая сигнализация.

Для использования в качестве указателя напряжения они должны иметь корпус из диэлектрического материала. Проводники прибора должны быть надежно изолированы, быть гибкими и иметь на свободных концах жесткие электроды, защищенные изолированными ручками. Длина голого конца электрода не должна превышать 1−2 см.

12.1.6 Переносные заземления

Переносные заземления при отсутствии стационарных заземляющих ножей являются наиболее надежным средством защиты при работе на отключенных участках оборудования или линии на случай ошибочной подачи напряжения на отключенный участок или появления на нем наведенного напряжения.

Переносные заземления состоят из следующих частей: проводов для заземления и для закорачивания между собой токоведущих частей всех трех фаз установки. Допускается применение отдельного переносного заземления для каждой фазы; зажимов для присоединения заземляющих проводов к заземляющей шине и закорачивающих проводов к токоведущим частям.

Переносные заземления должны удовлетворять следующим требованиям: провода для закорачивания и для заземления должны быть выполнены из гибких неизолированных медных жил и иметь сечение, удовлетворяющее требованиям термической устойчивости при коротких замыканиях, но не менее 25 мм в электроустановках напряжением выше 1000 В и не менее 16 мм в электроустановках до 1000 В; в сетях с заземленной нейтралью сечение проводов должно удовлетворять требованиям термической устойчивости при однофазном коротком замыкании; зажимы для присоединения закорачивающих проводов к шинам должны быть такой конструкции, чтобы при прохождении тока короткого замыкания переносное заземление не могло быть сорвано с места электродинамическими усилиями. Зажимы должны иметь приспособление, допускающее их наложение, закрепление и снятие с шин с помощью штанги для наложения заземления.

Гибкий медный провод должен присоединяться непосредственно к зажиму без переходного наконечника; наконечник на проводе для заземления должен быть выполнен в виде струбцины или соответствовать конструкции зажима (барашка), служащего для присоединения к заземляющей проводке или конструкции; все присоединения элементов переносного заземления должны быть выполнены прочно и надежно путем опрессования, сваривания или сболчивания с последующей пайкой. Применение одной только пайки запрещается.

Переносные заземления перед каждой установкой должны быть осмотрены.

При обнаружении разрушения контактных соединений, нарушения механической прочности проводников, расплавления, обрыва жил и т. п. переносные заземления должны быть изъяты из применения.

При наложении заземления сначала присоединяют заземляющий провод к «земле», затем проверяют отсутствие напряжения на заземляемых токоведущих частях, после чего зажимы закорачивающих проводов с помощью штанги накладывают на токоведущие части и закрепляют там этой же штангой или руками в диэлектрических перчатках.

Снятие заземления производится в обратном порядке. Все операции по наложению и снятию переносных заземлений должны выполняться с применением диэлектрических перчаток.

Места для присоединения заземлений должны иметь свободный и безопасный доступ. Установка и снятие переносных заземлений должны выполняться в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках выше 1000 В изолирующей штанги.

Закреплять зажимы переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

В оперативной документации электроустановок должен проводиться учет всех установленных заземлений.

В процессе эксплуатации заземления осматривают не реже 1 раза в 3 месяца, а также непосредственно перед применением и после воздействия токов короткого замыкания.

При обнаружении механических дефектов контактных соединений, обрыве более 5% проводников, их расплавлении заземления должны быть изъяты из эксплуатации.

12.1.7 Предупредительные плакаты

Предупредительные плакаты должны применяться для предупреждения об опасности приближения к частям, находящимся под напряжением, для запрещения оперирования коммутационными аппаратами, которыми может быть подано напряжение на место, отведенное для работы, для указания работающему личному составу подготовленного к работе места и для напоминания о принятых мерах безопасности.

Плакаты делятся на четыре группы: предостерегающие; запрещающие; разрешающие; напоминающие.

Переносные предупредительные плакаты изготовляются из изоляционного или плохо проводящего электрический ток материала (картон, фанера, пластические материалы).

Постоянные плакаты следует изготовлять из жести или пластических материалов.

12.1.8 Предохранительные пояса, монтерские когти, страхующие канаты

Предохранительные пояса предназначаются для предохранения от падения с высоты при работах на опорах или проводах линий электропередачи и на конструкциях или оборудовании распределительных устройств.

Для поясов применяется прочный, нерастягивающийся материал. Ширина поясов должна быть не менее 100 мм, длина — от 900 до 1000 мм. На поясе укрепляются три кольца: одно — для закрепления стропы пояса, другое — для застегивания карабина стропы и третье — для крепления страхующего каната. Стропа пояса, предназначенная для захватывания за опоры или конструкции, изготовляется из ремня, цепи или капронового фала в соответствии с требованиями ГОСТов и прикрепляется наглухо к правому кольцу, а к другому концу стропы наглухо прикрепляется карабин.

Карабин кроме замка с пружиной должен иметь дополнительную защелку для предотвращения самопроизвольного раскрытия.

При работах, производимых вблизи токоведущих частей, находящихся под напряжением, на линиях электропередачи или в распределительных устройствах следует применять пояс со стропой из ремня, капронового фала или хлопчатобумажной веревки. Для работ, производимых на отключенных линиях электропередачи или распределительных устройствах, а также вдали от напряжения, допускается применение поясов с цепью. Если в процессе эксплуатации предохранительный пояс подвергся динамической нагрузке (при рывке в случае падения работающего), пояс должен быть изъят из эксплуатации и до проведения испытания статической нагрузкой в целях проверки его целости не должен использоваться. Пояс, детали которого получили какие-либо повреждения от динамической нагрузки, должен быть уничтожен.

Страхующий канат применяется как дополнительная мера безопасности. Пользование им обязательно в тех случаях, когда место работы находится на расстоянии, не позволяющем закрепиться стропой предохранительного пояса за опору или конструкцию.

Монтерские когти предназначены для подъема и опускания по гладким опорам и столбам линий электропередачи. Монтерские когти должны быть осмотрены, при этом следует обратить, внимание на исправность ремней, пряжек, шипов, на отсутствие трещин и т. п.

При обслуживании электрооборудования, расположенного на высоте до 5 м, применяются монтерские приставные лестницы и стремянки.

Высота лестниц не должна превышать 4,5 м. При работах на высоте более 5 м следует применять леса и подмости.

Штанги изолирующие. Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т. п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), для наложения переносных заземлений, а также для освобождения пострадавшего от электрического тока.

Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки.

Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.

Оперативные штанги могут иметь сменные головки (рабочие части) для выполнения различных операций. При этом должно быть обеспечено их надежное закрепление.

12.2 Пожарная безопасность

Практика проектирования промышленных предприятий привела к необходимости ввести общую классификацию пожарои взрывобезопасности технологических процессов производств. Все производственные процессы подразделяются на пять категорий (категории А, Б, В, Г, Д).

Газотурбинная установка отвечает требованиям пожарои взрывобезопасности по ТКП 474−2013, категория производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности — «Г».

Здание состоит из различных конструктивных элементов, обладающих различной огнестойкостью и относящихся к различным группам возгораемости. Способность здания в целом сопротивляться разрушению в условиях пожара характеризуется пределом огнестойкости и группой возгораемости таких конструктивных элементов, как несущие стены, колонны, перекрытия, перегородки и противопожарные стены и называется степенью огнестойкости.

По степени огнестойкости здания классифицируются на восемь степеней, обозначаемых римскими цифрами I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII (ТКП 45−2.02−142−2011).

Корпус газотурбинной установки по огнестойкости несущих и ограждающих конструкций относится к степени III, а класс огнестойкости здания II.

Все устанавливаемое электрооборудование подлежит заземлению путем присоединения к внутреннему контуру заземления зданий и помещений в соответствии с требованиями ПУЭ.

Пожарная безопасность кабельного хозяйства достигается путем разделения кабельных сооружений огнестойкими перегородками на отсеки, герметизацией отверстий при проходе кабелей через стены и перекрытия, применения кабелей с защитными покровами, не распространяющими горение, и другими мероприятиями, предусмотренными разделом 2 ПУЭ и разделом 5 «Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий» РД 34.49−101.87.

Для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зонах обслуживания электротехнических устройств и установок предусматривается для вновь проектируемых зданий и сооружений наружное заземляющее устройство, которое объединяется с существующим контуром наружного заземления. Для защиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции проектом предусматривается выполнение защитного заземления и зануления оборудования путем соединения его с контуром заземления или нулевыми проводниками в соответствии с требованиями главы 1.7 ПУЭ. Предусматривается выравнивание потенциалов земли в местах входов и выходов в здания и сооружения, содержащие электроустановки.

Взрывопожаробезопасность обеспечивается следующими мероприятиями:

? применением несгораемых и трудносгораемых конструкционных материалов, изоляционных и лакокрасочных покрытий, не распространяющих огонь;

? отстройкой трубопроводов масляной, топливной и воздушной систем ГТУ от резонансных колебаний;

? исключением взрывоопасных скоплений масловоздушной смеси и газа в элементах ГТУ;

? установкой датчиков сигнализации о пожаре и датчиков загазованности;

? выполнением электрооборудования ГТУ с учетом требований по пожаробезопасности для газовых помещений;

? расположением агрегатов топливной и масляной систем ГТУ, исключающим их недопустимый нагрев;

? наличием трубопроводов подачи огнегасящего вещества (углекислоты) в контейнер газотурбинного двигателя;

? наличием трубопроводов водяного охлаждения маслобаков турбин.

При расширении станции увеличение штатного расписания не предусматривается, в связи с этим потребление воды питьевого качества остается в пределах действующего разрешения на спецводопользование. Расчетные расходы воды, обеспечивающие наружное и внутреннее пожаротушение зданий, предусмотренных реконструкцией станции, не превышают расчетных расходов, требуемых на пожаротушение главного корпуса. В связи с этим существующая система хозпитьевого и противопожарного водопровода остается в существующем исполнении. Расходы воды на охлаждение устанавливаемого оборудования обеспечиваются системой хозпитьевого противопожарного водопровода.

В соответствии с техническими условиями на устанавливаемые турбины, корпус контейнера газотурбинного двигателя оборудован трубопроводами газового пожаротушения и датчиками пожарной сигнализации. В качестве огнегасящего вещества предусматривается использование двуокиси углерода — СО₂.

Автоматические установки газового пожаротушения, устанавливаемых газотурбинных двигателей, опор и корпусов турбоагрегатов выполняются по ТКП 45−2.02−190−2010 «Пожарная автоматика зданий и сооружений».

Подводящие трубопроводы запитываются от станции газового пожаротушения.

Размещение станции газового пожаротушения предусматривается в выгороженном помещении в здании ЭТ ГТУ, имеющем отдельный выход наружу.

Устанавливаемые ГТУ оборудованы своей системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает все функции управления работы турбины, включая пожаротушение, контроль загазованности и пожарную сигнализацию.

Пожарная сигнализация предназначается для быстрого сообщения о пожаре, возникшем в том или ином сооружении или помещении.

Системы электрической пожарной сигнализации (ЭПС) могут быть автоматического или ручного действия. Системы автоматической пожарной сигнализации в зависимости от датчиков, извещающих о пожаре, подразделяются на тепловые (т. е. регулирующие на повышение температуры в помещении), дымовые (реагирующие на появление дыма), световые (реагирующие на появление пламени) и комбинированные.

Оборудование ГТУ приспособлено к работе со стационарной системой противопожарной сигнализации и защиты.

Автоматической пожарной сигнализацией оборудуются служебные, бытовые, гардеробные помещения ЭТ ГТУ. Проектирование автоматической пожарной сигнализации выполняется в соответствии ТКП 45−2.02−190−2010 «Пожарная автоматика зданий и сооружений».

Существующая система пенопожаротушения обеспечивает пожаротушение существующего склада мазута и эстакады мазутослива.

Пенопожаротушение сооружаемого хозяйства аварийного дизельного топлива для ГТУ осуществляется стационарными установками с помощью передвижной пожарной техники.

При этом существующая система пенопожаротушения сохраняется, так как расчетные расходы раствора пенообразователя не превышают расходов, необходимых на пожаротушение существующего склада мазута.

Эвакуационные пути должны обеспечивать безопасную эвакуацию всех людей, находящихся в помещениях зданий, через эвакуационные выходы. Выходы являются эвакуационными, если они ведут из помещений:

? первого этажа наружу непосредственно или через коридор, вестибюль, лестничную клетку;

? любого этажа, кроме первого, в коридор, ведущий на лестничную клетку, или непосредственно на лестничную клетку;

? в соседнее помещение на том же этаже, обеспеченное выходами, указанными в предыдущих подпунктах.

Эвакуационные выходы из здания и помещений запроектированы согласно действующим нормам ТКП 45−2.02−22−2006 (не менее двух). В качестве второго эвакуационного выхода со 2-го этажа предусмотрена стальная наружная лестница с углом наклона маршей 1:1.

13. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТАНЦИИ

Рассчитаем технико-экономические показатели ТЭЦ до расширения.

Для определения технико-экономических показателей необходимо знать объем и режим годового электропотребления.

Весь год представляем в виде двух периодов — летнего и зимнего. Продолжительность летнего периода принимаем равной n_л = 210 суток, а зимнего — n_з = 155 суток.

Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботнего и воскресного. Каждый сезон представляем одним суточным графиком.

Ниже приведены данные по конфигурации этих графиков (таблица 13.1). Максимальную нагрузку рекомендуется принимать на уровне, равном 95% установленной мощности энергосистемы:

Таблица 13.1 — Суточные графики нагрузки

Произведем расчет характеристики относительных приростов электростанции. ХОП энергоблока или электростанции определяется как:

(13.1)

где q — относительный прирост расхода тепла турбоагрегата;

b — относительный прирост расхода топлива котлоагрегата:

(13.2)

где — среднегодовой КПД котла (принимаем).

По формуле (13.2):

т у. т./Гкал.

Тогда относительный прирост топлива по конденсационному циклу по формуле (13.1):

т у. т./МВтч.

Энергетическая характеристика ПТ-60:

(13.3)

где МВт;

Гкал/ч;

Распределению электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ предшествует распределение отпуска тепла между агрегатами и определение на основе этого теплофикационной мощности. Для решения этой задачи следует знать величину и графики тепловой нагрузки каждого агрегата.

График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток. Однако для летних суток величину теплофикационной нагрузки определяем как:

(13.4)

Величину же зимней нагрузки принимаем на уровне:

(13.5)

График производственной нагрузки принимаем неизменным для всего года и считаем его двухступенчатым:

С 0 до 8 часов (13.6)

С 8 до 24 часов (13.7)

Максимальную производственную нагрузку примем равной 90% от номинальной величины отбора:

(13.8)

Тепловую нагрузку между агрегатами распределяем поровну.

Найденная теплофикационная электрическая мощность вписывается в базовую часть графика электрической нагрузки станции как вынужденная мощность. К вынужденной мощности относится необходимая конденсационная мощность, обусловленная пропуском пара в конденсат. Эту мощность принимаем равной 5% от номинальной мощности. Тогда полная вынужденная мощность агрегата и всей ТЭЦ определяется как:

(13.9)

где обусловлена пропуском пара в конденсатор.

Тогда по формулам (13.4)? (13.8):

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч.

Для зимнего периода:

Для летнего периода:

Рассчитаем технико-экономические показатели работы станции.

Число часов использования установленной мощности электростанции:

(13.10)

По (13.10) получим:

Годовой расход топлива электростанцией. Для ТЭЦ расход топлива на выработку электроэнергии может быть определен следующим образом.

При известном суточном графике нагрузки станции можно определить график для каждого энергоблока, разделив нагрузки на число блоков. Зная электрическую нагрузку и энергетическую характеристику турбоагрегата, можно определить расход тепла на агрегат за каждый час суток и за сутки:

(13.11)

Далее определим суточный расход топлива на производство электроэнергии:

(13.12)

Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход:

(13.13)

Почасовой расход топлива в зимний и летний период по формуле (13.3):

Для зимнего периода получим:

Гкал/cут.

Для летнего периода получим:

Гкал/cут.

Объединив выражения (13.12) и (13.13) и подставляя численные значения, получим:

т у. т./год.

Расход топлива ТЭЦ на выработку тепла считаем следующим образом:

(13.14)

.(13.15)

Получим по формулам (13.14) и (13.15):

Гкал/год,

т у. т./год.

Суммарный расход топлива по ТЭЦ за год по формуле (13.16):

т у. т./год,(13.16)

т у. т./год.

Удельный расход топлива на 1 МВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:

.(13.17)

По формуле (13.17) получим:

т у. т./МВт· ч.

Условно переменные затраты определяются как произведение цены топлива на его расход:

.(13.18)

По формуле (13.18) получим:

у. е.

Условно постоянные расходы складываются из затрат на амортизацию, заработную плату и прочих затрат (вспомогательные материалы и пр.).

Амортизационные отчисления определяются по формуле (13.19):

(13.19)

где — норма амортизационных отчислений в относительных единицах, = 6,9 ;

— удельные капвложения в электростанцию.

Для ТЭЦ 130

у. е.

Заработная плата рассчитывается как:

(13.20)

где — штатный коэффициент (= 0,525 чел/МВт);

— среднегодовой фонд заработной платы, принимаем на уровне 6000 у.е./чел.год.

По формуле (13.20) получим:

у. е.

Суммарные эксплуатационные затраты:

(13.21)

где — коэффициент, учитывающий прочие расходы (= 0,1).

По формуле (13.21) получим:

у. е.

Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы:

.(13.22)

Себестоимость 1 Гкал/час, отпущенного в сеть:

(13.23)

где — суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску электроэнергии.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются:

(13.24)

где — суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску тепла.

Суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску тепла:

(13.25)

По формулам (13.22)-(13.25) получим:

у. е.,

у. е.,

у. е./МВт· ч = 0,575 у.е./кВт· ч,

у. е. год/Гкал.

Эксплуатационные расходы в электрических сетях:

(13.26)

где p — коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый равным ;

— стоимость электрических сетей, принимаемая равной 50% от стоимости электростанции.

По формуле (13.26):

у. е.

Общие затраты в энергосистеме:

у. е.

Себестоимость 1 кВтч, полезно отпущенного потребителям:

(13.27)

где — коэффициент потерь в сетях ();

— стоимость покупной (продаваемой) энергии, принимаем равной 0.

По формуле (13.27) получим:

у. е./МВт•ч = 0,769 у.е./кВт· ч.

Стоимость реализации энергии:

(13.28)

где — средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям (= 130 у.е./МВтч);

— средний тариф на тепло, отпускаемое потребителям (= 47 у.е./Гкал).

По формуле (13.28) получим:

у. е.

Прибыль энергосистемы:

(13.29)

у. е.

По формуле (9.29) получим:

у. е.

Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная прибыль), после осуществления всех выплат:

(13.30)

где j — налог на прибыль (принять равным 0,3);

По формуле (13.30) получим:

у. е.

Фондоотдача:

(13.31)

где Ф_о — стоимость основных фондов энергосистемы, равная сумме стоимостей электростанций и сетей:

(13.32)

По формуле (13.32) получим:

у. е.

По выражению (13.31) получим:

Рентабельность:

.(13.33)

По выражению (13.33) получим:

Коэффициент эффективности использования установленной мощности электростанций и всей энергосистемы в целом можно найти по выражению:

(13.34)

где — средняя рабочая мощность, определяемая для электростанции по выражению:

.(13.35)

При определении учитывается только вывод в плановый ремонт. Остальные слагаемые опускаем. Для одного энергоблока:

(13.36)

где — установленная мощность блока;

— время его ремонта;

— длительность календарного периода (365 суток).

для станции в целом определяется как сумма величин по всем блокам, выводимым в ремонт.

Среднюю установленную мощность принимаем равной номинальной мощности (), пренебрегая с целью упрощения влиянием различных факторов на снижение этой мощности.

Следует заметить, что и для электростанций определяется как сумма этих величин по энергоблокам, а для энергосистемы — как их сумма по электростанциям.

По формулам (13.35) и (13.36) получим:

Коэффициент эффективности использования установленной мощности по (13.34):

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте была спроектировано расширение ТЭЦ мощностью 180 МВт с установкой газотурбинной надстройки мощностью 110 МВт.

Для этого вначале была обоснована необходимость сооружения ТЭЦ, затем было выбрано основное тепломеханическое оборудование.

На следующем этапе, в соответствие с мощностями турбин, были выбраны генерирующие мощности и, в соответствии с мощностями, была принята главная схема электрических соединений.

Далее был произведен расчет токов короткого замыкания для дальнейшего выбора коммутационной и измерительной аппаратуры и токоведущих частей.

В соответствии с электрической схемой приняли конструкции РУ.

Чтобы обеспечить бесперебойную работу электроэнергетической системы был произведен выбор устройств релейной защиты шин, трансформаторов, генераторов и двигателей.

Рассмотрен также ряд вопросов охраны труда и окружающей среды, непосредственно затрагивающих проектирование данной станции.

В представленном дипломном проекте также был осуществлен расчет технико-экономических показателей ГТУ, который показал выгодность расширения ТЭЦ.

электростанция автоматика ток замыкание

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов.? 4-е изд., перераб. и доп.? М.: Энергоатомиздат, 1989.? 608 с.

2 Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

3 Электрическая часть электрических станций и подстанций: методические указания к курсовому проектированию для студентов специальностей 1−43 01 01 «Электрические станции», 1−43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети», 1−53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами» (специализация - 1−53 01 04 03 «Автоматизация и релейная защита электроустановок») / сост. В. Н. Мазуркевич, Л. Н. Свита, И. И. Сергей. - Минск, 2004. - 82 с.

4 Каталог продукции АВВ Automation Products AB: Справочник. — М.: Энергия, 2008. -74 с.

5 Электротехнический справочник, Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимов, А. Ф. Дьяков. — М.: МЭИ, 2004. — 963 с.

6 Васильев А. А., Крючков И. П., Наяшкова Е. Ф., Околович М. Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергия, 1990. - 576 с.

7 Околович М. Н. Проектирование электрических станций. Учебник для ВУЗов. — М.: Энергоатомиздат, 1982. — 311 c.

8 Правила техники эксплуатации электроустановок и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. - М.: Энергия, 1977. - 288 с.

Размещено на

9 Каталог продукции АБС ЗЭиМ Автоматизация: Справочник. — М, 2012.

10 Краткий каталог высоковольтного оборудования «Alstom» Grid: Справочные материалы. — М, 2013.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

Результаты расчета по программе MR21

Фаза А

ПPOГPAMMA MR1

MEXAHИЧECKИЙ PACЧET ГИБKИХ ПРОВОДОВ РУИВЛ БEЛOPУCCKАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПOЛИTEXHИЧECKАЯ АКАДЕМИЯ ИCXOДHЫE ДAHHЫE K PACЧETУ

Фаза В

ПPOГPAMMA MR1

MEXAHИЧECKИЙ PACЧET ГИБKИХ ПРОВОДОВ РУИВЛ БEЛOPУCCKАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПOЛИTEXHИЧECKАЯ АКАДЕМИЯ ИCXOДHЫE ДAHHЫE K PACЧETУ

Фаза C

ПPOГPAMMA MR1

MEXAHИЧECKИЙ PACЧET ГИБKИХ ПРОВОДОВ РУИВЛ БEЛOPУCCKАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПOЛИTEXHИЧECKАЯ АКАДЕМИЯ ИCXOДHЫE ДAHHЫE K PACЧETУ

Приложение Б

Результаты расчета по программе FLEBUS

Режим 1

Объект исследования: Пролет 110 кВ, длина 27,5 м, шинный, три отпайки ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Длина пролета, м: 27

Начальные тяжения в фазах А, В, и С, ДаН: 150,1 142,3 124,8

Стрелы провеса в фазах А, В и С, м: 1,35 1,35 1,34

Число отпаек: 3

Марка гирлянды изоляторов: ПС6-А, 110 кВ Марка провода: АС-330/27

Климатический режим: Обычный

— температура, C: 5

— скорость ветра, м/с: 0

— толщина гололеда, мм: 0

Вид КЗ: 2-хфазное Ток КЗ, кА: 20,82

Продолжительность КЗ, с: 0,15

Минимально допустимое междуфазное расстояние, м: 0,45

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА:

Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin:

фаза, А — фаза B — 1,954 м при t = 1,154 c.

фаза B — фаза C — 1,834 м при t = 0,368 c.

отп.1 ф. А — фаза B — 1,996 м при t = 1,376 c.

отп.1 ф. А — отп.1 ф. B — 2,703 м при t = 0,398 c.

отп.1 ф. B — фаза, А — 2,601 м при t = 1,006 c.

отп.1 ф. B — фаза C — 1,831 м при t = 0,622 c.

отп.1 ф. B — отп.1 ф. C — 2,817 м при t = 1,464 c.

отп.1 ф. C — фаза B — 2,228 м при t = 0,384 c.

отп.2 ф. А — фаза B — 1,376 м при t = 1,038 c.

отп.2 ф. А — отп.2 ф. B — 2,655 м при t = 0,426 c.

отп.2 ф. B — фаза, А — 2,241 м при t = 1,202 c.

отп.2 ф. B — фаза C — 1,129 м при t = 0,678 c.

отп.2 ф. B — отп.2 ф. C — 2,728 м при t = 0,790 c.

отп.2 ф. C — фаза B — 2,040 м при t = 0,378 c.

отп.3 ф. А — фаза B — 1,261 м при t = 1,016 c.

отп.3 ф. А — отп.3 ф. B — 2,643 м при t = 0,584 c.

отп.3 ф. B — фаза, А — 2,579 м при t = 1,140 c.

отп.3 ф. B — фаза C — 1,882 м при t = 0,584 c.

отп.3 ф. B — отп.3 ф. C — 2,839 м при t = 1,410 c.

отп.3 ф. C — фаза B — 2,682 м при t = 0,478 c.

Максимальные тяжения Tmax по сборным шинам и спускам составили:

фаза, А: 425,3 ДаН при t = 1,204 c.

фаза B: 435,2 ДаН при t = 1,266 c.

отп.1 ф. А: 36,99 ДаН при t = 0,014 c.

отп.1 ф. B: 40,41 ДаН при t = 0,054 c.

отп.2 ф. А: 64,31 ДаН при t = 0,026 c.

отп.2 ф. B: 74,60 ДаН при t = 0,066 c.

отп.3 ф. А: 60,44 ДаН при t = 0,026 c.

отп.3 ф. B: 53,49 ДаН при t = 0,044 c.

Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их отталкивания Y1max:

фаза, А: 0,172 м при t = 0,262 c на расстоянии 15,16 м от левого портала фаза B: 1,231 м при t = 0,378 c на расстоянии 13,50 м от левого портала Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их сближения Y2max:

фаза, А: 0,885 м при t = 1,224 c на расстоянии 12,93 м от левого портала фаза B: 0,266 м при t = 1,132 c на расстоянии 17,37 м от левого портала

Режим 2

Объект исследования: Пролет 110 кВ, длина 27 м, шинный, три отпайки ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Длина пролета, м: 27

Начальные тяжения в фазах А, В, и С, ДаН: 150,1 142,3 124,6

Стрелы провеса в фазах А, В и С, м: 1,34 1,35 1,35

Число отпаек: 3

Марка гирлянды изоляторов: ПС6-А, 110 кВ Марка провода: АС-330/27

Климатический режим: Горячий

— температура, C: 40

— скорость ветра, м/с: 0

— толщина гололеда, мм: 0

Вид КЗ: 2-хфазное Ток КЗ, кА: 20,82

Продолжительность КЗ, с: 0,15

Минимально допустимое междуфазное расстояние, м: 0,45

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА:

Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin:

фаза, А — фаза B — 1,938 м при t = 1,148 c.

фаза B — фаза C — 1,837 м при t = 0,372 c.

отп.1 ф. А — фаза B — 1,995 м при t = 1,372 c.

отп.1 ф. А — отп.1 ф. B — 2,703 м при t = 0,398 c.

отп.1 ф. B — фаза, А — 2,605 м при t = 1,004 c.

отп.1 ф. B — фаза C — 1,818 м при t = 0,606 c.

отп.1 ф. B — отп.1 ф. C — 2,811 м при t = 1,494 c.

отп.1 ф. C — фаза B — 2,234 м при t = 0,372 c.

отп.2 ф. А — фаза B — 1,382 м при t = 0,696 c.

отп.2 ф. А — отп.2 ф. B — 2,655 м при t = 0,422 c.

отп.2 ф. B — фаза, А — 2,229 м при t = 1,204 c.

отп.2 ф. B — фаза C — 1,139 м при t = 0,680 c.

отп.2 ф. B — отп.2 ф. C — 2,729 м при t = 0,788 c.

отп.2 ф. C — фаза B — 2,032 м при t = 0,394 c.

отп.3 ф. А — фаза B — 1,232 м при t = 1,016 c.

отп.3 ф. А — отп.3 ф. B — 2,640 м при t = 0,652 c.

отп.3 ф. B — фаза, А — 2,578 м при t = 1,154 c.

отп.3 ф. B — фаза C — 1,868 м при t = 0,578 c.

отп.3 ф. B — отп.3 ф. C — 2,825 м при t = 1,426 c.

отп.3 ф. C — фаза B — 2,680 м при t = 0,474 c.

Максимальные тяжения Tmax по сборным шинам и спускам составили:

фаза, А: 428,8 ДаН при t = 1,202 c.

фаза B: 417,5 ДаН при t = 1,266 c.

отп.1 ф. А: 111,3 ДаН при t = 0,014 c.

отп.1 ф. B: 47,97 ДаН при t = 0,052 c.

отп.2 ф. А: 158,5 ДаН при t = 0,028 c.

отп.2 ф. B: 73,44 ДаН при t = 0,058 c.

отп.3 ф. А: 223,0 ДаН при t = 0,040 c.

отп.3 ф. B: 32,52 ДаН при t = 1,042 c.

Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их отталкивания Y1max:

фаза, А: 0,184 м при t = 0,264 c на расстоянии 15,16 м от левого портала фаза B: 1,227 м при t = 0,382 c на расстоянии 13,50 м от левого портала Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их сближения Y2max:

фаза, А: 0,883 м при t = 1,224 c на расстоянии 12,93 м от левого портала фаза B: 0,278 м при t = 1,136 c на расстоянии 17,37 м от левого портала

Режим 3

Объект исследования: Пролет 110 кВ, длина 27 м, шинный, три отпайки ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Длина пролета, м: 27

Начальные тяжения в фазах А, В, и С, ДаН: 339,2 321,3 276,8

Стрелы провеса в фазах А, В и С, м: 1,35 1,35 1,34

Число отпаек: 3

Марка гирлянды изоляторов: ПС6-А, 110 кВ Марка провода: АС-330/27

Климатический режим: Голёдный

— температура, C: -5

— скорость ветра, м/с: 0

— толщина гололеда, мм: 15

Вид КЗ: 2-хфазное Ток КЗ, кА: 20,82

Продолжительность КЗ, с: 0,15

Минимально допустимое междуфазное расстояние, м: 0,45

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА:

Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin:

фаза, А — фаза B — 1,974 м при t = 0,770 c.

фаза B — фаза C — 2,103 м при t = 0,276 c.

отп.1 ф. А — фаза B — 1,998 м при t = 0,740 c.

отп.1 ф. А — отп.1 ф. B — 2,736 м при t = 0,282 c.

отп.1 ф. B — фаза, А — 2,584 м при t = 0,732 c.

отп.1 ф. B — фаза C — 2,060 м при t = 0,488 c.

отп.1 ф. B — отп.1 ф. C — 2,881 м при t = 0,554 c.

отп.1 ф. C — фаза B — 2,420 м при t = 0,314 c.

отп.2 ф. А — фаза B — 1,348 м при t = 0,742 c.

отп.2 ф. А — отп.2 ф. B — 2,668 м при t = 0,262 c.

отп.2 ф. B — фаза, А — 2,212 м при t = 0,750 c.

отп.2 ф. B — фаза C — 1,529 м при t = 0,426 c.

отп.2 ф. B — отп.2 ф. C — 2,773 м при t = 0,578 c.

отп.2 ф. C — фаза B — 2,275 м при t = 0,292 c.

отп.3 ф. А — фаза B — 1,552 м при t = 0,752 c.

отп.3 ф. А — отп.3 ф. B — 2,665 м при t = 0,286 c.

отп.3 ф. B — фаза, А — 2,652 м при t = 0,870 c.

отп.3 ф. B — фаза C — 2,065 м при t = 0,432 c.

отп.3 ф. B — отп.3 ф. C — 2,885 м при t = 0,542 c.

отп.3 ф. C — фаза B — 2,791 м при t = 0,254 c.

Максимальные тяжения Tmax по сборным шинам и спускам составили:

фаза, А: 590,2 ДаН при t = 0,210 c.

фаза B: 748,0 ДаН при t = 0,702 c.

отп.1 ф. А: 178,5 ДаН при t = 0,010 c.

отп.1 ф. B: 101,9 ДаН при t = 0,014 c.

отп.2 ф. А: 209,4 ДаН при t = 0,010 c.

отп.2 ф. B: 73,17 ДаН при t = 0,698 c.

отп.3 ф. А: 222,1 ДаН при t = 0,010 c.

отп.3 ф. B: 70,69 ДаН при t = 0,030 c.

Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их отталкивания Y1max:

фаза, А: 0,022 м при t = 0,202 c на расстоянии 26,18 м от левого портала фаза B: 0,949 м при t = 0,278 c на расстоянии 13,49 м от левого портала Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их сближения Y2max:

фаза, А: 0,929 м при t = 0,780 c на расстоянии 12,38 м от левого портала фаза B: 0,152 м при t = 0,746 c на расстоянии 9,334 м от левого портала

Режим 4

Объект исследования: Пролет 110 кВ, длина 27 м, шинный, три отпайки ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Длина пролета, м: 27

Начальные тяжения в фазах А, В, и С, ДаН: 150,1 142,3 124,8

Стрелы провеса в фазах А, В и С, м: 1,35 1,35 1,34

Число отпаек: 3

Марка гирлянды изоляторов: ПС6-А, 110 кВ Марка провода: АС-330/27

Климатический режим: Ветренный

— температура, C: -5

— скорость ветра, м/с: 25

— толщина гололеда, мм: 0

Вид КЗ: 2-хфазное Ток КЗ, кА: 20,82

Продолжительность КЗ, с: 0,15

Минимально допустимое междуфазное расстояние, м: 0,45

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА:

Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin:

фаза, А — фаза B — 1,929 м при t = 1,144 c.

фаза B — фаза C — 1,838 м при t = 0,360 c.

отп.1 ф. А — фаза B — 1,976 м при t = 1,386 c.

отп.1 ф. А — отп.1 ф. B — 2,700 м при t = 0,396 c.

отп.1 ф. B — фаза, А — 2,604 м при t = 1,002 c.

отп.1 ф. B — фаза C — 1,826 м при t = 0,608 c.

отп.1 ф. B — отп.1 ф. C — 2,813 м при t = 1,450 c.

отп.1 ф. C — фаза B — 2,221 м при t = 0,388 c.

отп.2 ф. А — фаза B — 1,361 м при t = 0,734 c.

отп.2 ф. А — отп.2 ф. B — 2,654 м при t = 0,442 c.

отп.2 ф. B — фаза, А — 2,252 м при t = 1,200 c.

отп.2 ф. B — фаза C — 1,175 м при t = 0,676 c.

отп.2 ф. B — отп.2 ф. C — 2,732 м при t = 0,792 c.

отп.2 ф. C — фаза B — 2,043 м при t = 0,374 c.

отп.3 ф. А — фаза B — 1,217 м при t = 1,008 c.

отп.3 ф. А — отп.3 ф. B — 2,640 м при t = 0,654 c.

отп.3 ф. B — фаза, А — 2,567 м при t = 1,178 c.

отп.3 ф. B — фаза C — 1,886 м при t = 0,588 c.

отп.3 ф. B — отп.3 ф. C — 2,839 м при t = 1,428 c.

отп.3 ф. C — фаза B — 2,682 м при t = 0,486 c.

Максимальные тяжения Tmax по сборным шинам и спускам составили:

фаза, А: 451,4 ДаН при t = 1,216 c.

фаза B: 406,2 ДаН при t = 1,276 c.

отп.1 ф. А: 107,1 ДаН при t = 0,052 c.

отп.1 ф. B: 57,42 ДаН при t = 0,064 c.

отп.2 ф. А: 256,3 ДаН при t = 0,044 c.

отп.2 ф. B: 98,93 ДаН при t = 0,104 c.

отп.3 ф. А: 207,4 ДаН при t = 0,054 c.

отп.3 ф. B: 75,55 ДаН при t = 0,062 c.

Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их отталкивания Y1max:

фаза, А: 0,175 м при t = 0,264 c на расстоянии 15,16 м от левого портала фаза B: 1,226 м при t = 0,374 c на расстоянии 13,50 м от левого портала Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их сближения Y2max:

фаза, А: 0,882 м при t = 1,222 c на расстоянии 13,21 м от левого портала фаза B: 0,267 м при t = 1,134 c на расстоянии 17,37 м от левого портала

Режим 5

Объект исследования: Пролет 110 кВ, длина 27 м, шинный, три отпайки ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Длина пролета, м: 27

Начальные тяжения в фазах А, В, и С, ДаН: 150,3 142,3 124,8

Стрелы провеса в фазах А, В и С, м: 1,34 1,35 1,34

Число отпаек: 3

Марка гирлянды изоляторов: ПС6-А, 110 кВ Марка провода: АС-330/27

Климатический режим: Морозный

— температура, C: -30

— скорость ветра, м/с: 0

— толщина гололеда, мм: 0

Вид КЗ: 2-хфазное Ток КЗ, кА: 20,82

Продолжительность КЗ, с: 0,15

Минимально допустимое междуфазное расстояние, м: 0,45

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА:

Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin:

фаза, А — фаза B — 2,134 м при t = 1,048 c.

фаза B — фаза C — 1,805 м при t = 0,364 c.

отп.1 ф. А — фаза B — 1,116 м при t = 1,448 c.

отп.1 ф. А — отп.1 ф. B — 2,642 м при t = 0,456 c.

отп.1 ф. B — фаза, А — 2,604 м при t = 1,058 c.

отп.1 ф. B — фаза C — 1,628 м при t = 1,314 c.

отп.1 ф. B — отп.1 ф. C — 2,795 м при t = 1,154 c.

отп.1 ф. C — фаза B — 2,244 м при t = 0,532 c.

отп.2 ф. А — фаза B — 1,044 м при t = 0,980 c.

отп.2 ф. А — отп.2 ф. B — 2,635 м при t = 0,646 c.

отп.2 ф. B — фаза, А — 2,417 м при t = 0,998 c.

отп.2 ф. B — фаза C — 1,292 м при t = 0,552 c.

отп.2 ф. B — отп.2 ф. C — 2,738 м при t = 0,730 c.

отп.2 ф. C — фаза B — 2,017 м при t = 0,328 c.

отп.3 ф. А — фаза B — 1,232 м при t = 0,786 c.

отп.3 ф. А — отп.3 ф. B — 2,634 м при t = 0,692 c.

отп.3 ф. B — фаза, А — 2,611 м при t = 1,024 c.

отп.3 ф. B — фаза C — 1,747 м при t = 1,240 c.

отп.3 ф. B — отп.3 ф. C — 2,829 м при t = 0,968 c.

отп.3 ф. C — фаза B — 2,673 м при t = 0,484 c.

Максимальные тяжения Tmax по сборным шинам и спускам составили:

фаза, А: 1310, ДаН при t = 0,004 c.

фаза B: 752,1 ДаН при t = 0,006 c.

отп.1 ф. А: 565,9 ДаН при t = 0,018 c.

отп.1 ф. B: 61,77 ДаН при t = 0,106 c.

отп.2 ф. А: 470,1 ДаН при t = 0,018 c.

отп.2 ф. B: 148,3 ДаН при t = 0,118 c.

отп.3 ф. А: 299,3 ДаН при t = 0,016 c.

отп.3 ф. B: 68,95 ДаН при t = 0,098 c.

Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их отталкивания Y1max:

фаза, А: 0,141 м при t = 0,272 c на расстоянии 15,73 м от левого портала фаза B: 1,267 м при t = 0,378 c на расстоянии 13,50 м от левого портала Максимальные отклонения сборных шин от своей оси на стадии их сближения Y2max:

фаза, А: 0,770 м при t = 0,966 c на расстоянии 12,07 м от левого портала фаза B: 0,212 м при t = 1,068 c на расстоянии 9,886 м от левого портала