Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 11.06.2014
Размер файла 9,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

С этой целью производятся измерения тока небаланса в катушке исполнительного органа (после фильтра высших гармоник) в режимах холостого хода генератора при максимально возможном напряжении при работе генератора на трехфазную закоротку при номинальном токе. Измерения выполняются на минимальном диапазоне уставок реле:

Iср.и.о.=Котс(Iнб.х+Ккр+Iнб.к) (10.8)

где Котс=1,5 - коэффициент отстройки;

Iнб.х, Iнб.к - токи небаланса соответственно при холостом ходе и работе на закоротку при номинальном токе;

Ккр - коэффициент кратности максимального значения периодической составляющей тока КЗ.

(6.9)

где - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора, о.е.;

- сопротивление трансформаторов блока, равное напряжению КЗ, о.е.

Если Iср.и.о. окажется более 40 мА (соответствует верхнему пределу тока срабатывания исполнительного органа), то измерение токов небаланса и определение Iср.и.о. должны быть повторены на небольшом диапазоне уставок.

По полученному значению Iср.и.о. определяют ток срабатывания на выходе реле (Iср.) с помощью характеристик Iвх=f(Iи.о.). показанных на рис. 10.4.б.

Iср.з=.Iср.КI (10.10)

где КI - коэффициент трансформации трансформаторов тока поперечной дифференциальной защиты;

Поскольку ток срабатывания защиты , как правило Iср.з0,2 Iном.г., при проектировании принимается Iср.з=0,2 Iном.г.

Таблица 6.2. Расчет продольной и поперечной дифференциальных защит генератора.

Наименование величины

Номер формулы

Расчетное выражение

Числовое значение

Линейные вводы

Нулевые вводы

Коэффициент трансформации ТТ

-

КI

12000/5

6000/5

Номинальный вторичный ток генератора, А

-

Iном.г.в=.Iном.г./ КI

Принятое число витков рабочей обмотке реле

-

Wр

144

Вторичный минимальный ток срабатывания реле, А

1

Расчетный ток небаланса, А

2

Iнб. расч=КоднfiI(3)

110,159051=5905,1

где I(3)= Iах=59051

Намагничивающая сила рабочей обмотки реле, А

3

Fp=(Котс./KI)Iнб. расч Wр

Намагничивающая сила тормозной обмотки реле, А

-

Fт (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 1 на рис.10.2)

790

Расчетное число витков тормозной обмотки реле (включена со стороны линейных вводов)

4

Wт.расч. = (Fт KI)/ Iт

Принятое число витков тормозной обмотке реле

-

Wт

30

Проверка чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора

6

6

-

Fср.р.- (определяется по тормозной характеристике реле-кривая 2 на рис.10.2)

1000

7

Кч=Fр/Fр.ср

Ток срабатывания поперечной защиты

-

Iср.з=0,2 Iном.г.

0,210200=2040

7. Выбор главной схемы ору-220 кВ и ОРУ-110 кв. расчёт дисконтированных затрат ОРУ-220 и ОРУ-110

Схемы РУ повышенных напряжений входят в состав электростанций различных типов и районных подстанций. К этим РУ подключаются потребительские линии, линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд.

Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надежность как выдачи станцией мощности, так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надежность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.

Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований [3]:

· ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединения;

· воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;

· трансформаторы блоков отключается от РУ не более, чем тремя выключателями;

· автотрансформатор связи двух РУ отключается не более, чем шестью выключателями на обоих РУ и не более, чем четырьмя в одном из РУ;

· отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтном режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, а также одновременному отключению нескольких линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы системы;

· при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном режиме РУ- не более двух блоков, при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.

В виду отсутствия агрессивной среды и тяжелых природных условий Центрального района отдается предпочтение РУ открытого типа.

7.1 Выбор главной схемы ОРУ-220 кВ

В соответствии с нормами технологического проектирования выбор главных схем производится по надёжности. Для схем, имеющих одинаковую надёжность делается сравнение вариантов по технико-экономическим показателям.

Требования по надёжности к станциям блочного типа:

На блочных станциях отказ любого из выключателей, кроме секционного и шиносоединительного, не должен, как правило, приводить к отключению более одного блока и нескольких линий. При отказе секционного или шиносоединительного выключателей допускается отключение двух блоков. Отказ любого из выключателей не должен, как правило, приводить к отключению транзита мощности на напряжение 110 кВ и выше.

Выбор схемы производится таблично-логическим методом.

Принимаем к рассмотрению 2 схемы для ОРУ-220 кВ.:

· «Полуторная схема с подключением одной линии через развилку из 2-х выключателей»;

· «2 рабочих системы шин с обходной».

Схемы ОРУ-220 кВ представлены на рис. 7.1. и 7.2.

7.1.1 Расчёт показателей надёжности схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Расчет ведем по [2, с. 92-95].

Показатели надёжности [1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499] и [2, табл. 4.1, с. 85] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в табл. 5.1

Таблица 7.1 Показатели надёжности элементов РУ

Элемент схемы

т

Тр

Тв

aст

aоп

aкз

1/год

1/год

ч

ч

-

-

-

Выключатели 220 кВ

0.02

0.2

45

20

0.1

0.004

0.004

Автотрансформаторы

0.025

1.0

30

60

-

-

-

Сборные шины

0.013

0.166

3

5

-

-

-

Блоки

8.26

15

1007

45

-

-

-

ЛЭП (одноцепные, на металлических опорах)

0.5

на 100 км

2,8

на 1 линию

17

на 1 линию

14.3

-

-

-

Определим показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов).

.

Определим показатели надёжности сборных шин [2, с. 87-95].

;

;

[ч].

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

.

Определим показатели надёжности блока [1, с. 499].

[ч] - среднее время работы блока в году,

где ;

;

.

Определим показатели надёжности автотрансформатора.

.

Определим показатели надёжности выключателей Q1,Q6,Q7,Q10,Q12,Q13,Q15,Q16,Q21,Q22 и Q23, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.

;

Число операций выключателем в год:

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q2,Q5 и Q8, которые коммутируют отходящие линии и блоки.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q17 и Q20, которые коммутируют отходящие линии и автотрансформаторы связи.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q18 и Q19 , которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q3,Q4 и Q9, которые коммутируют блоки и сборные шины.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q11 и Q14, которые коммутируют отходящие линии между собой.

;

;

.

Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.

Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.

.

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл. 7.2

Таблица 7.2. Таблица надёжности для схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

Q15

Q1

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q2

PГ1, 1.5 ч

-

PГ1, TВ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q3

PГ1, 1.5 ч

-

PГ1, TВ

-

-

-

-

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

Q4

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q5

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q6

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

Q7

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

Q8

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

PГ3, TВ

-

-

-

-

-

-

Q9

PГ3, 1.5 ч

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

PГ3, TВ

-

-

-

-

-

-

Q10

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q11

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q12

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

Q13

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q14

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q15

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

Q16

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q17

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q18

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

Q19

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q20

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q21

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

Q22

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q23

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1СШ(A1)

-

-

PГ1, TВ

-

-

-

PГ3, TВ

-

-

-

-

2СШ(A2)

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

-

-

AT1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

AT2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W1

-

-

-

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W2

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

Продолжение таблицы 7.2.

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q16

Q17

Q18

Q19

Q20

Q21

Q22

Q23

1СШ

2СШ

АТ1

АТ2

W1

W2

W3

Q1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ1, 1.5ч

-

-

-

-

-

Q2

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ1, TВ

-

-

-

-

-

-

Q3

PГ1, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q4

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q5

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

PГ2, TВ

-

-

-

-

-

Q6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

Q7

-

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ3, 1.5ч

-

-

-

-

-

Q8

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

PГ3, TВ

-

-

-

-

-

-

Q9

PГ3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q10

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q11

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q12

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q13

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q14

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q15

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q16

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q17

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q18

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q19

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q20

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q21

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q22

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q23

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1СШ(A1)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2СШ(A2)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

AT1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

AT2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.1.2 Определение системного ущерба схемы 3/2 (ОРУ-220 Кв)

Определим системный ущерб, возможный в рассматриваемой схеме (см. рис. 7.1 и табл. 7.1).

7.1.3 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.

Таблица 7.3.

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.

Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.

Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.

0

1.000

1

0.8696

5960.435

5183.194

2

0.7562

5960.435

4507.28

3

0.6575

5960.435

3918.986

4

0.5718

5960.435

3408.176

5

0.4972

5960.435

2963.528

Суммарные дисконтированные затраты

127621.164

7.1.4 Расчёт показателей надёжности схемы 2 рабочие СШ с обходной (ОРУ-220 кВ)

См. п. 7.1.1

Определим показатели надёжности сборных шин [2, с. 87-95].

;

;

[ч].

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

.

Определим показатели надёжности блока [1, с. 499].

[ч] - среднее время работы блока в году,

где ;

;

.

Определим показатели надёжности автотрансформатора.

.

Определим показатели надёжности выключателей Q4-13, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.

;

Число операций выключателем в год:

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q1-3, которые коммутируют сборные шины и блоки.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q14 и Q15 , которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;

;

.

Определим показатели надёжности выключателя QA, который коммутирует сборные шины между собой.

;

;

.

Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.

Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.

.

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Определим время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт сборных шин в момент времени Tвi < Tрj.

[ч].

Таблица надёжности для данной схемы представлена в табл. 7.4

Таблица 7.4 Таблица надёжности для схемы 2 рабочих СШ с обходной (ОРУ-220 кВ)

Отказ элемента

Нормальный режим работы

Ремонтные режимы

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

Q15

Q1

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q2

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q3

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q4

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q5

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q6

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q7

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q8

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q9

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q10

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q11

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q12

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q13

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q14

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q15

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1СШ (A1)

PГ1,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2СШ (A2)

PГ2, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

СВ(QA)

PГ1,2,3, 1.5 ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

AT1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

AT2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Окончание таблицы 7.4

Отказ элемента

Ремонтные режимы

1СШ (A1)

2СШ (A2)

СВ(QA)

Q1

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q2

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q3

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q4

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q5

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q6

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q7

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q8

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q9

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q10

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q11

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q12

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q13

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

Q14

PГ1,3, 1.5 ч

PГ1,3, 1.5 ч

-

Q15

PГ2, 1.5 ч

PГ2, 1.5 ч

-

1СШ (A1)

PГ1,2,3, Tв

-

2СШ (A2)

PГ1,2,3, Tв

-

СВ(QA)

7.1.5 Определение системного ущерба схемы 2 рабочие СШ с обходной (ОРУ-220 Кв)

7.1.6 Определение дисконтированных затрат схемы 2 рабочих сш с обходной (ОРУ-220 Кв)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Определим затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы.

Таблица 7.5

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.

Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.

Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.

0

1.000

79560

79560

1

0.8696

8047.777

6998.347

2

0.7562

8047.777

6085.728

3

0.6575

8047.777

5291.413

4

0.5718

8047.777

4601.718

5

0.4972

8047.777

4001.354

Суммарные дисконтированные затраты

106538.56

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем схему «2 рабочие СШ с обходной».

7.2 Выбор главной схемы ОРУ-110 кВ

Примем к рассмотрению 2 схемы:

· 3/2 с подключением одной линии через развилку выключателей;

· 2 рабочие системы шин с обходной

7.2.1 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-110 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Т.к. на стороне 110 кВ нет подключенных блоков, величина системного ущерба не учитывается.

Таблица 7.6

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.

Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.

Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.

0

1.000

1

0.8696

547.052

2

0.7562

475.714

3

0.6575

413.623

4

0.5718

359.71

5

0.4972

312.781

Суммарные дисконтированные затраты

53588.88

7.2.2 Определение дисконтированных затрат схемы 2 рабочих СШ с обходной (ОРУ-110 кВ)

Определим капитальные затраты. По [3, табл. П.5.4, с. 638] определим стоимость одной ячейки ОРУ.

[тыс. руб.].

Определим годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.5.1).

[тыс. руб.].

Таблица 7.7

Период времени t, год.

Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)2.

Капитальные вложения и затраты Кt+Зt, т.р.

Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Зt)dt, т.р.

0

1.000

1

0.8696

447.588

2

0.7562

389.22

3

0.6575

338.419

4

0.5718

294.308

5

0.4972

255.911

Суммарные дисконтированные затраты

43845.446

Произведем сравнение дисконтированных затрат двух вариантов:

На основе полученных результатов для дальнейших расчетов выбираем схему «2 рабочие СШ с обходной».

8. Вопросы по экологичности и безопасности

8.1 Блокировки

Различают два основных вида блокировок: блокировки безопасности и оперативные.

Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к токоведущим частям или частям оборудования, находящимся под напряжением.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений.

Оперативные блокировки подразделяются на механические, электромагнитные и микропроцессорные.

Электромагнитная блокировка необходима для правильного выполнения операций с разъединителями, отделителями и заземляющими ножами разъединителей и отделителей. С ее помощью предотвращаются неправильные действия персонала, которые могут привести к аварии и при необходимости могут задаваться последовательности выполняемых работ с разъединителями при оперативных переключениях.

Для электромагнитной блокировки создается сеть выпрямленного постоянного тока 220(В). Оперативная блокировка на основе микропроцессорной техники (сокращенно - программная блокировка) рекомендована п. 8.3. СО 153-34.20.187-2003 «Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» Министерства энергетики Российской Федерации.

В дипломном проекте рассматривается оперативная блокировка ячейки линии в схеме РУ-110 «Две рабочие системы шин с обходной» на микропроцессорной основе.

Рис. 8.1. Характерные элементы в схеме РУ две рабочие системы шин с обходной

Рис. 7.2. Схема электромагнитной блокировки в схеме РУ две рабочие системы шин с обходной

Рис. 8.3.Задание на программирование (логическая схема) для микропроцессорной блокировки.

На ОРУ планируется установить микропроцессорный терминал оперативной блокировки Сириус-2-ОБ [25].

Прибор Сириус-2-ОБ изготовляется ЗАО «РАДИУС Автоматика» и представляет собой вычислительно-исполнительное устройство для осуществления управления элементами электромагнитной и электрической блокировки высоковольтного электрооборудования при выполнении оперативных переключений.

Функциональные возможности терминала Сириус-2-ОБ:

Рис. 8.4. Терминал Сириус-2-ОБ

· контролирование рабочего положения коммутирующих устройств и индикация текущего состояния;

· мониторинг исправности цепей и узлов блок-контактов аппаратуры распределительных установок;

· формирование команды на разрешение по оперативному переключению;

· дистанционная сетевая установка посредством канала связи с диспетчерским комплексом или местная загрузка исходных данных программного задания внутренней конфигурации;

· постоянная запись заданных параметров конфигурации в течение всего срока эксплуатации с формированием журнала событий;

· тестирование работоспособности с последующим информированием о наличии сбоев в работе и о появлении неисправностей, связанных с релейными или сетевыми каналами с помощью светодиодов;

· сброс удаленным методом инициализации сигнализации с пульта управления прибора или путем подачи соответствующего сигнала на дискретный вход;

· отсечение напряжения со всех выходов при выявлении отклонений по параметрическим показателям.

При обнаружении в процессе самодиагностики неисправности микропроцессорный терминал оперативной блокировки выдает сигнал аварийной тревоги и задействует фиксирующие приводы для исключения ложных включений.

8.2 Расчет зон защиты молниеотводов

На электростанциях и ОРУ от прямых ударов молнии объекты защищают молниеотводами трех типов: в виде тросовой защиты, в виде отдельных стержневых молниеотводов и в виде сетки. В РУ защищаются несколько уровней расположения оборудования. Как правило, должны учитываться три уровня высоты: линейные (входные) порталы, шинные порталы и оборудование. В общем виде рисуются три зоны защиты для каждого уровня.

Проведем расчет молниеотводов для ОРУ-220 кВ:

Принцип размещения молниеотводов на ОРУ-220 кВ приведен на рис. 8.5.

Молниеотводы стоящие на линейных порталах (1-8):

Высота конуса защиты (м), где h=30 м;

Радиус основания конуса защиты:

(м);

Радиус зоны защиты на высоте 11 м.:

(м);

Радиус зоны защиты на высоте 16.5 м.:

(м);

Расчет парных молниеотводов (2-5, 3-6, ...):

h<L<2h, L=40.5 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м. :

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м.:

(м);

Расчет парных молниеотводов (1-5, 2-6, ...):

h<L<2h, L=46 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м.:

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м.:

(м).

Расчет парных молниеотводов (1-2, 5-6, ...):

h<L<2h, L=30,8 м,

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 16.5 м.:

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 11 м. :

(м).

Установленные молниеотводы полностью закрывают зоны на уровнях 16.5 и 11 м. ОРУ-220 кВ, так как все значения положительны, что видно на рис. 8.5. Таким образом, принятых мер достаточно для обеспечения надежной защиты оборудования и конструкций от прямых ударов молний.

Рис. 8.5. Схема молниезащиты на высотах 11 (А) и 16,5 (Б) м. для ОРУ 220 кВ.

8.3 Расчет заземляющего устройства ОРУ-110

На электрических установках защитному заземлению подлежат корпуса турбин, генераторов, трансформаторов, насосов и всего вспомогательного оборудования, где имеется электропривод, корпуса, рамы, фланцы и цоколи электрических аппаратов, каркасы щитов и щитков, приводы, ограждения и все прочие металлические конструкции, которые нормально не находятся под напряжением, но при пробое изоляции на корпус получают потенциал.

На корпусах, аппаратах и конструкциях предусматривается болт для заземления или присоединение осуществляется приваркой.

Все элементы присоединяются параллельно к проводникам заземления и далее к общей магистрали этажа, прокладываемой обычно под окнами помещений с зазором между шиной и стеной; зазор предохраняет стены от ржавых пятен и металл от коррозии. Шины защитного заземления окрашиваются внутри помещения в черный цвет.

Минимальное сечение стальных шин заземляющих проводников для присоединений 83 мм [3, стр. 270-276], для магистралей 304 мм или 403 мм.

Магистрали всех этажей привариваются к нескольким стоякам здания, которые выводятся через фундамент и привариваются к наружному, располагаемому в грунте на глубине 0.5 - 0.7 м и отстоящему от стен здания на 1 - 2 м, кольцевому контуру заземления вокруг периметра здания.

Для контура применяется полосовая сталь сечением 404 мм, с прокладкой «на ребро».

Вдоль контура забиваются стержневые заземлители из круглой (арматурной) стали, труб или уголков. Круглая сталь берется диаметром 12 - 15 мм, трубы диаметром 40 - 60 мм, уголки 5050 или 6060 мм. Длина стержневых заземлителей 2 - 3 м, расстояние между ними не менее 3 - 4 м, соединение с полосой контура осуществляется сваркой.

Для выравнивания потенциала с целью снижения напряжения прикосновения и напряжения шага и, следовательно, повышения безопасности эксплуатации применяются выравнивающие сетки, прокладываемые под полом помещений.

Расчет заземляющего устройства (ЗУ) выполнен методом по напряжению прикосновения. Метод по напряжению прикосновения основан на методе Оллендорфа-Лорана, который в свою очередь основан на положении того, что величина сопротивления ЗУ в основном определяется площадью ЗУ, поэтому вводится параметр , где S - площадь реального ЗУ.

Рассчитаем напряжение прикосновения:

, где

- расчетный ток стекающий с ЗУ при однофазном коротком замыкании;

- сопротивление ЗУ;

- коэффициент напряжения прикосновения.

, где

м - длина вертикального заземлителя;

- суммарная длина горизонтальных полос;

м - расстояние между вертикальными заземлителями;

;

- параметр, зависящий от соотношения - сопротивления верхнего и нижнего слоя грунта соответственно;

измерения производились летом в сухую погоду (период наибольшего промерзания)

- поправочный коэффициент;

Омм, Омм,

, тогда по [3, стр. 598] М=0.69.

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней

[Омм], .

Сопротивление человека принимаем по [3, стр. 598] Омм.

Тогда .

Коэффициент напряжения прикосновения определится как:

.

Определим расчетный ток:

.

Из расчетов токов к. з.

кА, о.е., о.е., тогда

Расчетный ток за пределами электроустановки:

[кА].

Для дальнейшего расчета принимаем большее значение из двух токов, таким образом кА.

Определяем удельное эквивалентное сопротивление:

, для .

, где

м - глубина верхнего слоя грунта;

м - глубина заложения контура заземления.

[Омм].

Общая длина горизонтального заземлителя:

[м].

Определим число ячеек модельного ЗУ:

, принимаем .

Длина полос в расчетной модели:

.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии

а/lв=1 : , примем n=54.

Общая длина вертикальных стержней:

[м].

Относительная глубина закладки заземлителей в грунт:

, .

.

Сопротивление искусственного заземлителя определится как [3, стр. 596]:

[Ом].

Условие выполняется Ом.

Напряжение прикосновения равно:

[В].

Допустимое значение напряжения прикосновения для tв=0,1+0,03=0,13 c., где

tв- суммарное время действия релейной защиты и отключения выключателя, равно Uпр.дом.=470 В. В, таким образом обеспечена безопасность персонала на рабочих местах и участках обслуживания.

8.4 Экологическая безопасность при эксплуатации элегазовых выключателей

8.4.1 Введение

С начала 80-х годов прошедшего века произошел качественный скачок в технологии выпускаемых высоковольтных коммутационных аппаратов: на смену масляным и воздушным выключателям пришли аппараты с использованием в качестве изоляционной и дугогасительной среды вакуума или элегаза (газообразной шестифтористой серы).

Элегазовому оборудованию среднего напряжения традиционно отдают предпочтение во Франции, Италии, странах Скандинавии и Испании, а вакуумному - в Германии, Великобритании, Японии.

Что касается выключателей высокого, сверхвысокого и ультравысокого напряжения (от 110 до 1150 кВ), элегазовые выключатели в технически развитых странах практически вытеснили все другие типы аппаратов.

В ходе дипломного проектирования было принято решение установить элегазовые выключатели на ОРУ-220 и -110 кВ.

В данной главе дипломного проекта рассматриваются следующие вопросы:

· свойства элегаза;

· воздействие элегаза на здоровье человека;

· влияние элегаза на окружающую среду;

· меры безопасности при работе с чистым элегазом;

· меры безопасности при работе с элегазом, загрязненным продуктами разложения;

· описание режимов работы вентиляции;

· перспективы развития коммутационного и силового оборудования с элегазовой изоляцией в Российской Федерации и в других странах.

8.4.2 Свойства элегаза

Рис. 8.6 Молекулярное строение элегаза

Элегаз - это очень стойкий и инертный газ, который при нормальных условиях не вступает в реакцию ни с одним веществом, с которым контактирует, не растворяется в воде. Это тяжелый газ, его молекулярный вес - 146,0 г/моль (21,5% серы и 78,05% фтора).

Сродство с электроном у молекулы SF6 имеет положительный знак, благодаря чему свободный электрон, попавший в поле молекулы элегаза, захватывается ею и образуется устойчивый отрицательный ион.

Благодаря положительному сродству молекул SF6 с электроном и устойчивости получившегося отрицательного иона объясняется высокая электрическая прочность элегаза по сравнению с другими газами, например азотом или воздухом. На рисунке 2 [30] приведены зависимости пробивного напряжения для трансформаторного масла, элегаза и воздуха.

Соединение не стареет, т. е. не меняет своих свойств с течением времени, при электрическом разряде распадается, но быстро рекомбинирует (процесс, обратный ионизации), восстанавливая первоначальную диэлектрическую прочность, по этой причине элегаз является основным изоляционном материалом в коммутационном оборудовании 35 кВ и выше.

Рис. 8.7 Пробивное напряжение трансформаторного масла, воздуха и элегаза в зависимости от давления

Анализируя график, видно, электрическая прочность элегаза при давлении 3 бара (кг/см2) примерно в 2,5 раза выше, чем для воздуха, и равняется электрической прочности трансформаторного масла. Поэтому габариты элегазового оборудования более чем на порядок ниже габаритов воздушного оборудования такого же класса напряжения. Это позволяет сэкономить на площади, отводимой под электроустановку, что играет большую роль для северных территорий и стран с маленькой площадью.

Под воздействием электрических разрядов происходит разложение элегаза с образованием низших фторидов и свободного фтора.

В реальных условиях в электрических аппаратах в элегазе присутствуют пары воды, минеральных масел, примеси воздуха, а при возникновении электрического разряда пары металлов и других материалов камеры [30].

Рис. 8.8 Зависимость состояния элегаза от давления и температуры.

Как видно из рис. 3, температура сжижения элегаза при избыточном давлении (давлении заполнения оборудования) 0,3 МПа составляет -45 °С, а при 0,5 МПа она повышается до -30 °С. Таким образом, наибольшее рабочее давление и, следовательно, наибольший уровень электрической прочности элегаза в изоляционной конструкции ограничиваются возможностью сжижения элегаза при низких температурах. В связи с этим, выходом из ситуации является применение смеси элегаза с другими газами, у которых электрическая прочность лишь на 10...15 % ниже прочности чистого элегаза, а допустимое давление резко возрастает. Так, например, у смеси из 30 % элегаза и 70 % азота сжижение при температуре -45 °С наступает при давлении 8 МПа. Таким образом, допустимое рабочее давление для смеси оказывается примерно в 30 раз выше, чем для чистого элегаза. Еще одним вариантом повышения надежности работы электрооборудования при температурах - 40 °С и ниже является подогрев элегаза (бак элегазового выключателя во избежание перехода элегаза в жидкое состояние нагревают до плюс 12°С)

8.4.3 Воздействие элегаза на здоровье человека

Во время эксплуатации аппаратов интерес с экологической точки зрения представляют утечки элегаза и содержащихся в нем примесей различного происхождения. При работе с чистым элегазом опасно разбавление кислорода воздуха с понижением его концентрации ниже 16%. За счет высокой плотности элегаз способен длительное время сохраняться в открытых сосудах с горловиной в верхней части и заполнять углубления, траншеи, кабельные каналы, закрытые помещения, вытесняя из них воздух. Пребывание человека в среде с пониженной концентрацией кислорода (ниже 16%) может привести к удушью и потере сознания. Причем человек теряет сознание без каких-либо тревожных симптомов. Также опасен выброс газа из баллона под давлением, поскольку может произойти обморожение.

Таблица 8.1 Перечень продуктов разложения SF6, их свойства, характер воздействия на человека

Продукт распада

Химическая устойчивость в атмосфере

Отличительные особенности

Воздействие на организм человека

Монофторид серы

Быстрый распад

Бесцветный с неприятным запахом газ, при соединении с водяными парами выделяется сера и образуется туман, при электрических разрядах образуются сернистый ангидрид и сероводород

Затрудненное дыхание

Дифторид серы

Быстрый распад

Ядовитый, бесцветный газ с острым, раздражающим запахом

Головная боль, недомагание, раздражает дыхательные пути

Тетрафторид серы

Быстрый распад

Ядовитый, бесцветный, пахнущий газ

Кашель

Теонил фторид

Медленный распад

Ядовитый, пахнущий газ. Запах - "тухлых яиц"

Отек легочных тканей

Пентафторид серы

Полностью разлагается при температуре +200°С. Образуется при частичных разрядах, короне

Сильноядовитый бесцветный газ

В 20 раз сильнее фосгена

Тионид тетрафторид

Быстрый распад

Бесцветный с неприятным запахом газ

Затрудненное дыхание

8.4.4 Воздействие элегаза на окружающую среду

Рассмотрим влияние элегаза на окружающую среду.

Утечкам элегаза может способствовать проницаемость поверхностей оборудования, недостаточная герметичность или несоответствующее обращение с оборудованием, в том числе во время заправки. Данный аспект регулируется законодательно - по международным стандартам утечки из высоковольтных аппаратов должны составлять не более 1 % в год от массы заправки. Таким образом, утечки гексафторида серы являются нежелательным процессом, но при соблюдении установленных правил эксплуатации и допустимых уровней они не представляют собой особой опасности, несмотря на то, что официально элегаз признан парниковым газом с большим временем жизни в атмосфере - 3200 лет (согласно подсчетам экспертов из Межправительственной группы по изменению климата IPCC [32]). Но. вследствие чрезвычайно низкой концентрации элегаза в атмосфере (6,4 х 10-12 % [32]), его вклад в глобальное потепление является исчезающее малой величиной (менее 0,001%). Обратимся к массовым отношениям газов в атмосфере (точнее, стратосфере, если согласиться со сценарием IPCC, что элегаз сразу уходит в стратосферу):

Ежегодное производство элегаза составляет примерно 7000 т/год, утечки - 5000 т/год.

Массовый выпуск элегаза начался с 70-х годов, т.е. длится около 40 лет. Тогда максимально возможное общее содержание элегаза, перенесенного в стратосферу, составит 5000 т/год х 40 лет = 2 х 105 т. Содержание воздуха в атмосфере Земли - 5 х 1015 т. Концентрация элегаза при условии полного сохранения в стратосфере составит (2х 105т)/(5х 1015т) = 4х 10-11. Эта величина на 7 порядков меньше количества углекислого газа (3,5x10-4), поэтому трудно утверждать, что она является значимой с точки зрения влияния на парниковый эффект.

8.4.5 Меры безопасности при работе с чистым элегазом

1. Основная опасность при работе с чистым элегазом заключается в возможности (вероятности) попасть в среду с пониженной концентрацией кислорода и в связи с этим непригодную для дыхания. За счет высокой плотности элегаз способен длительное время сохраняться в открытых сосудах с горловиной в верхней части и заполнять углубления, траншеи, кабельные каналы, закрытые помещения, вытесняя из них воздух.

Пребывание человека в среде с пониженной концентрацией кислорода (ниже 13 %) может привести к удушью. Следует помнить, что человек теряет сознание без каких-либо тревожных симптомов.

2. В помещении, где производятся работы с элегазом и элегазовым оборудованием, должна быть установлена приточно-вытяжная вентиляция с забором воздуха из нижнего уровня.

3. Помещения, где возможно затопление элегазом, должны быть специально помечены плакатом и вход в них ограничен.

4. Прежде чем приступить к работе в аппарате, траншее, кабельном канале или закрытом помещении, необходимо включить вентиляцию и убедиться в наличии там подходящей для дыхания среды. Это можно сделать аналитическими методами или в крайнем случае с помощью горящей свечи или лучины: если огонь не горит, вентиляцию следует продолжить.

При необходимости выполнения работ в заполненном элегазом помещении или углублении следует пользоваться изолирующим противогазом. При организации работ в траншее, кабельном канале и тому подобное необходимо иметь наблюдающего наверху, в поле зрения которого будут находиться все работающие, и средства для экстренного подъема работающих наверх.

5. Пострадавший -- потерявший сознание в заполненном элегазом помещении вследствие удушья -- должен быть немедленно вынесен на свежий воздух и приведен в сознание с помощью энергичного искусственного дыхания.

6. При выбросе чистого элегаза (в результате, например, прорыва мембраны в аппарате или других неполадок) немедленно должна быть включена аварийная вентиляция на срок, обеспечивающий снижение концентрации до ПДК.

7. Категорически запрещается оставлять открытыми сосуды заполненные элегазом.

8. При выполнении каких-либо работ с элегазом и элегазовым оборудованием (заполнение, дозаполнение, отбор пробы на анализ и т.д.) в помещении запрещается курить, пользоваться нагревательными приборами и открытым пламенем.

8.4.6 Меры безопасности при работе с элегазом, загрязненным продуктами разложения

1. В результате актов коммутации, а также при электрическом пробое изоляции в оборудовании может произойти накопление вредных для здоровья человека веществ: газообразных (фтор, фтористый водород, низшие фториды серы и продукты их гидролиза) и твердых (фториды, сульфиды и другие соединения металлов, на которых горела дуга). В результате прожога оболочек или разрыва мембран образовавшиеся вредные вещества могут попасть в атмосферный воздух рабочих помещений. Газообразные продукты разложения элегаза ядовиты и обладают резким, специфическим запахом.

2. При аварийном выбросе элегаза из аппарата необходимо включить аварийную вентиляцию и продолжить вентилировать до значительного снижения специфического запаха.

3. Выполнение работ по ликвидации последствий выброса продуктов разложения в производственное помещение сводится к удалению вредной пыли и производится дежурной бригадой посредством сухой (пылесосами) или мокрой обработки после продолжительной вентиляции. При этом должны быть использованы легкий защитный костюм, перчатки, очки и респиратор. При мокрой уборке дополнительно используются резиновые перчатки и сапоги.

4. При необходимости экстренного выполнения работ в помещении, воздух которого загрязнен продуктами разложения элегаза, необходимо вместо респиратора воспользоваться противогазом: если выброс элегаза в расчете на объем помещения не превышает 1 % по объему и помещение не представляет собой углубление, предрасположенное к затоплению, то для работы по ликвидации аварии может быть использован фильтрующий противогаз, а в противном случае -- изолирующий.

5. Ревизия коммутационных аппаратов осуществляется в ремонтном помещении, оснащенном местной вентиляцией, позволяющей осуществить отсасывание газов из вскрытого аппарата. Перед вскрытием элегазовый аппарат должен быть освобожден от элегаза с применением дополнительного адсорбционного фильтра-поглотителя для удаления продуктов разложения и отвакуумирован форвакуумным насосом с выхлопом в вентиляцию или за пределы помещения с барботажем через щелочный раствор. Вскрытый аппарат должен проветриваться с помощью местной вентиляции до значительного ослабления запаха.

6. При аварийном выходе из строя элегазового аппарата без нарушения его герметичности производится его замена на резервный. Ремонт вышедшего из строя аппарата осуществляется в ремонтном помещении, также как и ревизия коммутационного аппарата.

7. Обработка внутренних полостей и деталей коммутационных аппаратов и аппаратов, в которых произошел электрический пробой, с целью удаления ядовитой пыли осуществляется в комбинезоне или защитном костюме, очках, респираторе и хлопчатобумажных перчатках, а при мокрой уборке -- в резиновых перчатках и сапогах.

8. Дополнительный фильтр-поглотитель, использованный для очистки элегаза при его эвакуации, подлежит разборке в средствах индивидуальной защиты с целью ликвидации адсорбента (замачиванием водой с последующим выбросом в отвал) и промывки всех деталей водой.

9. Средства индивидуальной защиты подлежат машинной стирке.

8.4.7 Описание режимов работы вентиляции

Удаление выбросов загрязняющих веществ элегазовой электроэнергетики из рабочей зоны осуществляется, как правило, с помощью вентиляции: вытяжной или приточно-вытяжной. При этом вентиляция может быть организована, по крайней мере, в двух вариантах:

1) постоянно включенная общеобменная вентиляция и дополнительно к ней включаемая в экстренном случае аварийная вентиляция,

2) вентиляция, включаемая эпизодически (например, перед входом персонала в помещение, в том числе и в случае аварии).

Во втором варианте с учетом особенностей элегаза организуются либо естественные стоки, либо перекрытые решетками каналы-сборники ниже уровня пола. Забор воздуха вытяжной вентиляции осуществляется из этих каналов. Доступ персонала в каналы-сборники по условиям техники безопасности закрыт, и несанкционированное проникновение невозможно. Дополнительно к этому, следует установить допустимый интервал обязательного включения вентиляции для проветривания помещения.

Очевидно, что второй способ организации вентиляции более экономичен.

Для снижения расходов на вентиляцию при ее расчете используется не весь объем вентилируемого помещения, а его часть. Зона действия персонала ограничивается двухметровым по высоте пространством -- так возникает понятие «2-метровый приземный слой». Зону действия явлений взрывного характера (разрыв оболочки аппарата) ограничивают «6-метровым приземным слоем». Введение этих понятий с данным физическим обоснованием позволяет рассчитывать процесс удаления загрязнений по модели «полного вытеснения» (в отличие от модели «полного перемешивания» -- эти вопросы будут обсуждаться далее), что в значительной степени снижает расчетную производительность вентустановок и время их включения.

Основными характеристиками вентиляции являются: производительность (F, м3/ч) и кратность (K, ч-1). Под кратностью обмена понимают отношение производительности вентиляции к объему вентилируемого помещения V, м3,

K = F /V, (1)

т.е. сколько раз полностью обновляется воздух в помещении в течение часа в режиме «полного вытеснения». Объем удаленного воздуха с по-мощью вытяжной вентиляции или объем помещения, освобожденный от загрязненного воздуха, для модели «полного вытеснения» равен про-изведению производительности вентиляции на время ее включения , ч,

V = F. (2)

Поскольку концентрация загрязнителя равна его массе в единице объема

C = m /V,

то с учетом уравнения (2) при одновременном действии вентиляции концентрация загрязнителя в воздухе будет определяться отношением скорости поступления загрязнителя к производительности вентиляции

C = (m /) /F. (3)

Если в качестве концентрации рассматривается значение ПДК, то взаимосвязь скорости выброса загрязнителя и производительности вентиляции выражается формулой

F = m /(V·ПДК). (4)

Эти общие формулы с учетом размерности величин используются в последующих расчетах.

В соответствии с уравнением (3) концентрация загрязнителя в помещении не зависит от объема помещения, если она обусловлена постоянно действующим источником при постоянно работающей вентиляции. Это -- случай, связанный с утечкой элегаза. Концентрация элегаза в помещении C, г/м3, обусловленная постоянной потерей элегаза из оборудования, называемой утечкой, равна

C = 103u·m /(100·8765,83·F) = 1,14·10-3 u·m /F,

где u -- утечка, %/год; m -- масса элегаза в оборудовании, кг; F -- производительность вентиляции, м3/ч; 8765,83 -- число часов в году. Это уравнение позволяет рассчитать усредненную утечку по анализу выхлопа вентиляции

u = 877CF /m. (5)

8.4.8 Перспективы развития коммутационного и силового оборудования с элегазовой изоляцией в российской федерации и других странах

Современные высоковольтные элегазовые выключатели очень надежны, безопасны, требуют минимального обслуживания и рассчитаны на длительную работу. Они относятся к классу высоких технологий (Hi-Tech). Поэтому теперь начинается соревнование между производителями по уменьшению габаритов выключателей.

Использование элегаза за рубежом обуславливается его отличными изоляционными свойствами и потребностью в эксплуатации малогабаритного и безопасного оборудования.

В странах, по населению сравнимых с РФ, но гораздо меньших по территории, возникает серьезная необходимость в компактных электроустановках. Возьмем, к примеру, Японию:

Япония:

население - 127,4 млн. чел;

территория - 372,8 тыс. кв. км.

РФ:

население-144 млн. чел;

территория - 17075 тыс. кв. км.

Из-за высокой плотности населения в Японии значительная часть распределительных устройств устанавливается на городской территории, преимущественно под зданиями, что вынуждает использовать максимально компактные и пожаро- и взрывобезопасные электроустановки. Здесь и находят применение силовые трансформаторы и РУ с элегазовой изоляцией, позволяющие устанавливать комплектные подстанции под жилыми кварталами.

Россия не испытывает подобных проблем, и поэтому развитие элегазового машиностроения не так востребовано. Так же производство аппаратов с элегазовой изоляцией является наукоемкой отраслью, требующей значительных капиталовложений, что так же играет большую роль.

Ещё одной важной особенностью элегаза является его затрудненная эксплуатация при пониженных температурах, что играет значимую роль для большей части территории России.

Единственной достойной альтернативой элегазу является вакуум, но на данном этапе развития энергетики парк вакуумного оборудования рассчитан преимущественно на напряжения до 110 кВ.

Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что эксплуатация элегазового оборудования более сложна в эксплуатации и опасна экологически, чем эксплуатация аналогичного вакуумного оборудования, но на данном этапе развития электротехники является единственно рациональным решением для электроустановок повышенного напряжения (110 кВ и выше).

9. Экономическая часть

В данном разделе дипломного проекта проведена оценка технико-экономических показателей проектируемой КЭС 900 МВт, проведен анализ рынка двигателей до 300 кВА, использующихся на проектируемой станции в качестве двигателей собственных нужд.

9.1 Расчет технико-экономических показателей КЭС

Годовая выработка электроэнергии:

- число часов использования установленной мощности(см. задание на ДП),

- установленная мощность станции (см. задание на ДП).

Капиталовложения в строительство КЭС:

,

где по [16], 1$ = 31.1582 ( руб). (по курсу ЦБ РФ на 22.05.2012).

По [18] находим расчетный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии для турбин К-300-240:

.

Такому удельному расходу топлива соответствует годовой расход условного топлива (расход на собственные нужды принят из электрической части проекта и равен 7%):

где

Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд:

КПД брутто станции:

КПД нетто станции:

Расход натурального топлива на КЭС (т/год):

- теплотворная способность условного топлива;

-теплотворная способность натурального топлива для угля Печорского бассейна. [22].

Определение статей затрат:

1. Топливные издержки:

,

где - цена топлива от предприятия «ООО Гидромаш» по [21], включая налоги.

Издержки на воду:

2. Годовые издержки на амортизацию определяются как доля от капиталовложений в КЭС. Среднюю норму амортизации для КЭС принимаем , тогда:

3. Затраты на основную заработную плату работникам станции:

где (руб./мес.) - средняя зарплата эксплуатационного персонала за 1 месяц по [22].

Штатный коэффициент для замещаемой КЭС рекомендуется принимать в размере (чел./МВт).

4. Затраты на дополнительную заработную плату работникам станции:

.

Принимаем:

5. Затраты на отчисления в социальные фонды:

где - ставка отчислений на социальные нужды [21]:

1) Пенсионный фонд Российской Федерации - 22 процентов; 2) Фонд социального страхования Российской Федерации - 2,9 процента;

3) Федеральный фонд обязательного медицинского страхования - 3,1 процента; 4) территориальные фонды обязательного медицинского страхования - с 1 января 2011 года - 2,0 процента. (в ред. Федерального закона от 16.10.2010 N 272-ФЗ)

Данные приведены в соответствии с Федеральным законом.

6. Цеховые расходы, руб./год:

где -доля цеховых расходов,

для МВт

,

тогда

(руб/год).

7. Общестанционные расходы.

Учитываются расходы по управлению КЭС:

- содержание аппарата управления,

- общепроизводственные затраты (содержание, ремонт и амортизация зданий общественного назначения).

где = 429384 руб./год - среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала [22];

=45 чел. - численность административно-управленческого персонала (5 % от общей численности персонала - 900 чел.);

- коэффициент, определяется приближенно: для =900 МВт, =0.07

Суммарные годовые издержки по КЭС:

Таблица 9.1 Статьи затрат

Статьи

%

Топливные издержки

60.5

Издержки на воду

2.3

Издержки на амортизацию

19.7

Затраты на основную заработную плату

3.3

Затраты на дополнительную заработную плату

0.3

Затраты на отчисления в социальные фонды

1.1

Цеховые расходы

9.8

Общестанционные расходы

3

Итого

100

Себестоимость вырабатываемой электроэнергии:

руб./кВт ч.

Себестоимость отпущенной электроэнергии:

руб./кВт ч.

Результаты расчета сведены в таблицу 4.2

Таблица 5.2 Технико-экономические показатели КЭС 900 МВт.

№ п/п

Показатель

Значение

1

Установленная мощность Руст, МВт

900

2

Число часов использования установленной мощности hу, ч

6600

3

Годовая выработка электроэнергии,

4

Годовой отпуск электроэнергии,

5

Годовой расход натурального топлива,

6

КПД станции (брутто)

0.414

7

КПД станции (нетто)

0.384

8

Расход электроэнергии на собственные нужды, %

7

9

Капиталовложения в КЭС Ккэс, млрд. руб.

10

Удельные кап.вложения в КЭС Куд.кэс, тыс.руб./

11

Численность эксплуатационного персонала, чел.

900

12

Себестоимость выработанной электроэнергии, руб./()

1.45

13

Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб./()

1.56

14

Цена топлива,

1400

9.2 Анализ рынка двигателей до 300 кВА

В данной работе рассмотрен рынок электродвигателей до 300 кВА. Двигатели такой мощности широко применяются на электростанциях в собственных нуждах. Двигатели используются в качестве приводов механизмов, таких как насосы и вентиляторы, относительно не большой мощности. Кроме электрических станций двигатели такой мощности применяются во всевозможных областях, начиная от промышленных предприятий заканчивая бытом людей.

Характеристики оборудования и краткий анализ

На сегодняшний день на рынке представлено огромное количество электродвигателей.

Основными характеристиками оборудования являются:

- Напряжение сети [кВ];

- Номинальный ток [A];

- Напряжение самозапуска [кВ];

- Число фаз двигателя;

- Номинальная мощность двигателя [кВт];

- Число оборотов в минуту [об/мин];

- Место установки двигателя,

- Габаритные размеры.

Страница:


Подобные документы

  • Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

    Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016

  • Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

    Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014

  • Проектирование электрической части конденсационной электростанции

    Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013

  • Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

    Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.

    дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013

  • Релейная защита и автоматика электрооборудования для ТЭЦ мощностью 600 МВт

    Схема электрических соединений и схема собственных нужд. Выбор электрооборудования схемы собственных нужд, его обоснование. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для элементов. Разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор.

    дипломная работа [604,1 K], добавлен 09.04.2012

  • Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

    Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015

  • Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВт

    Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.

    курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010

  • Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

    Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015

  • Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

    Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.

    дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014

  • Проектирование электрической части конденсационной электростанции

    Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.

    курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены