90671

Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на газомазутной ГРЭС (8К-300)

Дипломная

Энергетика

Выбор коммутационных аппаратов на всех напряжениях Основными особенностями КЭС являются: значительная удаленность от непосредственных потребителей электроэнергии что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях и блочный принцип построения электростанции...

Русский

2015-06-09

1.87 MB

2 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

________________________________________________________

Казанский государственный энергетический университет

Дипломный проект

Тема: Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на газомазутной ГРЭС (8К-300)

 

Казань 2015

Содержание

Введение

Паспорт станции

1. Теплотехническая часть

1.1 Расчет тепловой схемы

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования

2. Электротехническая часть

2.1. Выбор генераторов

2.2. Разработка структурной схемы проектируемой электроустановки

2.2.1 Основные положения по разработке структурной схемы

2.2.2 Характеристика предлагаемых вариантов схемы проектируемой

электроустановки

2.2.3 Основные теоретические положения технико-экономического

расчета

2.2.4 Выбор силовых трансформаторов, автотрансформаторов

2.2.5 Расчет приведенных затрат

2.3. Расчет токов трехфазного короткого замыкания

2.4. Разработка схемы собственных нужд

2.4.1 Основные характеристики механизмов собственных нужд

2.4.2 Характеристика схемы собственных нужд

2.4.3 Выбор места присоединения, количества и мощности рабочих и

резервных трансформаторов собственных нужд

2.5. Разработка схем распределительных устройств

2.5.1 Выбор схемы РУ на напряжение 500 кВ

2.5.2 Выбор схем РУ на напряжение 220 кВ

2.6. Выбор аппаратов и проводников

2.6.1 Выбор коммутационных аппаратов на всех напряжениях

2.6.2 Выбор проводников

2.6.3 Выбор измерительных трансформаторов и контрольно-

измерительных приборов, щитов управления

2.7. Разработка конструкции РУ

2.7.1 Выбор конструкции РУ

2.7.2 Расчет заземляющего устройства

2.8. Разработка генерального плана проектируемой электроустановки

2.9. Выбор режима работы нейтрали

3. Релейная защита.

4. Охрана труда.

5. Специальная часть.

6. Экономическая часть

Заключение

Литература

Графическая часть: 8 листов А1:

- Тепловая схема;

- Главная схема;

- Схема собственных нужд;

- Структурная схема;

- Генплан станции;

- Разрез ячейки;

- Экономические показатели;

- Специальная часть;

ВЕДЕНИЕ

Теплоэлектростанции являются основными источниками энергии и тепла. Для

получения электроэнергии и тепла используют химическую энергию органического топлива. Теплоэнергетика в мировом масштабе преобладает среди традиционных видов, и составляет 90 % от общей выработки всех электростанций мира. Теплоэлектростанции применяются для обеспечения электроэнергией и теплом жилых домов, общественных зданий и промышленных предприятий. Топливом для электрических станций служит уголь, газ, мазут, торф.

Рядом с КЭС должен находиться огромный ресурс воды так как она является

носителем тепла. В котлах сгорает огромное количество топлива передавая свою кинетическую энергию воде и превращая ее в пар, в последствии перегретый пар давит на лопатки турбины и вращает ее. На одном валу с турбиной стоит генератор который и вырабатывает электроэнергию. А часть же пара отбирается из турбины для теплоснабжения либо для предприятий, которым для производства необходим пар соответствующий температуры.

В отечественной энергетике на долю конденсационных электростанций (КЭС)

приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: значительная удаленность от непосредственных потребителей

электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и

сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции.

Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа – государственная районная электростанция (ГРЭС).

При проектировании новых КЭС используют самое современное оборудование, отвечающее нынешним мерам надежности и безопасности. На уже существующих станциях устаревшее оборудования выводят из эксплуатации, заменяя его более новым, обладающим меньшими потерями.

                                               Паспорт станции:

Тип и мощность станции: ГРЭС-2400

Связь с энергосистемой на напряжение 500 кВ по двум воздушным линиям.

  Параметры системы 1: мощность 6000 МВА, сопротивление 0,85 о. ед. длина ЛЭП 150 км., резервная мощность 500 МВт.

  Параметры системы 2: мощность 4000 МВА, сопротивление 1,1 о. ед. длина ЛЭП 120 км., резервная мощность 400 МВт. От шин 220 кВ отходят

6 линий в районную сеть.

Расположение: РФ,  Коми- Пермяцкий автономный округ.

Топливо: газ, резервное мазут.

Система технического водоснабжения: из реки.

Турбины: 8×К-300- 240.

Турбогенераторы типа ТГВ-300- 2УЗ.

Блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-400000/500,

ТДЦ--400000/220 и автотрансформаторы связи типа 3*АОДЦТН-167000/500/220.

Трансформаторы собственных нужд: ТРДНС-32000/35, ТРДНС-32000/220.

Распределительные устройства:

На высокое напряжение 500 кВ – КРУЭ схема три вторых 3/2. На среднее

напряжение 220 кВ – КРУЭ две системы сборных шин

Электрические аппараты и проводники напряжением выше 1 кВ:

- Элегазовые ячейки ЯЭУ-500, ЯЭГ-220.

- Выключатели: ВГГ-20, BB/TEL-10. Разъединитель РВПЗ-1-20/12500УЗ.

− Проводники: гибкие сталеалюминевые провода 3АС-600/72, 2АС-400/22, комплектный пофазно-экранированый токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400, жесткие шины ША 100х8.

− Измерительные трансформаторы тока: встроенные  ТШ-20-12000/5 .

− Измерительные трансформаторы напряжения: для наружной установки

НКФ-500, НКФ-220, встроенные ЗНОЛ-20.

Распределительные устройства 500 и 220 кВ выполнены типа КРУЭ, собственных нужд 6 кВ – комплектного типа внутренней установки с шкафами типа К-104 М.

1. Тепловая часть.

      1.1Расчет принципиальной тепловой схемы К-300-240.

1.1.1 Краткая характеристика турбоустановки К-300-240.

Конденсационная паровая турбина К-300-240 производственного

объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ

ЛМЗ), номинальной мощностью 300 МВт,  с начальным давлением пара 23,5

МПа предназначена для непосредственного привода генератора переменного

тока типа ТГВ-300-2УЗ, для работы в блоке с прямоточным котлом.

Номинальное значение основных параметров турбиныК-300-240-3.

Номинальные значение основных параметров турбины К-300-240-3

Таблица 1.1

Турбина

Мощность
номинальная, МВт

Частота
вращения,1/с

Параметры свежего пара: давление, Мпа/
температура, С.

Параметры пара промерегрева: давление, Мпа/
температура, С.

Число отборов
пара на регенерацию

Температура
питательной воды, С

Номинальная
температура охлаждающей
воды, С

К-300-240-3

300

50

23,5/540

3,65/540

8

275

12

Характеристика отборов Таблица 1.2

Потребители пара

Подогреватель

Давление Мпа
(кгс/см3)

Темпера-
тура, С

Количество отбираемого пара, кг/с(т/ч)

1

пвд1

6,12(62,4)

375

15,97(57,5)

2

пвд2

3,92(40,0)

315

23,5(84,6)

3

пвд3

1,559(15,9)

450

7,16(25,8)

 

Турбопривод

1,559(15,9)

450

24,72(89,0)

4

Деаэратор

1,039(10,6)

395

5,0(18,0)

5

пнд4

0,505(5,15)

300

9,72(35)

6

пнд3

0,235(2,4)

240

8,33(30)

7

пнд2

0,087(0,895)

14

8,77(31,6)

8

пнд1

0,017(0,172)

56

6,3(22,7)

1.1.2 Расчет

Для заданной ПТС определяем параметры пара (энтальпию, температуру,

давление).

Давление пара выписываем из справочника Ривкина, энтальпию i определяем

из табл. Ривкина.

P-давление пара в отборах турбины;

t- температура пара в отборах турбины;

Pн-давление пара насыщения в подогревателях;

tн-температура пара насыщения в подогревателях;

iн-энтальпия пара насыщения в подогревателях;

Pв-давление воды после каждого подогрева;

tв-температура воды после каждого подогрева;

iв-энтальпия воды после каждого подогрева;

tдр-температура дренажа;

iдр-энтальпия дренажа.

0-точка параметра пара на входе;

1-отбор пара на ПВД1;

Пока часть пара идет на подогревание из отбора турбины пар теряет 7%

даввления на гидравлическое сопротивление.

Давление в отборе-потери давления=давление насыщенного пара в

Подогревателе

Все деаэраторы рассчитаны на 6 7ата

Зная Pн из табл. Ривкина определяем tн и iн.

Принимаем недогрев

Для ПВД принимаем недогрев 1%

Потери давления ΔPпвд составляет 0,5 Мпа, потери в ΔPпнд составляет 0,1 Мпа.

Отнимая от давления питательного насоса Pпн потери в ПВД, получаем

давление питательной воды:

Чтобы определить энтальпию воды iв нужно знать Pв и tв.

Для ПНД, в которые не втекают дренажи из других подогревателей tдр=tнасыщ.

пара в этом ПНД.

Для остальных подогревателей температура дренажа=температуре на входе в

этот подогреватель+100С.

Зная температуру дренажа, по таблице Ривкина определяем энтальпию.

Все значения заносим в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Подогрев

Давление, Р Мпа

Температура
t

Энтальпия
i

Давление насыщения пара, Рн

Температура насыщения пара, tн

Энтальпия насыщения

Ɵ

Рв

tдр

iдр

23,5

23,5

540

3323

21,85

-

-

-

-

-

-

-

-

ПВД1

6,12

375

3110,6

5,7

272,23

1196,8

1

29,65

271,23

1181,8

271,23

1181,9

ПВД2

3,92

315

2978,3

3,64

244,8

1061

1

30,15

243,8

1042,9

205,4

865,34

ПВД3

1,559

450

3363,02

1,44

196,4

836,1

1

30,55

195,4

845

174,96

757

Д

1,039

395

3252,7

0,7

164,96

697,1

0

0,7

164,96

675,5

156,53

647,29

ПНД4

0,505

300

3064,2

0,47

149,53

630,1

3

2,3

146,55

633,3

146,53

618,4

ПНД3

0,235

240

2949,55

0,22

123,37

516,6

3

2,4

120,27

506,4

100,82

424

ПНД2

0,087

140

2757,56

0,081

93,82

393

3

2,5

90,82

382,3

62,34

263

ПНД1

0,017

56

2604

0,016

55,34

236,93

3

2,6

52,34

221,3

52,34

219,04

К

0,0034

26,2

2549

0,00316

25,178

105,5

0

0,0034

28,178

109,78

-

-

1.1.3 Расчёт тепловой схемы.

Составляем уравнения тепловых балансов ПВД, последовательное решение

которых позволяет определить расходы пара регенеративных отборов на ПВД.

  1.  Расход пара D1 на ПВД1.

ДПВ, i В2

Д1, i 1

ДПВ, i В1

Д1, i ДР1

2.Расход пара D2 на ПВД2.

ДПВ, i В3

Д2, i2

ДПВ, i2

2+ Д2) i ДР2

Д1, i ДР1

3.Расход пара D3 на ПВД3.

ДПВ, i В4

Д3, i 3

ДПВ, i В3

1+ Д2+ Д3) i ДР3

12), i ДР2

4.Расход пара Dд на деаэратор.

ДПВ, i В4

1+ Д2 +Д3), i ДР3

ДД, i4

ДОК, i В5

5.Расход пара D5 на ПНД5.

ДОК, i6

Д5, i5

ДОК, i В5

ДДР5, i ДР5

6.Расход пара D6 на ПНД6.

ДОК, i В7 

Д6, i6

ДОК, i В6

5+ Д6) i Др6

Д5, i ДР5

7.Расход пара D7 на ПНД7.

Дк, i В8

Д7, i7

Док, i В7

56) i ДР6

ДОК, iв7

5+ Д6+ Д7) iд ДР7

8.Расход пара D8 на ПНД8.

Док, iв9

Д8, i8

Док, iв8

Д8, i ДР8

Проверка материального баланса по пару и воде:

Пропуск пара в конденсатор турбины:

Погрешность материального баланса:

Так как расхождение не более 5% баланс сошелся.

1.1.4. Расчет электрической мощности турбоустановки.

Определим использованные теплоперепады в отсеках турбин:

где состояние пара на входе в отсек;

где состояние пара на выходе из отсека.

Расходы пара через отсеки турбины :

270,8 кг/с;

270,8-19,64=251,16 кг/с;

251,16-17,9=233,26 кг/с ;

233,26-19,17=214,09 кг/с ;

217,09-1,66=212,43кг/с;

212,43-9,43=203 кг/с;

203-10,03=182,94 кг/с;

182,94-10,9=172,04 кг/с;

 172,04-8,82=163,22 кг/с.

Внутренняя мощность, развиваемая потоком пара в отсеках  турбины:

212,4 270,8=57,5 МВт;

132,3251,16=33,2 МВт;

 181,8 233,26=42,4 МВт;

110,32 214,09=23,6МВт;

188,5212,43=40,0 МВт;

114,65203=23,3 МВт;

191,99182,94=35,12  МВт;

 153,56 172,04=26,42 МВт;

55  163,22=8,9 МВт.

Внутренняя мощность турбоагрегата, МВт:

.

Электрическая  мощность турбогенератора, МВт:

=292,8  0,98  0,98=281,2.

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования КЭС.

Выбор парового котла.

Паропроизводительность парового котла, т/ч:

По параметрам пара и виду топлива принимаем к установке котел типа:

 Пп-1000-255ГМ .

Маркировка по ГОСТу

Маркировка

заводская

Паропроизводи-тельность, т/ч

Температура пара свежего / вторичного перегретого, С

Топливо

Пп-1000-255ГМ

ТГМП-344СО

1000

545/545

Газ и мазут

Выбор питательного насоса.

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

Типоразмер питательного электронасоса выбираем по производительности и

напору.

Выбираем марку ПЭ 600-300-, количество 2 штуки.

Марка

Перекачиваемая
среда, C

Подача,
м
3

Напор,
м

Частота
вращения,
об/мин

Мощность
двигателя,
кВт

КПД,
%

ПЭ 600-300

вода, до 165

580

2030

2985

5000

81

Питательный турбонасос выбираем марки ПТНА 1100-350-24-3, количество 1

штука.

Типоразмер

Давление на входе в насос, кгс/см2,

не менее

Частота
вращения,

об/мин

Мощность
двигателя,  кВт

Давление пара в котле, кгс/см2

ПТНА 1100-350-24-3

15

6000

12500

255

Выбор конденсатного насоса.

Конденсаторные насосы выбираем по напору и производительности:

Выбираем конденсатный насос 1 подъема марки КсВ500-85-1 (3 шт.).

Выбираем конденсатный насос 2 подъема марки КсВ500-220 (3 шт.).

Марка насоса

Подача, м³/ч

Напор, м

Мощность, кВт

Частота, об/мин

КсВ500-85-1

500

85

200

985

КсВ500-220

500

220

500

1480

Выбор циркуляционного насоса.

Циркуляционный насос выбирается по расходу охлаждающей воды на один

блок:

Типоразмер

Подача м3

Напор, м

Частота
вращения,

об./мин

Мощность насоса, кВт

КПД   %

ОПВ10-145

33500

17

365

2150

86

Выбор деаэратора.

Типоразмер деаэратора питательной воды определяем по давлению греющего

пара и максимальному расходу питательной воды на электростанции.

Необходимый объем деаэраторного бака Vб, который способен обеспечивать 5-10-минутнию работу паротурбинной установки определяем из выражения, м3:

Выбираем деаэратор марки ДП-1000/65 (1шт).

Марка деаэратора

Производи-тельность,

т/ч

Давление,

МПа

Полезная вместимость,

м3

Среда

ДП-1000/65

1000

0,7

65

Вода, пар

Выбор вентилятора и дымососа.

Производительность вентилятора:

Газопровод

Объем воздуха, , м33

Объем продуктов сгорания, , м33

Удельная теплота сгорания, , кДж/кг

Бухара – Урал

9,54

10,72

36170

Выбираем вентилятор марки ВДН-25-2 2 штуки.

Типоразмер

Производительность

тыс. м3

Давление,

кПа

Мощность двигателя

кВт

Частота вращения

об/мин

Масса без

эл. двиг.,

т

Максимальный

КПД

ВДН-25-2

520

8

1320

1000

268

86

– Выбор дымососа

Выбраны два дымососа типа ДОД-31,5 2 штуки.

Типоразмер

Производительность

тыс. м3

Давление,

кПа

Мощность двигателя

кВт

Частота вращения

об/мин

Масса без

эл. двиг.,

т

Максимальный

КПД

ДОД-31,5

750

3

790

500

50,7

82,5

Высота дымовых труб.

Высота дымовых труб ведется по расходу топлива при максимальной

электрической и тепловой нагрузке электростанции при средней температуре

наиболее холодного месяца.

2. Электрическая часть.

2.1 Выбор типа и конструкции синхронных генераторов

На электростанции для выработки электроэнергии используются трехфазные синхронные генераторы. Мощность генераторов выбирается в соответствии мощности турбин, установленных на станции.

Исходя из условия:

Рнг ≥Рнт

где Рнг - номинальная активная мощность генератора, МВт;

Рнт - номинальная активная мощность турбины, МВт.

В соответствии с заданием на станции устанавливаются турбины:

тип К-300-240

Параметры: турбина К-300-240 – конденсационная, Рном=300 МВт.

Выбираем для турбины турбогенераторы: для К-800 – ТГВ-300-2УЗ.

 

Основные данные выбранных генераторов занесены в табл. 1.

Таблица 1

        

Основные параметры генераторов

Тип генератора

Sном.,

МВА

Сos φ

Iном, кА

Uном., кВ

Ном. частота вращения,

об/мин

, о.е.

Iст, кА

U ст, кВ

Система возбуждения

Охлаждение обмоток статора

Охлаждение обмоток ротора

ТГВ-300-2У3

353

0,85

10.2

15.75

3000

0,195

10.2

20

ТН,ТС, БЩ

НВ

НВ

 

ТГВ-300-2УЗ – турбогенератор с водородным форсированным охлаждением. Генератора статор имеет косвенное водородное охлаждение, а ротор - непосредственное водородное, когда водород подается внутрь полых проводников со стороны торцевой части ротора.

Переводим графики нагрузок из относительных единиц в абсолютные (МВт):

Рис. 1. Суточный график выработки  Рис. 2. Суточный график потребле-

активной мощности генераторами  ния активной мощности по сети

КЭС.       220 кВ.

Определим долю выработки электроэнергии каждым генератором КЭС:

Рис. 3. Суточный график выработки

активной мощности турбиной    

К-300

2.2 Разработка вариантов структурных схем КЭС

Общие принципы при разработке структурной схемы.

Структурная схема ГРЭС зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки.

 При наличии  нагрузки структурная схема выполняется с автотрансформаторами связи.

 

Рис. 4. Структурная схема КЭС (1 вариант).

Рис. 5. Структурная схема КЭС (2 вариант).

Рис. 6. Структурная схема КЭС (3вариант).

Рис. 6. Структурная схема КЭС (4 вариант).

Рис. 7. Структурная схема КЭС (5 вариант).

Рис. 8. Структурная схема КЭС (6 вариант).

Рис. 9. Структурная схема КЭС (7 вариант).

Рис. 10. Структурная схема КЭС (8 вариант).

Рис. 11. Структурная схема КЭС (9 вариант).

Рис. 12. Структурная схема КЭС (10 вариант).

Разработаны 10 вариантов схем. Во всех вариантах принята блочная схема подключения генераторов к сборным шинам высокого и среднего напряжения: генератор- повышающий трансформатор. во всех вариантах связь между РУ высокого и среднего напряжения выполнена 2-мя автотрансформаторными связи.

 Распределение блоков по шинам высокого напряжения следующая :

В 1 варианте к шинам высокого напряжения подключены 4 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 4 блока отходящих линий 6.

Во 2 варианте к шинам высокого напряжения подключены 5 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 блока отходящих линий 6.

В 3 варианте к шинам высокого напряжения подключены 6 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 блока отходящих линий 3. Дефицит мощности что приводит к значительному перетоку мощности и необходимости выбора мощных АТС.

В 4 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 5 блока отходящих линий 6.На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 5 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 6 блока отходящих линий 9.

В 6 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 7 варианте к шинам высокого напряжения подключен 1 укрупненный блок отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 укрупненных блока отходящих линий 9.Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 8 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 1 укрупненный блок отходящих линий 1. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 9 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных и  2 блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 10 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока и 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

Вывод: на основании технического анализа вариантов схем для дальнейшего рассмотрения принимаем варианты 1 и 2.

2.2.3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов для схемы 1:

 ,МВА  (2)

Для :   МВА   

( Для газовой станции на СН сост-т 5%.

на высокое (500) ТДЦ 400000/500

на среднее (220) ТДЦ 400000/220

Выбор автотрансформаторов связи  для схемы 1:

Автотрансформаторы связи выбираются по 4 расчетным режимам:

Нормальный режим зимой:

МВА

МВА

МВА МВА

МВА

Нормальный режим летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Авария в системе летом:

МВА

МВА

МВА

                                         МВА

МВА

Отключение одного блока зимой от РУ: ф. напряжения (220кВ)

МВА

МВА  МВА  МВА

МВА

По максимальной мощности (аварии в системе летом) выбираем автотрансформаторную группу из 3-х однофазных автотрансформаторов АОДЦН-267000/500/220

Выбор автотрансформаторов для схемы 2:

    (3)

1) Нормальный режим зимой:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

2) Нормальный режим летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

3) Авария в системе летом:

МВА МВА

МВА

МВА

МВА

4) Отключение одного блока зимой от РУ ср. напряжения

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

По максимальному перетоку авария система летом выбираем группу автотрансформаторов типа:3 АOДЦТН-167000/500/220

Основные параметры трансформаторов приведены в табл. 2.

                                                                            

                    

 

 

Таблица 2

Основные параметры трансформаторов

Тип трансформатора

Sном.,

МВ А

Напряжения обм., кВ

Потери, кВт

, %

Iхх , %

ВН

СН

НН

Рхх

Рк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДЦ-400000/500

400

525

13,8;15,75;20

315

790

13

0,45

ТДЦ -400000/220

400

242

-

15,75:13,8;20;21

330

880

-

11

-

0,4

3*АОДЦТН 167000/500/220

167

500/3

220/3

10,5;13,,8;15,95;20

90

315

11

35

21,5

0,25

3*АОДЦТН 267000/500/220

267

500/3

220/3

10,5;13,,8;15,95;20

125

470;115;95

11,5

37

23

0,25

Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам сведем в табл. 3.

Таблица 3

Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам

Вариант 1

Вариант 2

ТДЦ- 400000/500

Т5,Т6,Т7,Т8

Т4,Т5,Т6,Т7,Т8

ТДЦ -400000/220

Т1,Т2,Т3,Т4

Т1,Т2,Т3

3*АОДЦТН-267000/500/220

АТC1 , АТC2

-

3*АОДЦТН 167000/500/220

-

АТC1 , АТC2

2.2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определяют: капиталовложения, потери энергии в трансформаторах ,  и ущерб. Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение приведенных затрат З, по которому мы можем дать оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

Технико-экономический расчет заключается в нахождении расчетных приведенных затрат:

З=К+И+У (тыс. руб.),

где К – капиталовложения в трансформаторы, автотрансформаторы и ячейуи РУ; И – издержки на обслуживание и амортизацию и потери в силовых трансформаторах; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии.

 

Расчет капиталовложений для схемы 1:

Рис. 12. Структурная схема КЭС (1 вариант).

Рассчитаем капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

  

тыс.руб

с учетом инфляции

Рассчитаем капиталовложения в РУ:

тыс. руб.

тыс. руб.

8768000 тыс. руб.

Расчет издержек для схемы 1:

  

- издержки на обслуживание КЭС.

- амортизационные издержки.

- издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

175360 тыс. руб.

561152 тыс. руб.

, тыс. руб.

Рассчитаем для автотрансформаторов:

  

Рассчитаем для трансформаторов :

Рис. 13. Графики нагрузок трансформаторов

Рассчитаем для трансформаторов:

Потери во всех трансформаторах:

Суммарные издержки:

790812тыс. руб.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

  

  

Для :

 

  

Для :

  

Для :

  

ч.

  

Тогда:

З= 0,12К+И+У

Расчет капиталовложений для схемы 2:

Рис. 14. Структурная схема КЭС (2 вариант)

Капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

тыс. руб.

тыс. руб.

Капиталовложения в РУ:

тыс. руб.

тыс. руб.

8560000 тыс. руб.

Расчет издержек для схемы 2:

- издержки на обслуживание КЭС.

- амортизационные издержки.

- издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

171200тыс. руб.

547840тыс. руб.

, тыс. руб.

Рассчитаем для автотрансформаторов:

  

Рассчитаем для трансформаторов :

Рис. 15. Графики нагрузок трансформаторов

Рассчитаем для трансформаторов:

Потери во всех трансформаторах:

Суммарные издержки:

271900тыс. руб.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

  

  

Для

 

  

Для:

 

 

Для :

 

ч.

 

 

Тогда:

Таблица 4

Результаты технико -экономического расчета.

Вариант 1

Вариант 2

Капиталовложения К, тыс.руб

8768000

8560000

Ущерб

тыс.руб

26974

27760

Издержки, тыс.руб/год

790812

764960

Приведенные затраты, тыс.руб/год, %

1869946

103%

1819420

100%

Вывод: Для дальнейшего расчета выбираем схему 2,потому что экономичнее на 3 %.

2.3 Выбор схем распределительных устройств

В соответствии с нормами технологического проектирования выбираем схемы РУ на  стороне ВН 500кВ 2 варианта схем: схема КРУЭ 3/2 и КРУЭ 4/3. В РУ 500кВ количество присоединений: 2ВЛ+2АТ+5Т=9 присоединений.  

Рассмотрим два варианта схем:

Рис.16. схема на 500 кВ КРУЭ 3/2

                           

Рис17. схема на 500 кВ РУ 4/3

Для дальнейшего рассмотрения выбираем более экономичную схему...

На напряжении 220кВ выбираем схемы:

-КРУЭ две рабочие СШ.

В схеме РУ 220 кВ количество присоединений:

6ВЛ+2АТ+3 Т=11 присоединений.

2.4 Разработка схемы собственных нужд

Основные напряжения в системе собственных нужд составляют 6,3 и 0,4 кВ. Нагрузка собственных нужд газомазутного блока 300 МВт.

Подсчет блочной нагрузки С.Н. 6 кВ РЭС 8х300 МВт( на газе).

Назначение механизмов
и понижающих трансформаторов

Расчетная мощность
на валу механизмов, кВт

Всего на блок300 МВт, шт

Нагрузка в норм.
Режиме, кВт

Нагрузка при пуске с ТПН, кВт

присо-
единение

длительно
работает

секции

количество
присоединени

Расчетная
мощность

секции

А

Б

А

Б

Бустерный насос

352

4

3

704

704

1

360

360

-

Конденсатный насос турбины
1 ступени

385

2

1

585

585

1

373

-

373

Конденсатный насос турбины
2 ступени

1160

2

1

1160

1160

1

745

745

-

Сливной насос ПНД

145

2

1

145

145

-

-

-

-

Насос системы регулирования

168

1

-

168

-

-

-

-

-

циркуляционный насос

1250

2

2

1250

1250

1

1300

-

1300

Дутьевой вентилятор

1670

4

4

1670

1670

1

705

-

705

дымосос

2250

4

4

2250

2250

1

1000

1000

-

Питательный насос(ПЭН)

7600

1

1

-

-

-

-

-

-

Трансформатор главного корпуса

1000

4

3

2000

2000

2

2000

1000

1000

Трансформатор электрофильтров

1000

2

2

1000

1000

-

-

-

-

Итого.

-

-

-

10932

10764

-

-

-

-

Подсчет общестанционной нагрузки с.н. (ОСН) 6 кВ РЭС 8х300 Мвт

( на газе)

Оборудование

Расчетная мощность
на валу механизмов и понижающих трансформаторов, кВт

Всего на блок300 МВт, шт

Общая
мощность, кВт

Нагрузка при наличии
одного первого блока

присо-
единение

длительно
работает

количество
присоединени

Расчетная
мощность

Противопажарный насос

250

2

1

500

2

1000

Багерный насос

270

8

4

2160

2

540

Трансформатор ОСН

630

4

4

2520

2

1260

Трансформатор ОРУ

630

3

2

1890

2

1260

Трансформатор ЦРМ и
материального склада

1000

3

3

3000

1

1000

Трансформатор топливоподачи

1000

6

4

6000

2

2000

Трансформатор ХВО

1000

3

2

3000

2

2000

Насос сетевой воды

275

4

3

1100

2

550

Насос смывной воды
низконапорный

250

4

2

11000

2

500

Насос кислотной промывки
(работает переодически)

3150

2

-

6300

2

6300

Мазутонасос второго подъема

350

2

1

700

2

700

Насос осветленной воды

710

3

2

2130

2

1420

Итого Р9, кВт

-

-

-

40300

-

18530

Расчетная нагрузка Р10= 0,9Р9 кВА

-

-

-

36270

-

-

Расчетная нагрузка Р11= 0,4Р9 кВА

-

-

-

-

-

7412

Рабочее питание собственных нужд осуществляется с выводов генераторов блоков. Количество рабочих ТСН - по 1 на блок (8 ТСН), мощность ТСН выбирается исходя из нагрузки собственных нужд (блочной и общестанционной),  нагрузка составляет 29,8 МВА Выбираем  трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой низкого напряжения (для ограничения тока КЗ) на генераторное напряжение 20кВ и низкое 6,3кВ ТРДНС-32000/35. Данные трансформаторов приведены в таблице. Выбираем трансформатор второй ступени на 6,3кВ мощностью  1кВА ТМ-1000/10. Для резервного питания выбираем РТСН (поскольку установлены генераторные выключатели), количество резервных трансформаторов 2 (по 2 на 4 блока). Резервные трансформаторы подключены: один на сборные шины 220 кВ, второй к обмотке низкого напряжения автотрансформаторов связи. Мощность РТСН при наличии  генераторного выключателя, берется равной рабочему ТСН  32 МВА, выбираем трансформаторы ТРДН-32000/220 подключенный к шинам 220 кВ и низким напряжением 6,3кВ. Второй РТСН-2 ТРДН-32000/35 подключаем к обмотке НН автотрансформаторам связи.

 

Основные данные трансформаторов приведены в таблице 5.

Таблица 5

Основные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора

Sном, кВА

Uвн, кВ

Uнн, кВ

Рх, кВт

Рк, кВт

Uк, %

ТРДНС 32000/35

32000

20

6,3

29

145

12,7

ТМ  1000/10

1000

6

0,4

2,45

11

5,5

ТРДН 32000/220

32000

230

6,3

45

150

11,5

                                              

Схема собственных нужд.

2.5 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

                       

Рис. 20    Расчетная схема электроустановки

Рис.21 Схема замещения электроустановки

Производим расчет сопротивлений в о.е., относительно базовой мощности :

 

 

  

 

 

 

Расчет токов КЗ относительно т. К 1 500 кВ:

Рис.22

                                                                                               Таблица 6

Точка КЗ

К1

Базовая мощность,  

1000

Uср, кВ

515

Источники

С1,2

8G

Рез. сопротивление, о.е.

0,13

0.12

1,12

Е

1,00

1,13

8,77

10.73

11,2

2,69

0,78

3.98

0,06

  0,85

0,9

7,45

9.65

1,85

1,974

0,06

0,388

19,49

14.78

0,36

0,86

4,42

13.05

 

Расчет токов КЗ относительно т. К2:

Рис.23

Таблица 7

Точка КЗ

К2

Базовая мощность,  

1000

Uср, кВ

220

Источники

С+5G

3G

Рез. Сопротивление, о.е

0.34

0.17

2,62

Е

1,0

1,13

7.7

17.4

30,74

2,4

0,25

7.25

0,054

1,00

0,80

    7.7

13.92

1,717

1,974

0,03

0,388

18.7

 48.5

0,22

0,89

2.37

21.6

Расчет токов КЗ относительно т. К3:

Рис.24

Таблица 8

Точка КЗ

К3

Базовая мощность,  

1000

Uср, кВ

20

Источники

С+7G

1G

Рез. Сопротивление, о.е

0,40

0.55

36.7

Е

1,0

1,13

91.5

75.4

355,8

8.8

0,25

8.56

0,03

1,00

0,90

91.5

61.07

1,608

1,974

0,02

0,388

205.9

208.37

0,17

0,91

22

96.06

Расчет токов КЗ относительно т. К4:

Рис.24

Таблица 9

Точка КЗ

К4

Базовая мощность,  

1000

Uср, кВ

6,3

Источники

С+G

Рез. Сопротивление, о.е

9,46

93,4

Е

1,0

9,8

1157.7

0,008

0,035

1,00

9,8

1,82

0,05

24,97

0,49

6,72

Ток подпитки от двигателя.

Итоговая таблица результатов расчетов токов трехфазного КЗ

                                                                                                   Таблица 10

Точка КЗ

Uср, кВ

Источник

Токи трехфазного КЗ, кА

Iп0, кА

Iпτ, кА

iаτ, кА

iу, кА

√2·Iпτ + iаτ, кА

К – 1

500

ΣС, Г1-8

19.5

17.1

17.47

24.27

41.41

К - 2

220

ΣС,Г1-8

25.7

21.6

67.2

23.97

97.74

   К – 3

20

Г1

75.4

61.07

96.06

208.37

181.5

ΣС,Г2-8

91.5

91.5

22

205.9

151.4

К-4

6,3

С

9,8

9,8

6,72

24,97

20,44

Двигатели

10,15

2,43

1,16

23,44

4,46

2.6.   Выбор аппаратов и проводников

2.6.1. Выбор коммутационных аппаратов

Рис.26

Выбор выключателя В1 и разъединителя Р1 в цепи высокого напряжения 500 кВ блока с генератором ТГВ-300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор–трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТГВ-300-2УЗ

IНОРМ = IMAX = SНГ/ (√3*UВН) =353*103/(√3*500) = 415,3А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ–1 с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах:

IП0 =19.5 кА; iУД = 19,9 кА; Iпτ =7,85 кА; iаτ = 4,46 кА.

Тепловой импульс:

ВК= IП02*(tОТКЛА)= 19.52*(0,15+0,45)= 228.15кА2с,

где tОТКЛ= 0,1+tСВ = 0,1+0,05 = 0,15 сек.

Выбран по справочнику элегазовая ячейка ЯЭУ-500

Расчетные и справочные данные приведены в таблице .

Таблица 11. Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

ЯЭУ-500

UУСТ=500 кВ

UH=500 кВ

IMAX =415,3А

IН=3150А

Iпτ = 17.1 кА

IОТКЛ=50 кА

iаτ = 17.47 кА

iан =√2* IОТКЛ*β/100 = √2*50*50/100= 35 кА

IП0 =19.5 кА

IДИН = 50 кА

iУД = 24.27 кА

-

ВК= 228.15 кА2с

IT2*tT=502*3=7500 кА2с

Условия выполняются

Выбор выключателя В2 и разъединителя Р2 в цепи среднего напряжения 220 кВ блока с генератором ТГВ-300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор–трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТГВ-300-2УЗ (353МВА):

IНОРМ = IMAX = SНГ/ (√3*Uсн) =353*103/(√3*220) = 943,85А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ–2 с учетом того, что все цепи на стороне СН проверяются по суммарному току КЗ на шинах:

IП0 =25.1; iУД =67.2 кА; Iпτ =21.6кА; iаτ =23.97 кА.

Тепловой импульс:

ВК= IП02*(tОТКЛА)= 20.4*(0,155+0,41)= 352.8 кА2с,

где tОТКЛ= 0,1+tСВ = 0,1+0,055 = 0,155 сек.

Выбран по справочнику элегазовая ячейка ЯЭГ-220.

Расчетные и справочные данные приведены в таблице .

Таблица . 12Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

ЯЭГ-220

UУСТ=220 кВ

UH= 220 кВ

IMAX =943,15А

IН= 3150А

Iпτ = 21.6 кА

IОТКЛ= 50 кА

iаτ = 23.97кА

iан =√2* IОТКЛ*β/100 = √2*50*50/100=35 кА

IП0 =25.1 кА

IДИН = 50 кА

iУД = 67.2 кА

iДИН = 125 кА

ВК= 352.8кА2с

IT2*tT=502*3=7500 кА2с

Условия выполняются

Выбор выключателя В3 и разъединителя Р3 в цепи генераторного напряжения 20 кВ блока с генератором ТГВ–300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор–трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТВГ–300–2У3 (353МВА):

IНОРМ = IMAX = SНГ/ (√3*UГН) = 353*103/(√3*20) = 10382,35А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ–3 с учетом того, что в цепи генератора аппараты выбираются по наибольшему току КЗ:

IП0 =91.5кА; iУД =205.9 кА; Iпτ =91.5кА; iаτ = 96.08 кА.

Тепловой импульс:

ВК= IП02*(tОТКЛА)= 481.42*(0,25+0,38)= 5274.5 кА2с,

где tОТКЛ= 0,1+tСВ = 0,1+0,15 = 0,25 сек.

Выбран по [11] выключатель для внутренней установки типа ВГГ-20(Выключатель элегазовый на UH=20 кВ, IОТКЛ=90 кА для умеренного климата). Гидропривод.

Выбран по [Н] разъединитель для внутренней установки типа РВПЗ–1–20/12500У3 (Разъединитель внутренней установки с поступательным движением главных ножей с одним комплектом заземляющих ножей на UH=20 кВ, IН=12500А умеренного климата).

Расчетные и справочные данные приведены в таблице .

Таблица . 13Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

ВГГ–20

РВПЗ–1–20/12500У3

UУСТ=20 кВ

UH= 20 кВ

UH= 20 кВ

IMAX =10382,35А

IН= 12000А

IН= 12500А

Iпτ = 61.07кА

IОТКЛ= 90 кА

iаτ = 22кА

iан =√2* IОТКЛ*β/100 = √2*90*20/100= 25,4 кА

IП0 =91.5 кА

IДИН = 125 кА

iУД = 205.9 кА

iДИН = 230 кА

iДИН = 490 кА

ВК= 69523.27кА2с

IT2*tT=1052*4=

44100 кА2с

IT2*tT=1802*4=

129600 кА2с

Условия выполняются

Выбор выключателя В4 в цепи ТРДНС– 32000/35

Расчетные токи продолжительного режима в цепи трансформатора определяются по наибольшей электрической мощности трансформатора  ТРДНС– 32000/35 (32МВА):

IНОРМ = IMAX = SНГ/ (√3*UГН) = 32/(√3*6,3) = 116,1А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 4:

IП0 = 9,8 кА; iУД = 24,97 кА; Iпτ =9,8 кА; iаτ =6,72 кА.

Тепловой импульс:

ВК= IП02*(tОТКЛА)= 9,82*(0,12+0,05)= 16,33 кА2с,

где tОТКЛ= 0,1+tСВ = 0,1+0,02 = 0,12 сек.

Выбран по [ ] выключатель для внутренней установки типа ВВ/ТЕL10. Гидропривод.

Расчетные и справочные данные приведены в таблице .

Таблица.14 Расчетные и справочные данные

Расчетные данные

Справочные данные

ВВ/ТЕL10

UУСТ= 6,3 кВ

UH= 35 кВ

IMAX =116,1А

IН= 630А

Iпτ = 9,8 кА

IОТКЛ= 12,5кА

iаτ = 6,72кА

iан =√2* IОТКЛ*β/100= √2*12,5*50/100=8,8 кА

IП0 =9,8кА

IДИН = 32 кА

iУД = 24,97кА

iДИН = 35 кА

ВК= 16,33кА2с

IT2*tT=32*3=3072 кА2с

Условия выполняются

2.8.2. Выбор проводников и изоляторов

Выбор сборных шин и ошиновки на напряжение 500 кВ и токоведущих частей в цепи генератора ТГВ-300-2УЗ

Таблица15   . Выбор ошиновки на напряжение 500 кВ и в цепи генератора.

Условия выбора и проверки

Условие выбора IMAX<IДОП

По току наиболее мощного присоединения – в трансформаторе ТЦ–400 в блоке с генератором ТГВ-300-2УЗ (353МВА)

IMAX =  IНОРМ = SНГ/ (√3*UНОМ)= 353*103/(√3*500)= 407,6А

По типу генератора ТГВ-300-2УЗ, UНОМ = 20 кВ

IMAX = SНГ/ (√3*UНОМ*0,95)= 353*103/(√3*20*0,85)= 11988,5А

Тип проводника, его параметры [Н]

три провода в фазе

3АС–600/72

IДОП= 2130А

d= 24 мм

ТЭКН-Е-20-12500-400

UНОМ = 20 кВ

IНОМ = 10200А

iДИН= 400 кА

Проверка на схлестывание, электро-динамическую стойкость

не производится,

т.к. IП0 = 19.5 кА < 20 кА

iУ < iДИН

24.27кА < 400 кА

Условие выполняется

Проверка шин на термическое действие токов КЗ

не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

не производится

Проверка по условиям коронирования 1,07Е<0,9Е0

ДСР=1,26Д=

1,26*300 = 378 мм.

Е0 = 30,3m*[1+(0,299/√r0)]; m=0,82

Е0 = 30,3*0,82*[1+(0,299/√1,66)]= 30,56 кВ/см

Для трех проводах в фазе:

Е= k*0,354*1,1UНОМ  /

/[n*r0*lgСР / rЭК)]= 1,14*0,354*1,1*500 / [2*1,66*lg(378/13,85)]= 25,6 кВ/см

k=1+2* r0/a= 1+2*1,66/40= 1,14

rЭК = (r0*a2) = (1,66*40) = 13,85см.

1,07Е<0,9Е0

1,07*25,6 < 0,9*30,56

27,3 кВ/см < 27,54 кВ/см

не производится

Тип токопровода

Тип генератора

Uном, кВ

Iном, А

iд, кА

Тип опорных изоляторов

Тип ТТ

Тип ТН

ТЭКН-Е-20-12500-400

ТГВ-300-2УЗ

20

10200

400

ОФР-20-500,

ШАГ-3000

ТШ-20-12000-5

ЗНОЛ-20 ЗНОЛ-1/20

Выбор сборных шин и ошиновки на напряжение 220 кВ

Таблица 16     Выбор ошиновки на напряжение 220 кВ

Условия выбора и проверки

Условие выбора IMAX<IДОП

По току наиболее мощного присоединения – в трансформаторе ТДЦ–400 в блоке с генератором ТГВ-300-2УЗ (353МВА)

IMAX =  IНОРМ = SНГ/ (√3*UНОМ)= 353*103/(√3*220)= 926,38А

Тип проводника, его параметры [11]

два провода в фазе

АС–400/22

IДОП= 830А

d= 26,6 мм

r0= 1,47 см

Проверка на схлестывание, электро-динамическую стойкость

не производится,

т.к. IП0 = 19.74кА < 20 кА

Проверка шин на термическое действие токов КЗ

-

Проверка по условиям коронирования 1,07Е<0,9Е0

ДСР=1,26Д=

1,26*400 = 504 мм.

Е0 = 30,3m*[1+(0,299/√r0)]; m=0,82

Е0 = 30,3*0,82*[1+(0,299/√1,47)]= 30,98 кВ/см

Е= 0,354*1,1UНОМ  / [r0*lgСР / r0)]= 0,354*1,1*220 / [0,84*lg(504/1,47)]= 22,94 кВ/см

1,07Е<0,9Е0

1,07*22,94 < 0,9*30,98

24,54 кВ/см < 27,88 кВ/см

Выбор сборных шин на секции собственных нужд 6 кВ

Таблица 17.

ТРДНС  32000/35 – секция 6 кВ

ША 100х8

Iдоп =1625 А

в=8мм, h=100 мм, q=800 мм²

С учетом поправки на температуру окружающего воздуха отличную от номинальной на 25º

Примем  tокр=30ºС

165· 0,943 = 156 А

Условие выполняется

Проверка на термическую стойкость

Условие выполняется

Проверка шин на электродинамическую стойкость σрасч≤ σдоп

для алюминевых шин σдоп =700 кг/см²

кг·см

689≤800

Условие выполняется

2.6.3. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор контрольно-измерительных приборов                 

  Таблица 18

Контрольно-измерительные приборы.

Цепь

Место установки приборов

Перечень приборов

Турбогенератор

Статор

Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр, вольтметр.

Ротор

Амперметр, вольтметр; вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр.

Блочного трансформатор  

ВН

Амперметр

НН

Автотрансформатора связи

ВН

НН

Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой

Трансформатора собственных нужд

На одну секцию

Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии

Сборных шин собственных нужд

На каждой секции

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра и синхроноскоп

Общие приборы с переключением на любую секцию

Два регистрирующих вольтметра для измерения междуфазных напряжений, два частотомера

Шиносоединительного выключателя

-------

Амперметр.

Обходного выключателя

-------

Амперметр, ваттметри варметр с двухсторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор.

Линии 220 кВ

-------

Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор для определения места КЗ, счетчики активной и реактивной мощности

Сборных шин высшего напряжения

На каждой шине

Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп, осциллограф

Секционный выкл.

-------

Амперметр

Рис.27 Измерительные приборы в основных цепях КЭС

Выбор трансформаторов тока.

В цепи генератора ТГВ-300-2УЗ

Iпрод.расч. =

Т.к. участок от выводов генератора до вводов трансформатора выполнен комплектным токопроводом типа ТЭКН-Е-20-12500-400выбираем встроенные трансформаторы тока ТШ-20-12000/5

Таблица 19.

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип прибора

Нагрузка от измерительных приборов в фазах, В·А

А

В

С

Вольтметр показывающий,

Варметр,

Амперметр показывающий

Расчетный счетчик

Ваттметр регистрирующий

Амперметр регистрирую-

щий

Датчик активной мощности

Датчик реактивной мощности

Д 335

Д 335

Э 335

ЦЭ 6807Б-1

Н 3180

Н 344

Е 829

Е 830

0,5

0,5

0,5

2,5

10,0

---

5,0

---

---

---

0,5

---

---

10

---

5,0

0,5

0,5

0,5

2,5

10,0

---

5,0

---

Итого:

19,0

15,5

19,0

Вторичная номинальная нагрузка в классе точности 0,5 составляет

Z2ном.=1,2 Ом.

Таблица 20.Сравнение данных.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст.=20кВ

Imax.= 10926,71А

iу.=160,65 кА

Вк =3683,4  кА2с

Uном. =20кВ

Iном. =30000А

не проверяется

Общее сопротивление приборов:

 rприб. = Sприб. ⁄ І²2 = 19,0 ⁄ 25 = 0,76 Ом

сопротивление контактов примем 0,1 Ом, тогда сопротивление соединительных проводов:

Zпр.= Z2ном. – Zприб. – rкон. = 1,2 - 0,76 - 0,1 = 0,34 Ом

Принимая длину соединительных проводов с медными жилами 40 м;

q = ρ · lрасч. ∕ rпр. = 0,0175 ∙ 40 ∕ 0,34 = 2,06 мм²

принимаем контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 2,5 мм².

                 Выбор трансформаторов напряжения

В  цепи генератора трансформаторы напряжения предназначены для подключения измерительных приборов, для подключения колонки синхронизации и приборов контроля состояния изоляции. Приборы синхронизации и контроля состояния изоляции подключаются к трансформатору напряжения кратковременно, поэтому их можно не учитывать при подсчете нагрузки

Таблица 21

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип прибора

Нагрузка ТН, ВА, включенная между фазами,

АВ

ВС

СА

Вольтметр показывающий,

Ваттметр показывающий,

Ваттметр показывающий,

Частотомер показывающий,

Вольтметр регистрирующий,

Ваттметр регистрирующий,

Счетчик,

Датчик активной мощности,

Датчик реактивной мощности.

Э – 335;

Д – 335;

Д – 335;

Э – 371;

Н – 344;

Н – 3180;

ЦЭ 6807Б-1

Е –829;

Е – 830;

---

1,5

1,5

---

---

10,0

2,0

5,0

---

---

1,5

1,5

---

---

10,0

2,0

---

5,0

2,0

---

---

3,0

10,0

---

---

5,0

---

   Итого:

20,0

20,0

20,0

В цепи генератора ТГВ-300-240  выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-20.

Таблица 22.Сравнение данных

Расчетные данные.

Каталожные данные.

     Uсети ном. = 20 кВ;

     S2 расч. = 20 ВА;

  Uном. = 24 кВ;

  S2 ном. = 75 ВА;

Для остальных ступеней напряжения принимаем к установке ТН :

500 кВ марки НКФ – 500

220 кВ марки НКФ-220

2.7. Выбор режимов работы нейтрали в электроустановках.

В соответствии с ПУЭ на станции выбраны следующие режимы работы

нейтралей:

В сетях 110 кВ и выше с глухим заземлением нейтрали.

В сетях 6 35 кВ применяются не заземляющие нейтрали, сеть

генераторного напряжения и трансформаторы собственных нужд

10,5/6,3.

В сетях 0,4 кВ применяется глухо-заземленная нейтраль.

2.8 Разработка генерального плана проектируемой электроустановки

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений.

Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства:

– главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе , дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами;

– электрический щит управления, электрические распределительные устройства закрытого и открытого типа;

– устройства водоснабжения, топливного хозяйства ;

– химическую очистку добавочной воды;

– масляное хозяйство;

– лаборатории и мастерские, склады оборудования и материалов;

– служебные помещения и др.

Районы сооружения тепловых электростанций определяются народнохозяйственными планами, схемами развития энергосистем и теплоснабжения.

Площадку для тепловой электростанции выбирают по возможности ближе к потребителям электрической энергии, к месту добычи топлива и источнику водоснабжения. Площадку электростанции располагают на землях, не содержащих ценных ископаемых, малопригодных для сельского хозяйства, не затапливаемых паводковыми водами реки, используемой для водоснабжения электростанции. Площадка электростанции должна иметь достаточные размеры для размещения всех необходимых ее сооружений и устройств. В зависимости от мощности электростанции, ее агрегатов и энергоблоков требуемая площадь составляет 0,04 – 0,06 га/МВт. Рельеф площадки (территории) электростанции должен быть по возможности ровным; разность высот в отдельных ее местах не должна превышать 2-4 м, обеспечивающим удобный отвод поверхностных вод. Грунтовые воды по химическому составу не должны быть агрессивны и не должны вызывать коррозию подземных частей зданий и сооружений.

Расположение площадки электростанции должно быть по возможности близким к железнодорожным магистралям, по которым предполагается подвоз топлива, а также оборудования, строительных конструкций и материалов. При выборе района сооружения электростанции учитывают также наличие местных строительных материалов (лес, песок, кирпич и т.д.). Должно быть также обеспечено: удобный вывод линий электропередачи высокого напряжения и электрических кабелей, трубопроводов пара, горячей воды (теплопроводов); технической, санитарной и ливневой канализации и т. д.; отсутствие близко расположенных аэродромов и трассы низко летящих самолетов; возможность сооружения дымовых труб необходимой высоты – до 300 м  и  выше.    

При составлении вариантов компоновок электростанций руководствуются следующими общими принципами:

– оптимальная ориентация относительно естественных водоемов, при которой достигается экономия в строительстве гидротехнических сооружений и каналов;

– удобство внешних инженерных коммуникаций – подъездных дорог, линий электропередачи;

– удобство внутренних инженерных коммуникаций:

а) транспортной сети и подъемно-транспортного оборудования;

б) технологических (транспортеров, трубопроводов, водоводов и т. п.) и электрических (токопроводов разных конструкций) связей.

– размещение зданий вспомогательных хозяйств (ремонтных служб и мастерских, масляного хозяйства, пожарного депо, гаража и т.д.) в соответствии с их назначением. Это дает возможность осуществить более короткие технологические и транспортные связи с цехами, которые эти вспомогательные хозяйства обслуживают;

– наименьшие размеры площадки, занимаемой проектируемой электростанцией;

– возможность дальнейшего расширения станции до конечной мощности при минимально необходимом отчуждении земель.   

        2.9. Разработка конструкции РУ.

   Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ), благодаря занимаемыми ими малым площадям и объемам, а также высоким уровнем надежности и готовности, стали неизменной особенностью современных систем электропередачи.
   
КРУЭ предоставляют наилучший выбор, особенно при использовании в районах, требующих концентрации мощностей, например, в больших городах и индустриальных центрах, обеспечивая низкий уровень шумов при невысоких фактических издержках.

 КРУЭ в зависимости от схемы заполнения представляет собой комплекс аппаратов (ячеек, отдельных модулей и изделий, необходимых для подсоединения воздушных и кабельных линий).
 
Ячейки и модули состоят из отдельных элементов, заключенных в герметичную металлическую оболочку цилиндрической или шаровой формы, заполненной элегазом. Для сочленения между собой оболочки элементов имеют фланцы и патрубки, контакты и уплотнения.
 
По функциональному назначению ячейки КРУЭ могут быть линейные, шиносоединительные, трансформаторов напряжения и секционные, с одной или двумя системами сборных шин. 
Ячейки, отдельные модули и элементы допускают возможность компоновки КРУЭ по различным электрическим схемам. Ячейки состоят из трех полюсов, шкафов и сборных шин. В шкафах размещена аппаратура цепей сигнализации, блокировки, дистанционного электрического управления, контроля давления элегаза и подачи его в ячейку, питания приводов сжатым воздухом.
Ячейки на номинальное напряжение 110-220 кВ имеют трехполюсное или пополюсное управление, а ячейки на 500 кВ - только пополюсное управление.
Полюс ячейки содержит набор элементов необходимых для работы распределительного устройства.

3. Релейная защита и автоматика блока 300 МВт

Основные защиты.

1. Продольная дифференциальная защита генератора.

Назначение: от междуфазных КЗ внутри и на выводах генератора.

Защита выполняется трехфазной, трехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процентным торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания, меньшем номинального тока генератора.

Защита действует на отключение выключателя генератора, на гашение поля, на останов котла и турбины мгновенно.

Расчет уставок защиты: вторичный ток срабатывания защиты

, где

 

Fср = 100 Ав – МДС срабатывания реле;

Wраб = 144 витка – число витков рабочей обмотки со стороны линейных выводов.

Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от тока небаланса при внешнем КЗ

, где

Кодн = 0,5 – коэффициент однотипности;

– относительная погрешность трансформаторов тока.

Намагничивающая сила, создаваемая током небаланса в рабочей обмотке реле в режиме внешнего КЗ.

Ав,

где  КI= 12000/5

Котс = 1,6 – коэффициент отстройки;

КI = 8000/5 – коэффициент трансформации, трансформаторов тока линейных выводов генератора.

Расчетное число витков тормозной обмотки

вит.

             Принятое число витков тормозной обмотки Wторм = 16 в (3 + 13)

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности при двухфазном КЗ на выводах генератора в режиме холостого хода генератора.

 

 

2. Поперечная дифференциальная защита генератора.

Ток срабатывания защиты выбирается на основании опыта эксплуатации с учетом отстройки от максимального тока небаланса при внешних КЗ

Iсз = 0,2 ·Iном = 0,2 · 10200 = 2040 А

Ток срабатывания реле и его уставка

        

Принимаем Iуст = 6,8 А и выбираем III диапазон уставок, зажимы 4-6.

3. Защита от замыканий на землю в обмотке статора.

На генераторах энергоблоков устанавливается блок-реле БРЭ 1301,  состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее  всю обмотку статора без зоны нечувствительности.

Орган третьей гармоники в защите БРЭ 1301.01 реагирует на относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется «реле сопротивления» или «реле с торможением». Уставки относительного сопротивления срабатывания (в относительных единицах) могут изменяться в пределах 0,3-3.

К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения соответственно через фильтры первой и третьей гармоник.

В защите БРЭ 1301.01 реле напряжения включается на трансформатор.   Напряжения со стороны нейтрали, а к реле сопротивления (реле с торможением) подается выпрямленная сумма напряжений третьей гармоники от трансформатора напряжения в нейтрали,  и на выводах генератора – рабочее напряжение и тормозное выпрямленное напряжение третьей гармоники со стороны нейтрали , при этом

 и Кт = 1/Zcp

           

Уставки защиты: Уставка органа первой гармоники в обоих исполнениях защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10 – 15 В).

Для  органа  третьей  гармоники  БРЭ 1301.01    следует   принимать Zx cp = 1,5  или

Кт = 0,67.

Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на её выходе должна быть выдержка времени порядка 0,5с.

4.  Защита от замыканий на землю обмотки ротора.

Предусматривается защита для обнаружения замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения генератора путем замера сопротивления изоляции обмотки ротора относительно земли. Защита выполняется с наложением на цепь возбуждения переменного тока с частотой 17,5 Гц, который подводится от отдельного источника.

Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна иметь две уставки:

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 10 кОм с действием на сигнал;

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 4 кОм с действием на отключение.

Защита выполняется с помощью двух блоков: контроля сопротивления изоляции типа БЭ 1104Б.04 и частотного фильтра типа БЭ 1105Б.04, подключенных к цепям возбуждения генератора.

  1. Продольная дифференциальная защита трансформатора блока.

Наименование величин

Обозн.

Расчетная формула

Един.

изм.

              Результаты расчета

сторона

220 кВ

сторона

20 кВ

Сторона20

кВ отнесенная к СН

             1                  

   2    

        3

 4

        5

      6

       7

Первичные токи на сторонах трансфор-матора блока,соответ

ствующие его ном.

мощности

 А

Соединение обмоток силового трансфор-

матора

Y

Соединение вторич-

ных обмоток транс-

форматоров тока

Y

Y

Коэффициент схемы

соединения транс-

форматоров тока

  

1

1

Коэффициент транс-

формации трансфор-

маторов тока

  

Расч.

уточн

2000/5

12000/5

1000/5

Вторичные токи в плечах защиты

     

    

    

  А

Основная сторона

Неосновная сторона

Выбор ответвлений трансреактора реле

  А

  А

  А

4,25 (отв.3)

4,25 (отв.3)

Для необходимой отстройки от внешних КЗ в защите используются две цепи торможения, включенные на токи высшего и низшего напряжения блочного трансформатора

Выбор ответвлений промежуточных трансформаторов то-

ка (ТТ1,ТТ2) цепи торможения

  A

  А

  A

  А

4,55

5 (отв. 1)

4,82

5 (отв.1)

Первичный ток со стороны 230 кВ, со-

ответствующий «на-

чалу торможения» с учетом принятых от-

ветвлений промежу-

точных трансформа-

торов тока  цепи тор-

можения реле

=

Первичный ток сра-

батывания защиты:

1.по условию отст-

ройки от тока небала-

нса в режиме, соотве-

тствующем «началу торможения»

2.по условию отст-

ройки от броска тока намагничивания

  А

  А

  А

  А

  

Принятый первичный ток срабатывания защиты

  А

315,3

Относительный ток срабатывания реле, соответствующий «началу торможения»

Коэффициент тормо-

жения при внешнем трехфазном КЗ на стороне 20 кВ транс-

форматора

где:

- ток от системы, приведенный к напряжению основной стороны 230 кВ.

 ток от системы, приведенный к напряжению 20 кВ.

Выбор первичного тока срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора

   А

Чувствительность защиты:

1.при двухфазном КЗ на стороне 20 кВ трансформатора блока в режиме холостого хода

2.при двухфазном КЗ на стороне 20 кВ трансформатора блока (ток от системы)

где

где:

  1. Расчет резервной продольной защиты блока.

Режим, вид и место КЗ

Ток КЗ, А

Ток трехфазного КЗ на стороне 220 кВ в режиме холостого хода блока

I(3)K1 G=11080

Ток трехфазного КЗ за трансформатором собственных нужд

I(3)K3  max=

=857,35

Ток трехфазного КЗ на стороне 20 кВ:

от системы

от генератора

I(3)K2 S=6908,7

I(3)K2 G=9307

Расчет защиты сведен в таблицу 2.

                                                                                                                                       Таблица 2

Наименование величины и расчетные выражения

Единицы измерения

                Исходные и расчетные величины

Сторона 110 кВ                                Сторона 10,5 кВ

                          1       

     2

               3

                4

Первичные токи, приведенные к номиналь-ной мощности трансформатора

            Sт. ном

Iт.ном = --------------

            3 Uт.ном

Схема и группа соединения обмоток силового трансформатора

     А

                Y

 

                      

                                 1

       2 

                  3

                    4

Тип трансформатора тока

Схема соединения и коэффициент схемы

Расчетный коэффициент трансформации

          3  Iт.ном

КI р = ------------

              Iвт

Принятый коэффициент трансформации

       ТФЗМ 110

         Ксх = 3     

 

2000/5

  

           ТШВ 10

   Y    Ксх = 1

              

12000/5

Расчет тока небаланса

Iнб расч = Iнб расч + Iнб расч + Iнб расч =

= Кодн Ка  I(3)max + U I КЗ max

Кодн = 1;  Ка = 1;  = 0,1;

U = +2х2,5% / 100 = 0,05

Iнб расч – определяется после расчета витков реле

       А

          1,0 · 1,0 · 0,1 · 11080  + 0,05· 11080 = 1662

Первичный ток срабатывания защиты:

а) по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении блока под напряжение (холостой ход)

Iсз = Котс  Iт.ном, где Котс = 1,3

б) по условию отстройки от расчетного максимального тока небаланса при внешнем КЗ в точке К1

Iсз = Котс Iнб расч max

в) по условию отстройки от расчетного максимального тока КЗ за трансформатором собственных нужд (К3)

Iсз = Котс I(3)КЗ max

        А

       А

       А

     1,3 · 1051 = 1366,3

      1,3· 1662 = 2160,6

      1,3 · 857,35 = 1114,56

принимаем Iсз = 2160,6 А

Проверка возможности применения реле РНТ-565: от системы

        I(2)КЗ min

Кч = ---------- > 2

          Iсз

От генератора

        I(2)К min G

Кч = ----------- > 2

         Iсз

Защита удовлетворяет требованию чувствительности. Поэтому расчет продолжаем с использованием РНТ-565

    

Расчет тока срабатывания реле.

Вторичные токи в плечах защиты

        Ксх  Iт.ном

I2 = ----------------

             КI

Ток срабатывания реле на основной стороне

           Ксх Iсз

iр осн = ----------

             КI

        А

       А

 

Основная сторона

Неосновная сторона

Расчет числа витков реле

                   (AW)ср о

Wосн расч = ------------

                  Iср осн

(AW)ср о = 100 Ав

Принятое число витков дифференциальной обмотки Wд.уст

  Витки

 Витки

Wд.уст = 10

Расчетное число витков для неосновной стороны

                                I2 осн  

Wнеосн.расч = Wд.уст -----------

                               I2 неосн

Принятое число витков

в том числе уравнительных

Витки

Витки

витки

W220 уст = 11

Wур 1 = 11 – 10 = 1

Расчет тока небаласа и уточненного тока срабатывания защиты

                 Wрасч - Wприн

Iнб расч = ------------------ I(3)КЗ max

                       Wрасч

Iнб уточн = Iнб расч + Iнб расч + Iнб расч

Iсз уточн = Котс Iнб max уточн

Котс = 1,3

Т.к. принятый Iсз = 776 А больше Iсз уточн после выбора витков реле, расчет числа витков остается без изменения

       А

       А

       А

1108 + 554 + 418,1 = 2080,1

1,3 · 2080,1 = 2704,13

Действительный ток срабатывания реле

        (AW)cp o

icp = ------------

        Wд.уст

Первичный ток срабатывания уточненный

          icp  KI K

Iсз = ------------

            Kcх

Минимальный коэффициент чувствитель-ности: от системы

          I(2)КЗ min

Кч1 = ----------- > 2

           Icp

От генератора

         I(2)RP ьшт

Кч2 = ---------- > 2

           Iсз

      A

      A

Вывод: защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

  1. Газовая защита блочного трансформатора.

Назначение: от замыканий внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, который образуется в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительного повышения температуры.

Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение выключателей трансформатора соответственно.

Защита выполняется на реле типа РГТ-80.

Реле типа РГТ-80 имеет два поплавка верхний 6.1 и нижний 6.2, на которых установлены постоянные магниты, управляющие герконами. Поплавки реагируют на изменение уровня масла в корпусе реле. Кнопка проверки 7 служит для проверки работы поплавков 6.1 и 6.2 и напорной пластины 5.

В нормальном состоянии газового реле поплавки 6.1 и 6.2 находятся в крайних верхних положениях, а напорная пластина 5 – в исходном положении.

При снижении уровня масла в корпусе реле опускается сначала верхний поплавок 6.1. При его опускании происходит срабатывание верхней (сигнальной) контактной системы. При дальнейшем снижении уровня масла в корпусе реле опускается нижний поплавок 6.2. и происходит срабатывание нижней (отключающей) контактной системы. При восстановлении уровня масла поплавки 6.1 и 6.2 поднимаются до своего начального положения, а контакты контактных систем возвращаются в исходное состояние.

При превышении скорости потока масла из бака в расширитель значения уставки срабатывания реле напорная пластина перемещается, и срабатывают контакты нижней (отключающей) контактной системы. При прекращении потока масла напорная пластина возвращается в исходное положение.

Уставки реле по скорости потока масла: 0,65; 1,0 и 1,5 м/с.

Принимаем уставку 1,0 м/с.

Резервные защиты

  1. Защита от внешних симметричных коротких замыканий.

Большая эллиптическая ось характеристики реле

=

где угол нагрузки нагр определяется из выражения

        

, тогда , поэтому

Малая ось эллипса Zмал = Кэ  Zуст max = 0,5·1,1 = 0,55 Ом

Изменение параметров осей эллиптической характеристики реле с учетом смещения в III квадрант. Величина смещения большой оси:

Z = 0,12 Zуст max = 0,12 · 1,1 = 0,132 Ом

Сопротивление срабатывания защиты

Zуст max = Zуст max - Z = 1,1 – 0,132 = 0,968 Ом

Сопротивление срабатывания реле

Проверка чувствительности защиты:

  1. по замеряемому сопротивлению при КЗ на шинах высшего напряжения трансформатора блока

  1. по току точной работы при КЗ на шинах 110 кВ

      

где Iт.р. = 2 А

  1. Защита от несимметричных КЗ и перегрузок.

Ток срабатывания пускового органа защиты в относительных единицах

Iх2 ср.по = Котс Ix2 min;   Котс = 1,05

Ix2 min = 0,082 при А = (5-10)

Iх2 ср.по = 1,05 · 0,082 = 0,09

Допустимая длительность перегрузки током обратной последовательности

Ток и время срабатывания сигнального органа

Iх2ср.со = 0,05;  tcp.co = 10 c.

Ток срабатывания отсечки выбирается исходя из условия обеспечения необходимой чувствительности при двухфазном КЗ на шинах ВН блока в сверхпереходном режиме (в относительных единицах).

где  Кч = 1,3  или

Выдержка времени отсечки выбирается на ступень селективности t = 0,3 с превышающей выдержку времени той ступени дистанционной защиты, с которой согласована отсечка.

  1. Защита от симметричных перегрузок.

Уставка пускового органа

Iхср.по = 1,1;   I ср.по = 1,1 · Iном.G

Уставка сигнального органа

Iх ср.со = 1,05;   Iср.со = 1,05 · Iном G

Характеристика интегрального органа защиты от перегрузок

                  C

tср.ио = ------------ , где С и В – коэффициенты, зависящие от характеристики срабатывания

            (IxB)2                                    блок- реле;     

         Iст

Ix = -------  - относительный ток статора;

       Iном G

Iст, Iном G – ток одной фазы статора генератора и номинальный ток генератора соответственно в первичной цепи.

Расчет коэффициентов В и С характеристик срабатывания интегрального органа защиты для генератора ТВФ-110-2Е.

Из технических условий на генератор:

          Iст

при -------- = 1,3 – время перегрузки 4 минуты или 240 секунд

        Iном G  

           Iст

при  -------- = 1,35 – время перегрузки 3 минуты или 180 секунд.

        Iном G

                С                                               С      

Тогда   ---------- = 240;                  --------------- = 180;  решая эти уравнения:

           (1,3 – В)2                                              (1,35 – В)2     

С = 240· (1,3 – В)2 = 180· (1,35 – В)2                Врасч = 0,65

Согласно техническим условиям на блок-реле БЭ 1103  В = (0,8 – 1,0),

принимаем В = 0,8. Тогда С = 240 · (1,3 – 0,8)2 = 60

Согласно техническим условиям на блок-реле С = (3 – 50), принимаем С = 50.

В этом случае

                C                50

tср.ио = ----------  =  ------------- = 200 c.

           (IxB)2        (1,3 – 0,8)2

При В = 0,8; С = 50;  Iх = 1,3               tср.ио < tдоп = 240 с.

  1. Защита от внешних КЗ на землю.

Iном.G = 10,2 кА; I2 сз = 0,6 ·Iном.G = 6120 А; КI = 1000/5; m = 4; n = 2.

Расчет грубого комплекта. Расчетным режимом для согласования чувствительности является КЗ на ЛЭП, отключаемой с другого конца быстродействующей защитой. При этом

                        I0 расч              I2 сз

I2 = I(1)0  или  ---------- = --------

                          0                     2

0 = 1/n = ½ = 0,5;          2 = 1/m = ¼ = 0,25, где

m – число блоков станции; n – число блоков с заземленной нейтралью.

I2 сз = 768 А – из расчета защиты от токов обратной последовательности.

                        0                                      0,5                 20

3I0 cз = 3  Котс ----- Iсз = 3 · 1,1 ·  -------· 6120 · ------ = 3672 А

                        2                                    0,25                220

        3I0 cз  Ксх           3672 · 1

Iср = ------------- = --------------- = 18,36 А   выбираем реле РТ-140/20

             КI                      1000/5

tсз 1 = 4,5 с – на отключение выключателя ВН

tсз 2 = 5 с – на отключение блока;

tcз 3 = 4 c – на отключение выключателя при разземленной нейтрали.

Расчет чувствительного комплекта.

а) по условию обеспечения срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока при минимальной нагрузке

        Imin          0,4  Iном         0,4· 1051

Iсз < ------- = ----------- = -------------- = 350,3 А

         Kотс            1,2                  1,2

             Sном               400000  

Iном = ----------- = ------------ = 1051 А

          3  Uном         3 · 220  

              Iсз Ксх         350,3 · 1

Iср = ---------- = ----------- =  1,75 A.  

           КI                  1000/5

б) по согласованию с грубым комплектом

         Iср (гк)             18,36

Iср = ----------- = -------- = 17,5 А

            1,05         1,05    

Принимаем Iср = 1,75 А, выбираем реле типа РТ-140/2.

  1. Защита от асинхронного режима при потере возбуждения.

Диаметр окружности характеристики реле сопротивления

Zзащ = 1,1 Xd = 1,1·2,49 = 2,74 Ом

Смещение характеристики

Zсмещ = 0,4 · Хd = 0,4 · 3,4 = 1,36 Ом

Вторичные сопротивления

  1. Защита от повышения напряжения.

             Sн.тр           400000

Iн.тр = --------- = ----------- =  1051 А

          3· Uн     3 · 220

Напряжение срабатывания пускового органа

Uсз = 1,2 · Uн.г. = 1,2 · 20 = 24 кВ

          Uсз           24000

Uср = ------ = ------------- = 120 В, выбираем реле РСН 14-30

           КU        20000/100

Ток срабатывания блокирующего реле

Iсз = 0,1 · Iн.тр = 0,1 · 1051 = 105,1 А

          Iсз                105,1

Iср = --------- = --------- = 0,26 А, выбираем реле тока РТ-40/Р

          КI ВН         2000/5

Выдержка времени tсз = 3 с.

  1. Защита от перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения.

Сигнальный орган -  принимается Iх сз со = 1,05;

Iсз со = 1,05 · 3050 = 3202,5 А.   Выдержка времени tсо = 10 с.

Пусковой орган – принимается Iх сз по = 1,1;

Iсз по = 1,1 · 3050 = 3355 А.

Определяется выдержка времени интегрального органа

               C

tр ио = -----------

          (Ix p – B)2

           Ip

при  ---------- = 1,5 время перегрузки ротора 60 с.

          Ip.ном

                Ip

При -------- = 1,2 время перегрузки ротора 240 с.

          Iр.ном

     С                                             С

----------- = 60;                      -------------- = 240.

(1,5 – В)2                                (1,2 – В)2

Решая эти уравнения, получим Врасч = 0,9.

Согласно техническим  условиям на блок-реле В = (0,8 – 1,0). Принимаем В = 0,9.

Тогда Срасч = 240·(1,2 – 0,9)2 = 21,6

Согласно заводским данным С = (3 – 40). Принимаем С = 21,6.

                          С              21,6

Тогда tср ио = ----------- = -------------- = 233 с

                     (1,2 – В)2     (1,2 – 0,9)2

tср ио < tдоп = 240 с.

  1. Дополнительная резервная токовая защита на стороне высшего напряжения.

           Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока защищаемого трансформатора

       Котс                    1,2

Iсз = ------ Iн.т. = ------ ·1051 = 1483,8 А

       Квоз                  0,85

             Sн.т.             400000

Iн.т. = ---------- =   ----------- = 1051 А

         3· Uн.т.        3 · 220

Ток срабатывания реле

        Iсз                       1483,8

Iср = ------ Kсх = ----------- ·3 = 6,42 A, принимаем Iуст = 6,5 А и выбираем реле РТ-140/10.

         KI                     2000/5

  1. Автоматический пуск пожаротушения трансформатора.

Пуск автоматики пожаротушения производится от дифференциальной защиты, защиты ошиновки и газовой защиты трансформатора.

Зона повреждения при пуске пожаротушения от дифференциальных реле ограничивается баком трансформатора с помощью реле тока, включенного в провод, заземляющий бак трансформатора. Это реле реагирует на внутренние КЗ на землю на стороне ВН и разрешает пуск пожаротушения от дифференциальных защит трансформатора и его ошиновки на стороне ВН. При этом обеспечивается работа цепи пуска в случае повреждения вводов высшего напряжения высокого напряжения трансформатора, наиболее часто сопровождающихся пожаром.

При внутренних повреждениях на стороне НН пуск пожаротушения от дифференциальной защиты разрешается лишь при одновременном срабатывании газовой защиты, даже если действие ее отключающего элемента переведено на сигнал.

Первичный ток срабатывания защиты нулевой последовательности в схеме пуска устройства пожаротушения выбирается по условию обеспечения надежной работы этого реле при замыканиях на корпус трансформатора блока

        КT

Iсз = ------ 3I0 min , где KT – коэффициент токораспределения; Кч = 2 - коэффициент

        Kч                                                                                                                                                     чувствительности

3I0 мин – минимальный ток в месте КЗ при отключенном от системы энергоблоке.

Реле тока нулевой последовательности включается на трансформатор тока с коэффициентом трансформации KI = (300/5 – 600/5) и ориентировочно принимается типа РТ-140/2.

6.Экономическая часть

Исходные данные

Тип и количество установленных  турбин

8xК-300

Установленная мощность станции

Nу =2400МВт

Число часов использования установленной мощности

hу = 6a000ч.

Вид топлива

Газ– мазут.

Система технического водоснабжения

прямоточная

Таблица 1.Справочные данные по турбинам и котлам

Расчёт абсолютных и удельных вложений капитала в новое строительство станции

  1.  Абсолютные вложения капитала в строительство станции с поперечными связями при разнотипном оборудовании.

Кст = [ Кблг + Кблп ] Крс · К1· Кu  тыс.руб.

где Кблг ПТ- капиталовложения в головной блок  (К-300-240), тыс.руб.

Кблп - суммарные капиталовложения в каждые последующие блоки, тыс.руб.

Крс  -  поправочный коэффициент на территориальный район строительства,

К1   - коэффициент учитывающий вид системы технического водоснабжения

К1 = 0,9 - при прямоточной системе водоснабжения

Кu -  коэффициент индекса цен капитала по данным Госкомстата РФ на 01. 02. 14 г.

Кст = (7611100+7∙4124725)·1,1·0,9·1,74 =62847639,8 тыс.руб.

4.2.Удельные вложения капитала

Энергетические показатели работы электростанции.

4.2. Выработка и отпуск электроэнергии с шин станции.

2.2.1.Годовая выработка электроэнергии электростанцией.

WВ = Nу · hу · 10-3   тыс.МВт ч/год

где hу – число часов использования установленной мощности.

WВ = 2400·6000·10-3 =14400 тыс.МВт ч/год

4.2.3. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды в целом по КЭС.                                                                                    

4.2.6.Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённый на отпуск электроэнергии.

4.2.7. Годовой отпуск электроэнергии с шин станции.

Wо = Wв - Wсн ,  тыс.МВт ч

Wо = 14400-356 =14044 тыс.МВт ч/год

4.3.Годовой расход условного топлива.

4.3.1. Нормативный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

Определяется для каждого типа турбины в зависимости от числа часов использования установленной мощности, использования отборов в течение года.

4.3.8. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

4.3.10. Годовой расход натурального топлива энергетическими котлами.

4.3. Издержки производства электрической и тепловой энергии по кономическим элементам затрат на энергию.

4.3.1. Материальные затраты.

4.3.1.1.Топливо на технологические цели.

По этому пункту учитывается топливо, которое расходуется непосредственно на производстве электроэнергии. Топливо оценивается с учетом транспортных затрат.

Цтвпот=5000 руб/м3

    Примем цену газа равной 5000 руб/м3

Итоплдог Внг=5000·3513,6=17565600 тыс.руб/год

4.3.1.3. Затраты на вспомогательные материалы.

Нвм - норматив затрат на вспомогательные материалы.

Иу - установленная мощность станции

Ки- коэфф-т инфляции.

4.3.1.4Затраты на подготовку питательной воды

Ппв=1,08∙D0∙нбл∙hу∙Цв∙10-3=1,08∙270,8∙3.6∙8∙ 6000∙55∙10-3=

=2779577.8 тыс. руб. год.

4.3.1.5 плата за пользование водными объектами

Число часов использования установленной мощности:

Расход свежего пара на турбины:

Птв=1,08∙Wохл∙к ив∙нбл∙hу∙Тв∙(30%/100)∙10-3=

=1,08∙36∙8∙6000∙276∙1,74∙(30%/100)∙10-3 =268872,9 тыс.руб.год

4.3.1.6 Материальные затраты без учёта топлива.

4.3.2. Оплата труда.

4.3.2.1. Среднемесячная заработная плата одного работника.

В элементе « Затраты на оплату труда » отражаются затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав затрат на оплату труда включаются выплата заработной  платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, все виды затрат, премий, оплаты очередных и дополнительных отпусков.

ЗПсрмес = Ст1·  Кtср   ·Кррсс  · Кпрср   ·Крзп   руб/мес

где Ст1 – месячная тарифная ставка рабочего первого разряда.

Кtср  - средний тарифный коэффициент по промышленно- производственному персоналу электростанции.

Кррсс -средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда и другие компенсационные выплаты.

Кпрср - средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат  текущие премирование, премирование за выполнение заданий по рабочей мощности, за экономию топлива, индивидуальные вознаграждения, за выслугу лет, по итогам работы за год и др.

Крзп  - районный коэффициент к заработной плате.

ЗПсрмес =  8000·2,2 · 1,16 · 1,7 · 1 = 52060,8 руб/мес

Годовой фонд оплаты труда на одного человека.

ФОТчелг = ЗПсрмес ·  12 · 10-3 тыс. руб/год

ФОТчелг =  52060,8 ·  12 ·  10-3  = 624,7 тыс. руб/год

Затраты на оплату труда учитываемые в себестоимость продукции

Иот =  Чппп  · ФОТчелг тыс. руб/год

где Чппп -  численность промышленно-производственного персонала=780, чел;

Иот = 1096 · 624,7 =684703,642 тыс. руб/год

4.3.2.4.    Коэффициент обслуживания:

Отчисления на социальные нужды

В элементах « Отчисления на социальные нужды » отражаются обязательные отчисления по установленным законодательством норма органам социального страхования , пенсионного фонда (34,2%),  медицинского страхования (0,2%).

4.3.3.1 Отчисления в пенсионный фонд

=  ·  Иот  =    · 684703,642  =237592,2 тыс. руб/год

4.3.3.2 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев и профессиональных заболеваний:

=  ·  Иот  =    ·  684703,642 =649,72 тыс. руб/год

4.3.3.3 Отчисления  на социальные нужды:

тыс. руб/год

Амортизация основных фондов (средств).

В элементах « Амортизация основных фондов » отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных средств, рассчитанная по балансовой стоимости и утверждённым в установленном порядке нормам амортизации на реновацию.

4.3.4.1.  Стоимость основных фондов (основных средств) электростанции.

Сф = 0,9 · Кст , тыс. руб

Сф = 0,9 ·62847639,8 =56562875,8 тыс. руб

Иа=(Нарен/100)∙Сф =(3,2/100)∙ 56562875,8 =1810012,03 тыс.руб/год

Нарен-средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции (табл.6)

4.3.5. Отчисления в ремонтный фонд.

где Нрфср - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по РФ электростанции  %,

4.3.5.2.1. Плата за землю

Для определения платы за землю необходимо знать площадь земли, отчуждаемую под строительство электростанции с учётом всех необходимых сооружений, и ставку земельного налога.

Площадь земли под производственную площадку

    F1  = f1 Nу ·10-2  га

где f1- удельная площадь застройки производственной площадки в зависимости от      установленной мощности станции, с учетом градирен:

F1  =  300 · 2400·10-2   =4800  м2

Общий отвод земли под строительство КЭС   F=F1=4800га

4.3.5.2.6. Определение ставки земельного налога на производственную площадь:

Ставка земельного налога зависит от места строительства электростанции. Если электростанция строится в черте города или пригородной зоне, то ставка на землю устанавливается для городских земель.

Средняя ставка земельного налога за производственную площадь:

- для электростанций, построенных вне населенного пункта

где Сзн1ср - средняя базовая ставка земельного налога за производственную площадь, руб./м2.

K2 - коэффициент увеличении средней ставки земельного налога за счет статуса города, развития социально-культурного потенциала.

Иземзн1∙F∙10-3=34,69∙4800∙10-3=166,37 тыс.руб/год

F-общая площадь земли отводимая под эл/ст

Сзн1-средняя ставка земельного налога для эл/ст

4.3.5.3. Прочие отчисления

Учитываются налоги в составе себестоимости, плата за сточные воды, сбрасываемые в водные объекты, проценты но кредитам банков в пределах учетных ставок, командировочные и подъемные, представительские расходы в пределах нормативов, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения и прочие отчисления и платежи, предусмотренные законодательством в составе себестоимости.

где НДР% - норматив других (прочих) отчислений в зависимости от вида сжигаемого топлива.

4.3.5.4. Прочие затраты

Ипроч = Ирем  +Иземдр   тыс. руб/год

Ипроч = 791880,3+166,37+301668,6=1093715,3 тыс. руб/год

4.3.6Годовые издержки электростанции по экономическим элементам затрат (общие)

И = Итоплмз + Иот + Исн + Иа + Ипроч тыс. руб/год

И=17565600+3060561.2+684703,642+237592,2+1810012,03+1093715,3=

=24452184.3 тыс. руб/год

4. Калькуляция проектной себестоимости электрической энергии

4.4.3.Себестоимость производства электроэнергии.   

в том числе:

Наименование

Годовые издержки, тыс.руб/год

Структура затрат,%

Себестоимость производства электроэнергии, руб./МВт·ч

1.Топливо

17565600

71.85

1250.7

2.Матер.затраты

3060561.2

12.51

217.9

3.Оплата труда

684703,64

2.8

48,75

4.От.соц.нужды

237592,2

0.97

16,92

5.Армотизация

1810012,03

7.4

128,9

6.Прочие затраты

1093715,3

4.47

77,87

Итого

21391623

100

1741.11

Заключение

В соответствии с заданием выполнен дипломный проект, представленный на страницах пояснительной записки аблиц) и 8 листах графической части формата А1.

В дипломном проекте произведен расчет конденсационной электрической станции мощностью 2400 МВт. Станция предназначена для  электроснабжения крупного промышленного центра.

На станции установлена конденсационная турбина типа К-300. Топливо – газ, резервное - мазут. Место строительства: Коми- Пермяцкий АО. Система технического водоснабжения: из реки.

Для заданного типа турбин были выбраны турбогенераторы: для турбины К-300, выбираем генератор типа ТГВ-300-2У3.

Связь с энергосистемой на напряжении 500 кВ по двум воздушным линиям.

Параметры системы 1: мощность 6000 МВА, сопротивление 0,85 о. ед. длина ЛЭП 150 км., резервная мощность 500 МВт.

  Параметры системы 2: мощность 4000 МВА, сопротивление 1,1 о. ед. длина ЛЭП 120 км., резервная мощность 400 МВт.  От шин 220 кВ отходят 6 воздушных линии в районную сеть.

В проекте выбраны турбогенераторы типа ТГВ-300.  Генераторы  имеют высокочастотную систему возбуждения, водородно-водяное охлаждение обмоток, обмотка статора - трехфазная, двухслойная, стержневая, с укороченным шагом, обмотка ротора с газовым охлаждением выполняется из медных полос специального профиля.

Разработаны  10 вариантов структурных схем станции. Выбраны блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220 и автотрансформаторы связи  типа 3*АОДЦТН-167000/500/220.

Произведен расчет приведенных затрат по капитальным затратам, издержкам на обслуживание, амортизацию и потери в силовых трансформаторах и ущербу от недоотпуска электроэнергии. Выбрана схема с минимальными приведенными затратами (второй вариант). Разница 3%.

В соответствии с рекомендациями НТП выбрана схема распределительных устройств. На высокое напряжение 500 кВ выбрана схема КРУЭ 3/2. На среднее напряжение 220 кВ выбрана схема КРУЭ с двумя системами сборных шин. Выбраны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд типа ТРДН-32000/220

В соответствии с НТП разработана схема собственных нужд станции. Выбраны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд типа ТРДН-32000/220,  ТРДНС - 3200/35; ТМ-1000/6,3/0,4.

Произведен  расчет токов трехфазного короткого замыкания для 4 точек: на шинах 500 кВ, шинах 110 кВ, генераторном напряжении  15,75 кВ, секции собственных нужд 6 кВ.

Выбраны электрические аппараты и проводники напряжением выше 1кВ:

.

- Элегазовые ячейки ЯЭУ-500, ЯЭГ-220.

- Выключатели: ВГГ-20, BB/TEL-10. Разъединитель РВПЗ-1-20/12500УЗ.

− Проводники: гибкие сталеалюминевые провода 3АС-600/72, 2АС-400/22, комплектный пофазно-экранированый токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400, жесткие шины ША 100х8.

− Измерительные трансформаторы тока: встроенные  ТШ-20-12000/5 .

− Измерительные трансформаторы напряжения: для наружной установки

НКФ-500, НКФ-220, встроенные ЗНОЛ-20.

Распределительные устройства 500 и 220 кВ выполнены типа КРУЭ, собственных нужд 6 кВ – комплектного типа внутренней установки с шкафами типа К-104 М.

Так же был посчитан экономический расчет станций, определены затраты

на различные составляющие производства электрической тепловой энергии.

Определены себестоимость еденицы электрической и тепловой энергии

отпускаемой со станции. Был произведен теплотехнический расчет турбины К-300. Выбраны основные и вспомогательные оборудования. В разделе релейной защиты и автоматики представлен расчет основных и вспомогательных защит

блока с генератор – трансформатор ТГВ-300. В разделе охрана труда был

разработан вопрос  «Обходы и осмотры ВЛ».

Список литературы.

1. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н.. Электрическая часть электростанций и

подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного

проектирования.- М. Энергоатомиздат,1989 г.

2. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций:

Учебник для сред.проф.образования/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В.

Чиркова.-2-е изд.стер.-М.:Издательский центр «Академия»,2005.-448 стр.

3. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под ред.

Д.Л.Файбисовича.-2-е изд.перераб. и доп.-.: Изд-во НЦ ЭНАС,2006.-352с.: ил.

4. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций

и тепловых сетей: ВНТП-81, 1981. – 122 страницы.

5. Правила устройства электроустановок – 7 издание, 2001. – 640 страниц.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В.

Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и

И. М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.352с.

7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С.. Электорооборудование станций и подстанций.

2-е изд., -М.: Энергия, 1980 г.

8. Гук Ю.Б. и др.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебное

пособие для вузов. -Л.: Энергоатомиздат,1986 г.

9. Методические указания для курсового проектирования по курсу

“Электрические станции и подстанции систем электроснабжения”.

10. Справочные данные элегазовых выключателе фирмы АВВ http://www.abb.ru.

11.Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические изделия

и устройства / Под общ. ред. профессоров МЭИ (гл. ред. И. Н. Орлов). 3-е

изд., испр. и дои. Москва: Энергоатомиздат, 1986.

12.Электрическая часть станций и подстанций / Под ред. А. А. Васильева.

Москва: Энергия, 1980.

13.Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций:

Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. Москва: Энергоатомиздат,

1986.

14.Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. 3-е изд.,перераб. и дон. Москва: Энергоатомиздат, 1985.

15.Кудрявцев Е. П., Долин А. П. Расчет жесткой ошиновки распределительных устройств. Москва: Энергия, 1981.

16.Справочник по строительству подстанций 110- 750 кВ / Под ред. М. А.

Реута. Москва: Энергоиздат, 1982.

17.Иванов Н. А., Лернер Н. М., Рябцев Ю. И. Справочник по монтажу

распределительных устройств выше 1000 В на электростанциях и подстанциях / Под ред. Н. А. Иванова, Н. Г. Этуса. М.: Энергоатомиздат,

1987.

18.Кошкин А. А., Шаталов Г. Г., Штеренфельд Н. С. Разработка и внедрение

блочных подстанций 35- 220 кВ заводского изготовления // Энергетическое

строительство. 1980. № С. 32- 35.

19.Siemens-Zeitschrift. 1967. № 10. S. 847—854.

20.Siemens-Zeitschrift. 1970. № 1. S. 15- 22.

21.Mier G. Rohrstromschienen fur Freiluftschaltanlagen // Elektrotechniche

Zeitschrift. 1980. Bd 101. № 6. S. 390 -394.

22.Григорьев Ю. E. Арочные конструкции шин в распределительных

устройствах 400 кВ Англии // Энергетическое хозяйство за рубежом. 1969.

№ 1. С. 35 36.

23.Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Москва: Энергия, 1974.

24.Двоскин Л. И. Компоновки и конструкции распределительных устройств

высокого напряжения. Москва: Госэнергоиздат. 1960.

25.Электрические изоляторы / Н. С. Костюков, Н. В. Минаков, В. А. Князев и

др.; Под ред. Н. С. Костюкова. Москва: Энергоатомиздат, 1984


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

16030. Адміністративно-правове регулювання міграційних процесів 1.44 MB
  Адміністративноправове регулювання міграційних процесів. ЗМІСТ Розділ 1. Міграція як соціальноправовий феномен. 1.1. Міграція як предмет наукового дослідження. Природним закономірним процесом що дозволяє збалансувати е...
16031. Ипотека. Организация ипотечного кредитования 2.45 MB
  Целью учебного пособия является ознакомление с историей становления ипотеки, основными направлениями, современным состоянием, проблемами и перспективами ее развития за рубежом, в России, в конкретном коммерческом банке, на железнодорожном транспорте, в частности, Московской железной дороге при организации жилищного ипотечного кредитования.
16032. Конституция России природа эволюция современность 1.7 MB
  Авакьян С.А. Конституция России: природа эволюция современность: 2е изд. М.: РЮИД Сашко 2000. Предлагаемая читателю книга представляет собой исследование проблем природы Конституции Российской Федерации на базе общего учения о конституции как политическом и правово...
16033. Раскрытие серийных преступлений против личности и убийств, совершенных по найму 286.5 KB
  Растет количество бандитских формирований, ориентированных на совершение тяжких преступлений корыстной направленности, сопряженных с умышленными убийствами. В основном это сплоченные, хорошо вооруженные, оснащенные транспортом и средствами связи преступные группировки
16034. Виктимологическая детерминанта торговли людьми 660 KB
  Цель и задачи: В ходе исследования предполагается выявить структуру и особенности торговли людьми, совершаемой посредством модельного бизнеса в республике Мордовия. Одной из основных задач данного исследования является выявление причин отсутствия уголовных дел по статье 127.1 (торговля людьми) УК РФ
16035. Виконавча влада і адміністративне право 3.81 MB
  У книзі, яка є черговою публікацією в серії наукових видань Адміністративно-правова реформа в Україні, висвітлюються науково-теоретичні засади і актуальні проблеми функціонування виконавчої влади та її правового регулювання в Україні
16036. Державне управління в Україні 1.35 MB
  Державне управління — надзвичайно важлива сфера реалізації державної влади. За своїм змістом воно органічно поєднано з виконавчої гілкою державної влади. Сьогодні вихід нашого суспільства із системної кризи потребує такої організації виконавчої влади, яка б забезпечувала істотне підвищення дієвості державного управління
16037. Державне управління проблеми адміністративно-правової теорії та практики 2.23 MB
  У книзі розглядаються найважливіші інститути державного управління, що є пред-метом вивчення адміністративне-правової науки. Вирішальне місце відведено аналізу малодосліджених теоретичних аспектів взаємодії державного управління та адміністративного права
16038. Криминология 1.65 MB
  Преступность — основной объект криминологического изучения. Одновременно преступность — главный объект воздействия разрабатываемых криминологией мер. Все выводы криминологии, рекомендации и предложения, вырабатываемые в рамках этой науки, направлены на достижение главной цели...