В качестве заземлителей защиты от прямых ударов молнии металлических и неметаллических труб, башен, вышек следует использовать их железобетонные фундаменты. При невозможности использования фундаментов на каждый токоотвод должен быть предусмотрен искусственный заземлитель из двух стержней, соединенных горизонтальным электродом; при периметре основания сооружения не более 25 м искусственный заземлитель может быть выполнен в виде горизонтального контура, проложенного на глубине не менее 0,5 м и выполненного из электрода круглого сечения. При использовании в качестве токоотводов арматурных стержней сооружения их соединения с искусственными заземлителями должны выполняться не реже чем через 25 м при минимальном количестве присоединений, равном двум.

При возведении неметаллических труб, башен, вышек и др. металлоконструкции монтажного оборудования (грузопассажирские и шахтные подъемники, кран-укосина и др.) должны быть присоединены к заземлителям. В этом случае временные мероприятия по молниезащите на период строительства могут не выполняться.

Зона защиты молниеотвода - это часть пространства, примыкающая к молниеотводу, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Зона защиты типа А обладает степенью надежности 99,5% и выше, а зона защиты типа Б - 95% и выше.

На электростанциях и ОРУ от прямых ударов молнии объекты защищают молниеотводами трех типов: в виде троссовой 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.

Схема защиты ОРУ 500 кВ приведена на рис. 11.2.

Рис. 11.2. Схема молниезащиты ОРУ 500 кВ



Проведем расчет молниеотводов, защищающих все уровни:

Радиусы зон защиты на высоте 23 м.:

(м),

где h - высота молниеотвода; hx - высота защищаемого оборудования;

Молниеотводы, стоящие на линейных порталах (1-12):

Высота конуса защиты:

(м), где h=53 м;

Радиус основания конуса защиты:

(м).

Расчет парных молниеотводов(4-5,10-11,11-12):

h<L<2h, L=56 м,

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 44.5 м:

(м); (м);

Расчет парных молниеотводов(1-4,7-10,9-12):



h<L<2h, L=70 м,

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 44.5 м:

(м); (м);

Расчет парных молниеотводов(2-4,8-10):

h<L<2h, L=86 м,

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 44.5 м:

(м); (м);

Расчет парных молниеотводов(1-2,2-3,5-6,7-8,8-9):

h<L<2h, L=84 м,

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 44.5 м:

(м); (м);



Расчет парных молниеотводов(2-5,5-8):

h<L<2h, L=64 м,

(м);

Сужение зон защиты для парных молниеотводов для зоны на высоте 44.5 м:

(м); (м);

Установленные молниеотводы полностью закрывают зоны на всех уровнях ОРУ-500 кВ. Таким образом, установленных достаточно для обеспечения надежной защиты оборудования и конструкций от прямых ударов молний.



Раздел 12. Расчёт заземляющего устройства ОРУ-500 кВ

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, 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;

[м²] - площадь ЗУ;

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

измерения производились летом в сухую погоду.

Омм, Омм, , тогда по [2, стр. 598] М=0,5.

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

.

Сопротивление человека принимаем по [2, стр. 598] Омм.

Тогда .

Коэффициент напряжения прикосновения определится как:

.

Определим расчетный ток:

,



где Х0 - результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места КЗ, ХТ - сопротиление нулевой последовательности трансформаторов рассматриваемой электроустановки,

Из расчетов токов к.з.

кА, о.е., о.е., тогда

[кА].

Расчетный ток за пределами электроустановки:

[кА].

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

Определяем удельное эквивалентное сопротивление:

.

,

где

м - глубина верхнего слоя грунта.

[Омм].

Общая длина горизонтального заземлителя:



[м].

Определим число ячеек модельного ЗУ:

, принимаем .

Длина полос в расчетной модели:

[м].

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии а/lв=1:

, примем n=175.

Общая длина вертикальных стержней:

[м].

Относительная глубина закладки заземлителей в грунт:

, ,



где t=0.7м - глубина заложения контура заземления.

.

Сопротивление искусственного заземлителя определится как [2, стр. 596]:

[Ом].

Напряжение прикосновения равно:

[В].

Допустимое значение напряжения прикосновения для фв=0,1+0,055=0,155 c.,

где фв- суммарное время действия релейной защиты и отключения выключателя, равно Uпр.дом.=445В[2,стр.596].В, таким образом, обеспечена безопасность персонала на рабочих местах и участках обслуживания.



Рис. 12.1. Схема заземляющего устройства ОРУ-500 кВ.



Раздел 13. Экономическая часть

В данном разделе дипломного проекта производится анализ поставщиков коммутационного оборудования собственных нужд станции, а также оценка технико-экономический показателей КЭС для планирования и анализа производственных возможностей предприятия, оценки трудовых возможностей. Определяется необходимый объем инвестиций в КЭС, численность эксплуатационного персонала, себестоимость производства электрической энергии.

13.1 Анализ рынка

В условиях современного рынка спрос на продукцию будет тогда, когда его продвижение ведется по всем направлениям. Этот процесс включает участие в различных тематических выставках, семинарах, размещение статей и рекламы в специализированных периодических печатных изданиях и общение напрямую с заказчиком. Но при общении с заказчиком следует уделять внимание не только технической стороне продукта, но и затрагивать экономические аспекты его применения.

Одним из основных инструментов заказчика, при выборе коммутационного аппарата является технико-экономическое обоснование применения выключателя. В этом обосновании помимо технических характеристик сравниваемых выключателей приведена оценка затрат на содержание выключателя в течение срока его службы.



Рисунок 13.1. Диаграмма развития высоковольтных выключателей 6-10 кВ

Анализ рынка продаж высоковольтных выключателей 6-10 кВ (рис. 13.1) в мире показывает, что с начала 90-х годов прошлого века происходит существенное увеличение продаж вакуумных выключателей при снижении продаж масляных и незначительном увеличении продаж элегазовых выключателей. В конце 90-ых годов прошлого века объем продаж вакуумных выключателей достиг до 67%, объем продаж масляных - около 10% и объем продаж элегазовых - до 23% от общего объема продаж выключателей 6-10 кВ. По данным Российских заводов и фирм по выпуску коммутационных аппаратов в общем объеме выпуска всех выключателей 6-10 кВ объем выпуска вакуумных выключателей на начало 2006 года достиг до 71%, масляных - около 6% и элегазовых - 23%. Таким образом, увеличение объема продаж вакуумных выключателей 6-10 кВ относительно объема продаж масляных и элегазовых выключателей на отечественном рынке выражено еще более существенно по сравнению с мировой тенденцией.

Данная тенденция свидетельствует о наличии существенных технических и эксплуатационных преимуществ вакуумных выключателей 6-10 кВ относительно масляных и элегазовых. Очевидно, что эти преимущества количественно и качественно выражены в основных технико-экономических показателях этих выключателей.

Вакуумный выключатель - выключатель, в котором вакуум служит средой для гашения электрической дуги. Вакуумные выключатели предназначены для коммутаций (операций включения-отключения) электрического тока - номинального и токов короткого замыкания (КЗ) в электроустановках.

В результате анализа российского рынка вакуумных выключателей были выявлен ряд поставщиков, которые производят данные устройства.

Вначале рассмотрим российский производителей:

1. Астер Электро

ООО "Астер Электро" - молодое (2008 г.) электротехническое предприятие, действующее в сфере производства и поставок высоковольтного коммутационного оборудования.

В 2008 г. ООО "Астер Электро" приступила к разработке вакуумных выключателей BB/AST. Продукция успешно прошла испытания в головной экспертной организации по аттестации электротехнического оборудования ОАО "НТЦ электроэнергетики". Получен сертификат соответствия требованиям ГОСТ Р 52565 -2006. Вакуумные выключатели AST допущены к использованию на электросетевых предприятиях в России и получили позитивную оценку.

Вакуумный выключатель BB/AST 10 производится компанией ООО "Астер Электро" и предназначен для работы в трёхфазных цепях переменного тока частотой 50 (60) Гц , напряжением 10 кВ и номинальным током 1000 А в нормальном и аварийном режимах работы. Выключатели комплектуются компактными вакуумными дугогасительными камерами (КВД), разработанными в ГУП "Всероссийский электротехнический институт имени В.И. Ленина" и ООО НПО "Эковакуум" (г. Москва). Они обеспечивают высокую надежность и коммутационный ресурс, экологическую чистоту и практически не нуждаются в обслуживании. На сегодняшний день ООО "Астер Электро" выпускает выключатели следующих типов: BB/AST-10-12.5/630, BB/AST-10-12.5/800, BB/AST-10-12.5/1000, BB/AST-10-16/630, BB/AST-10-16/800, BB/AST-10-16/1000, ВВ/AST-10-20/630, ВВ/AST-10-20/800, ВВ/AST-10-20/1000.

2. АБС Электротехника

АБС Электротехника входит в российское содружество компаний АБС Электро и была основана в 2004 году. АБС Электротехника производит КРУ 6-10, 20 кВ, низковольтные коммутационные устройства, вакуумный выключатель ВЭЛТ-10, занимается монтажом и пусконаладкой электротехнического оборудования на объектах заказчика. Предприятие находится в г. Чебоксары. В компании работают около 100 человек. АБС Электротехника имеет филиалы и торговые представительства в Москве, Санкт-Петербурге и Череповце.

Вакуумный выключатель ВЭЛТ-10 производства АБС Электротехника предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах частотой 50 Гц напряжением 6-10 кВ в электрических распределительных сетях трехфазного переменного тока.

Выключатель устанавливается в сетях с изолированной и компенсированной нейтралью, и предназначен для переключения нагрузок в цепях:

1. воздушные и кабельные линии

2. силовые трансформаторы

3. компенсаторы реактивной мощности

4. электродвигатели с пусковым током более 600 А и т. п.

Выключатель ВЭЛТ-10 рассчитан на срок службы 20 лет.

3. НПП "Контакт"

ОАО "НПП "Контакт" - одно из крупнейших предприятий электронной промышленности России, специализирующееся на выпуске мощных вакуумных электронных приборов для радиовещания, телевидения, дальней космической и спутниковой связи, радиолокации, ускорительной техники. Днём рождения ОАО "НПП "Контакт" считается 20.02.1959 года, когда Совет Народного хозяйства Саратовского экономического и административного района постановлением № 34 ввел завод в число действующих предприятий.

Система качества предприятия сертифицирована и соответствует требованиям международного стандарта ИСО 9001-2000. На предприятии успешно реализуется программа энергоснабжения и внедрения энергосберегающих технологий. Над выполнением НИОКР здесь работают 1 доктор наук, 5 кандидатов наук, 3 лауреата Государственной премии. На ОАО "НПП "Контакт" получено свыше 200 авторских свидетельств, выполнено более 900 научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, орденами и медалями награждено 345 сотрудников. ОАО "НПП "Контакт" является постоянным участником международных выставок.

Типы вакуумных выключателей на 6-10 кВ: ВБ-10-20/1000 У2, ВБР-10-20/1000 У2, ВБР-10-20/1250 У2 ВБР-10-20/630 У2 ВБЭ-10-20/1000 УХЛ2, ВБЭ-10-20/1250 УХЛ2 ВБЭ-10-20/1600 УХЛ2, ВБЭ-10-20/630 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/1600 УХЛ2, ВБЭ-10-31,5/2000 УХЛ2 ВБЭ-10-31,5/2500 УХЛ2, ВБЭ-10-31,5/3150 УХЛ2, ВБЭ-10-31,5/630 УХЛ2, ВБЭМ-10-12,5/800 УХЛ2, ВБЭМ-10-20/1000 УХЛ2.

Это вакуумные высоковольтные выключатели для частых коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц с напряжением 10 (6) кВ с изолированной или компенсированной нейтралью.

Выключатели поставляются на все комплектные распределительные устройства - строительные предприятия России, Беларуси, Польши, а также широко используются для замены масляных и маломасляных выключателей, отработавших свой ресурс, по программе Ретрофит во всех КРУ и КСО прежних лет выпуска.

Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86.

Выключатели могут имеют два исполнения по виду привода:

- с пружинным приводом (ВБП)

- с электромагнитным приводом (ВБМ);

4. Электроаппарат

ОАО "Электроаппарат" (Открытое Акционерное Общество "Электроаппарат", Брянск) является разработчиком и изготовителем радиоизмерительной аппаратуры, медицинских приборов, счетчиков электрической энергии, высоковольтных вакуумных выключателей и другой техники. Год основания компании - 1958.

В ОАО "Электроаппарат" внедрена и действует система менеджмента качества, соответствующая требованиям ГОСТ Р ИСО 9001, ГОСТ РВ 15.002-2003. Вся выпускаемая продукция сертифицирована, на основные виды деятельности имеются соответствующие лицензии. Выпускаемые компанией высоковольтные вакуумные выключатели ВВД применяются в шкафах КРУ внутренней и наружной установки, а так же в камерах КСО.

Высоковольтные вакуумные выключатели серий ВВД63-10 и ВВД28-10 внутренней установки, предназначены для частых коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Вакуумные выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78 (что соответствует МЭК -56). "Высоковольтного вакуумного выключателя переменного тока" IEC62271-100 и других стандартов.

Выключатели ВВД применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО. Данные выключатели обладают высокой надежностью и долговременным сроком службы. Форма установки выключателей в ячейках КРУ (КСО): выкатная, кассетная и стационарная.

5. Электрощит

ЗАО "Группа компаний "Электрощит" -ТМ Самара" выпускает комплектные трансформаторные блочные подстанции - КТП СЭЩ Б(М)-220/110/35/ 10(6) кВ, комплектные распределительные устройства напряжением 6-10 кВ серии КРУ СЭЩ-59, КРУ СЭЩ-61М, КРУ СЭЩ-63, КРУ СЭЩ-66, КСО-96 и КСО-СЭЩ различных климатических исполнений, трансформаторные подстанции 10(6)/0,4кВ, высоковольтные электроаппараты, вакуумные высоковольтные выключатели 10-35 кВ, силовые трансформаторы, трансформаторы тока и напряжения, токопроводы комплектные, а также строительную продукцию. Вся продукция сертифицирована по российским стандартам. Подтверждено соответствие работы по проектированию и производству электротехнической продукции международной системе менеджмента качества ISO 9001.

Типы вакуумных выключателей на напряжение 6-10 кВ:

ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1600, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-31,5/1600, ВВУ-СЭЩ-П3-10-20/1000, ВВУ-СЭЩ-П3-10-20/1600, ВВУ-СЭЩ-П3-10-31,5/1600,ВВУ-СЭЩ-П-10-31,5/2000,ВВУ-СЭЩ-П-10-31,5/2500, ВВУ-СЭЩ-П-10-31,5/3150, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-31,5/2000, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-31,5/2500, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-31,5/3150.

К примеру, ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 - вакуумный выключатель с электромагнитным приводом (есть модель с пружинно-моторным приводом). Выключатель предназначен для коммутации высоковольтных электрических цепей трехфазного переменного тока с изолированной или частично заземлённой нейтралью частоты 50 Гц напряжения 10 кВ в номинальном режиме работы электроустановки и для автоматического отключения этих цепей при коротких замыканиях и перегрузках, возникающих при аварийных режимах.

Достоинства высоковольтных вакуумных выключателей серии ВВУ-СЭЩ:

* возможность ручного включения выключателя;

* наличие встроенных в привод выключателя расцепителей;

* простота конструкции;

* высокая надёжность;

* легко встраивается в различные типы КРУ и КСО;

* возможность установки привода отдельно от выключателя;

* высокий коммутационный ресурс;

* хороший теплоотвод рабочих поверхностей;

* хорошее соотношение "цена-качество", сравнительно с другими выключателями.

6. ОАО "КАТЭК" начало свое существование в 1992 году.

Выпускается модель вакуумного выключателя ВВПК-В-10, предназначенного для работы в электроустановках переменного тока, напряжением 6-10 кВ.

Выпускаемые вакуумные выключатели типа: ВВПК-В-10-20/630, ВВПК-В-10-20/1250, ВВПК-В-10-25/630, ВВПК-В-10-25/1250, ВВПК-В-10-25/1600, ВВПК-В-10-31,5/1250, ВВПК-В-10-31,5/1600, ВВПК-В-10-31,5/2000, ВВПК-В-10-40/2000, ВВПК-В-10-40/2500, ВВПК-В-10-40/3150 (приведены обозначения моделей выключателей в выкатном исполнении, характеристики выключателей в стационарном исполнении аналогичны). Вакуумный высоковольтный выключатель ВВПК-В-10-20/630, в выкатном исполнении, предназначен для коммутации электрических цепей в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц при нормальных и аварийных режимах работы на напряжение 6-10 кВ. Выключатель можно использовать в РУ промышленных и сетевых предприятий. ВВПК-В-10-20/630 предназначен для монтажа в камеры КСО и комплектные распредустройства (КРУ) - выключатель с аналогичными характеристиками в стационарном исполнении будет обозначаться ВВПК-С-10-20/630. Привод выключателя - моторно-пружинный. Применение усовершенствованного буферного устройства заглушает ударную нагрузку и вибрации.

В целом, ОАО "Катэк" специализируется на производстве оборудования для электроустановок напряжением 35, 6-10, 0,4 кВ. Кроме вакуумных выключателей выпускается:

-- комплектные трансформаторные подстанции (КТП) внутренней установки (100-2500 кВ*А, 6-10/0,4 кВ);

-- блочно-модульные комплектные трансформаторные подстанции наружной установки (БКТП) 6-10/0,4 кВ;-- камеры КСО 6-10 кВ;

-- комплектные распределительные устройства (КРУ) 6-10 кВ;

-- комплектные устройства 0,4 кВ;

-- шкафы оперативного тока, установки компенсации реактивной мощности, шкафы управления;

-- телекоммуникационные шкафы, щитовое и другое оборудование.

7. Таврида Электрик

Промышленная группа Таврида Электрик (ПГТЭ) -- крупный игрок на рынке высоковольтных выключателей 6(10) кВ стран СНГ. Для компании, которая была создана только в 1992 году - это большой успех. На текущий момент Таврида Электрик производит вакуумные выключатели BB/TEL-10 на напряжение 6 (10) кВ и BB/TEL-20 на напряжение 20 кВ, а также, вакуумные реклоузеры на базе этих выключателей.

Кроме выключателей Таврида Электрик специализируется на выпуске ограничителей перенапряжения, ячеек КСО, КРУ, модульных КТП 35/6(10) и 6(10)/0,4 кВ, блочных КТП на и 6(10)/0,4 кВ, установок компенсации реактивной мощности, низковольтной вакуумной техники.

Изготовляемые выключатели:

BB/TEL-10-12,5/1000, BB/TEL-10-20/1000, BB/TEL-10-20/1600, BB/TEL-10-25/1600, BB/TEL-20-16/800 У2, ВВ/TEL-35.

Кроме того, рассмотрим самых крупных иностранных поставщиков:

1. Alstom Grid.

Вакуумные выключатели типа VA и VAA на напряжение 10 кВ производства французской компании АльстомГрид, с фронтальной установкой, могут быть установлены в закрытых распределительных устройствах электроустановок, как фиксированно, так и на выкатной тележке. Имеют большой коммутационный резерв и длительный срок эксплуатации.

2. ABB

Asea Brown Boveri Ltd (ABB - АББ) - известный шведско-швейцарский производитель электротехнического оборудования, концерн возник в 1988 г. после слияния шведской электротехнической компании Asea и швейцарского предприятия ВВС. На сегодняшний день АББ - один из лидеров в производстве силового оборудования высокого, среднего и низкого напряжения, продуктов и технологий для автоматизации, насчитывающий в своем штате 115 000 сотрудников в более чем в ста странах мира. Они выпускают вакуумные выключатели на 6-10 кВ типа ADVAC, AMVAC.

3. Hyundai Heavy Industries CO

Корейская компания Hyundai Heavy Industries CO, LTD имеет мировую репутацию надежного делового партнера в энергетической отрасли по производству и поставке высокое качество электрического оборудования, в том числе трансформаторов до 800 кВ, распределительных устройств до 800 кВ, низкого и среднего напряжения, высоковольтных выключателей, двигателей, генераторов, силовой электроники, комплексного управления и систем мониторинга.

Выключатели вакуумные типа:HVF 10кВ, HVF 6 кВ, HVG.

Высоковольтный вакуумные выключатели внутренней установки, производства корейской компании Hyundai имееют компактные для своего класса напряжения габариты и разумную цену. Имеется в трех выкатных и стационарном вариантах. Для коммутации используется запасенная энергия пружины - привод пружинно-двигательный.

Так как основными поставщиками данного оборудования являются кампании НПП "Контакт", "Электрощит" и "Таврида электрик", то, соответственно, проведем сравнительный анализ оборудования именно этих фирм:



Рисунок 13.2 Диаграмма капитальных затрат на покупку выключателей

Рисунок 13.3 Диаграмма затрат на монтаж/демонтаж оборудования.

Рисунок 13.4 Диаграмма затрат на пусконаладочные работы с учетом испытаний.

По полученным из диаграмм 13.2-13.4 результатов, составим диаграмму суммарных затрат:



Рисунок 13.5 Диаграмма суммарных затрат на преобретение и установку выключателей.

В силу самой низкой стоимости, положительных отзывов, предоставления услуг по шеф монтажу и обслуживанию продукции наиболее приемлемым вариантом является установка выключателей типа ВВ/TEL-10-31,5/1600 "Таврида Электрик".

13.2 Определение затрат на оплату труда

Установленная мощность электростанции: 2000 (МВт).

Штатный коэффициент для тепловой электрической станции работающей на угле: 0,75 (чел/МВт) [37].

Численность персонала станции:

Средняя заработная плата по подразделению выбрана в соответствии со средним уровнем зарплат в выбранном регионе - Кемеровская область 28960 (руб./мес.) по [31].

Основная заработная плата (за 11 месяцев):

(млн.руб./год).



Дополнительная заработанная плата (отпускные):

(млн.руб./год).

Отчисления на социальные нужды:

(млн.руб./год),

где - ставка отчислений на социальные нужды для трудоспособного населения включает в себя отчисления в пенсионный фонд (ПФ)=22%, фонд социального страхования (ФСС)=2.9%, фонд медицинского страхования (ФОМС)=5.1% - выбраны по [32].

Затраты на оплату труда определяются по формуле:

(млн.руб./год).

13.3 Определение себестоимости производства электрической энергии на станции

Для определения себестоимости производства энергии на электростанции выделяют следующие статьи расхода:

- топливо на технологические цели;

- затраты на оплату труда;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация основных фондов;

- услуги производственного характера;

- вспомогательные материалы;

- прочие затраты.

Основной составляющей себестоимости продукции являются затраты на покупку и транспортировку топлива. Для определения этой величины необходимо найти, какое количество топлива требуется для нормальной работы станции.

Определим выработку электроэнергии одного блока за год:

где - число часов работы турбины в году;

- установленная мощность турбины.

Определим выработку электроэнергии станцией за год:

Определение расхода топлива на станции:

Ваi = Вхх·Траб + вт· QГТ + вп· QГП + вэ·Wгод ,

где Вхх - расход топлива на холостой ход, тут/ч;

Траб - число часов работы агрегата в год, ч;

вт, вп, вэ - параметры топливных характеристик.

Таблица 13.1. Параметры топливных характеристик турбины

Тип ТА	Вхх	Трем	вэ	вт	вп	Траб=8760- Трем
К-500-240	8,9	850	0,32	-	-	7910

Расход топлива одного блока:

Ва К-500 = Вхх·Туст + вэ· Wгод К-210 =8,9·7500+0,32 ·3750·103= 1266700 (тут/год);



Расход топлива всей станции:

Ва = nбл·Ва К-500 =4·1266700 = 5066800 (тут/год);

Годовой расход условного топлива на станции:

Вг=У Ва /зк = 5066800 / 0,9 = 5629777,78 (тут/год),

где зк - КПД котельного цеха (принимаем равным 0.9).

В разделе 1.8 был определен удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии: ву = 0,32 (тут / МВт·ч).

Годовой расход натурального топлива:

Вн = В·7000 / Qу р = 5629777,78·7000 / 8170 =4823555,01 (т/год),

где Qу р - удельная теплота сгорания топлива (для газа 8170 ккал/кг - по [33]).

Величина затрат на топливо:

Ит = Вн·Цт·(1+kп) = 4823555,01·3962·(1+0) = 19110924,955 (тыс. руб./год),

где Цт - средняя цена магистрального природного газа [34].

кп - коэффициент, учитывающий потери газа при внутренней транспортировке и хранении [38].

Капиталовложения в строительство КЭС:

,[35]



и 1$=34,89 [руб.] (по курсу ЦБРФ на 03.06.2014).

Стоимость основных фондов:

Коф = Куд·Ру·Км =34890·2000·1,07= 74664600 (тыс. руб.),

где км - коэффициент, учитывающий местные условия строительства (принимаем равным 1,07) [36].

Величина амортизационных потерь:

Иа= Коф · На / 100 = 74664600·0.04= 2986584 (тыс. руб./год),

где На =4% - средняя норма амортизационных отчислений для КЭС.

Затраты на ремонт и эксплуатацию:

Иэкс = 1.3·Иа= 1.3·2986584= 3882559,2 (тыс. руб. /год).

Затраты на прочие услуги:

Иупр = 0,05·Иа= 0,05·2986584 = 149329,2 (тыс. руб. /год).

Общая величина издержек:

Иу = Иэкс + Иупр = 3882559,2 +149329,2 = 4031888,4 (тыс. руб. /год).

Затраты на вспомогательные материалы:

Ивм = 0,3· Иэкс = 0.3·3882559,2 = 1164767,76 (тыс. руб. /год).

Другие расходы:

Идр = 0.1· Иот = 0,1· 513,670 = 51367 (тыс. руб. /год).



Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих определяется в соответствии с нормами налогового кодекса, действующими на время выполнения дипломной работы

Исн = kс· (Иоз + Идз) = 0.3· (513670) = 154101 тыс.руб/год.

Производственные издержки:

Ист = Ит + Иэкс+ Иот + Исн + Иу + Ивм + Идр= 19110924,955 +3882559,2 +513670+154101+4031888,4+1164767,76 +51367=28912278,32 (тыс. руб. /год).

Себестоимость производства электрической энергии:

Таблица 13.2.

№ п/п	Показатель	Значение
1	Установленная мощность Руст, МВт	2000
2	Число и тип агрегатов	4 х К-500-240
3	Число часов использования установленной мощности hу, ч	7500
4	Годовая выработка электроэнергии, кВт ч	15000106
5	Годовой расход условного топлива Вг, т.у.т.	3639034,68
6	Расход электроэнергии на собственные нужды, %	4
7	Капиталовложения в КЭС, млн. руб.	69,780
8	Численность персонала станции, Nпер, чел.	1500
9	Себестоимость производства электроэнергии, руб./(кВт ч)	1,61
10	Цена топлива, Цт, руб./т.	3961 (12.3)ы в табл.



В данном разделе были рассчитаны капиталовложения в строительство КЭС, численность эксплуатационного персонала, затраты на оплату труда, величина затрат на топливо, производственные издержки, себестоимость производства электрической энергии. А также выбран поставщик коммутационного оборудования собственных нужд станции BB/TEL-10-31,5/1600



Раздел 14. Индивидуальное задание. Исследование способов охлаждения масляных трансформаторов

14.1 Общие определения

Во время работы трансформатора в его магнитопроводе и обмотках возникают потери энергии, связанные с прохождением тока по обмоткам и магнитного потока по магнитопроводу. Эти потери энергии выделяя ются в виде тепла. Выделяющееся тепло нагревает обмотки и магнитопровод трансформатора и одновременно рассеивается в окружающую среду. Если бы это тепло не рассеивалось, то температура трансформатора повышалась бы беспредельно и трансформатор вскоре бы вышел из строя вследствие разрушения прежде всего изоляционных материалов-бумаги, хлопчатобумажной ленты, электрокартона и т.д., которые не выдерживают длительного воздействия температуры, превышающей допустимую для данного класса изоляции. Если трансформатор длительно не работал, то до включения его температура была равна температуре окружающего воздуха. С момента включения трансформатора он начинает нагреваться. Температура его частей начинает повышаться и, как только становится выше температуры окружающего воздуха, тепло от трансформатора начинает передаваться окружающему воздуху. Таким образом, трансформатор становится источником тепла и, как всякий источник тепла, нагревает окружающий воздух. Как только трансформатор начинает отдавать тепло окружающему воздуху, повышение температуры его частей замедляется, наконец становится бесконечно мало, и наступает установившийся тепловой режим.

Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.



14.2 Требования к системам охдаждения трансформаторов

1) Система охлаждения должна быть рассчитана на отвод тепла, выделяющегося в трансформаторе в охлаждающую среду

2) За исключением герметичных трансформаторов с гофрированными баками система охлаждения должна быть навешена на бак либо вынесена.

3) Системы охлаждения видов Д, ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должны иметь шкафы автоматического управления. Шкафы автоматического управления системами охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должны устанавливаться отдельно от бака трансформатора.

4) Системы охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должны предусматривать резервные охладители.

5) Электродвигатели вентиляторов и электронасосы должны иметь автоматические выключатели для защиты оттоков короткого замыкания. При этом электродвигатели систем охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должны иметь защиту от работы на двух фазах. Напряжение питания электродвигателей вентиляторов и электронасосов - 380 В переменного тока, цепей управления - 220 В постоянного или переменного тока. По заказу потребителя в системе охлаждения вида Д трансформаторов класса напряжения 110 кВ и менее могут быть применены электродвигатели с напряжением питания 220 В переменного тока.

6) Системы охлаждения видов НДЦ и НЦ должны быть обеспечены устройствами для присоединения приборов контроля расхода масла.

7) Охладители вынесенных систем охлаждения видов Ц и НЦ должны быть установлены в помещениях с температурой воздуха не менее 5°С.

8) В системах охлаждения видов Ц и НЦ должно быть обеспечено превышение гидростатического давления масла над давлением воды (в любой точке охладителя) не менее 10 кПа при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

9) В системах охлаждения видов Ц и НЦ каждый электронасос должен быть снабжен манометром и каждый охладитель - манометрами и термометрами для измерения давления и температуры масла и воды на входных и выходных патрубках охладителя

Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется посредством естественной конвекции воздуха и частичного лучеиспускания в воздухе. Такие трансформаторы получили название "сухих". Условно принято обозначать естественное охлаждение при открытом исполнении С, при защитном исполнении -- СЗ, при герметичном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха (дутьем) -- СД.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой окружающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677--85 должно быть не больше

· 60 °С для класса А,

· 75 °С -- для класса Е,

· 80 °С -- для класса В,

· 100 °С -- для класса F,

· 125 °С -- для класса Н

Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВА. При этом виде охлаждения теплота, выделяющаяся в активной части и элементах металлоконструкции трансформатора, передается путем естественной конвекции маслу, которое, в свою очередь, отдает его в окружающий воздух также путем естественной конвекции и излучения. В трансформаторах небольшой мощности (до нескольких десятков кВ-А) теплоотдающей поверхности баков достаточно для отвода выделяющейся теплоты при нормированном превышении температуры масла. В трансформаторах большей мощности приходится ее искусственно увеличивать путем применения ребристых и трубчатых баков или баков с навесными или выносными радиаторами.

При номинальной нагрузке трансформатора в соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать +95°С. Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжают ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.

Рисунок 14.1. Пример системы охлаждения типа "М"

Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В трансформаторах мощностью более 6,3--10 MB-А затруднительно развить теплоотдающую поверхность бака в такой мере, чтобы обеспечить заданный уровень нагрева. Это становится понятным, если учесть, что согласно законам роста в серии подобных трансформаторов (т.е. в таких, в которых соответствующие линейные размеры пропорциональны) при постоянстве электромагнитных нагрузок (индукции в магнитопроводе, и плотности тока в обмотках) потери растут пропорционально кубу линейных размеров, тогда как охлаждающие поверхности растут пропорционально квадрату этих размеров. Поэтому приходится принимать дополнительные меры для усиления охлаждения путем обдува радиаторов вентиляторами. Тем самым увеличивается в 1,5--2 раза коэффициент теплопередачи и соответственно теплосъем радиаторов. При снижении температуры верхних слоев масла до 50С, если при этом ток нагрузки меньше номинального, вентиляторы отключаются. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб помещают вентиляторы. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов осуществляется автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отключенном дутье, если нагрузка не превышает 100% от номинальной, а температура верхних слоев масла не более 55°С, а также независимо от нагрузки при отрицательных температурах окружающего воздуха и температуре масла не выше 45°С (ПТЭ). Максимально допустимая температура масла в верхних слоях при работе трансформатора с номинальной нагрузкой 95°С.

Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготовлять такие трансформаторы мощностью до 80 000 кВА.

Схема системы охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла: 1 -- бак трансформатора; 2 -- радиаторы охладителя; 3 -- вентилятор обдува



Рис. 14.2 Пример системы охлаждения типа "Д"

Требования к функционированию системы охлаждения вида Д

1) Автоматическое управление системой охлаждения вида Д должно обеспечивать:

- включение электродвигателей вентиляторов при достижении температуры верхних слоев масла 55°С или при достижении тока, равного 1,05 номинального, - независимо от температуры верхних слоев масла;

- отключение электродвигателей вентиляторов при снижении температуры верхних слоев масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менее 1,05 номинального.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВА и выше. В трансформаторах мощностью около 100 MB-А и более выделяющиеся потери настолько значительны, что для их отвода приходится применять специальные масляно-воздушные охладители, обдуваемые вентиляторами и оснащенные насосами для принудительной циркуляции масла. Для увеличения эффективности обдува трубы в таких охладителях имеют сильно развитую ребристую наружную поверхность. Благодаря принудительной циркуляции масла достигается более равномерное распределение температуры масла по высоте бака. Разница температуры масла вверху и внизу бака составляет в данном случае менее 10°С, в то время как при естественной циркуляции она достигает 20--30°С. Выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью охладители имеют теплосъем 160--180 кВт. В случае отключения системы охлаждения трансформаторы могут оставаться включенными очень непродолжительное время, так как теплоотдающей поверхности бака недостаточно даже для отвода потерь холостого хода. Недостатком такой системы охлаждения является то, что теплоотдача от обмоток к маслу остается практически такой же, как и при естественной конвекции, так как принудительная циркуляция масла происходит только в зоне между наружной обмоткой и стенкой бака трансформатора.

Охладители состоят из тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители. Благодаря высокой скорости циркуляции масла, большой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Такая система охлаждения позволяет значительно уменьшить габаритные размеры трансформаторов. Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора.

Схема масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители: 1 -- бак трансформатора; 2 -- масляный электронасос; 3 -- адсорбционный фильтр; 4 -- охладитель; 5 -- вентилятор обдува



Рис 14.3. Пример системы охлаждения типа "ДЦ"

Масляно-водяное охлаждение трансформаторов с принудительной циркуляцией масла (Ц) принципиально устроено так же, как охлаждение ДЦ, но в отличие от последнего охладители в этой системе состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Эта очень эффективная и компактная система охлаждения применяется для мощных трансформаторов тогда, когда имеется достаточное количество воды (гидростанции, очень мощные тепловые станции). Она позволяет отказаться от системы охлаждения ДЦ, которая при очень большой мощности трансформаторов становится достаточно громоздкой. Эта система охлаждения основана на применении масляно-водяных охладителей с гладкими или оребренными трубами и движением воды по трубам, а масла -- в межтрубном пространстве. Благодаря конструктивным мероприятиям обеспечивается зигзагообразное движение масла в охладителе с поперечным обтеканием трубок. Большой теплосъем (до 1000 кВт и более) и малые габаритные размеры масляно-водяных охладителей достигаются благодаря увеличению коэффициента теплоотдачи от стенки трубы при охлаждении ее водой. При отключении этой системы охлаждения, как и при системе ДЦ, трансформаторы могут оставаться в работе также очень ограниченное время. Недостаток этой: системы охлаждения в части интенсивности охлаждения обмоток тот же, что и системы охлаждения ДЦ.

Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать 70°С. Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях в этом случае должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа (2 Н/см²). Эта система охлаждения эффективна, но имеет довольно сложное конструктивное исполнение и поэтому применяется для мощных трансформаторов (160 MBА и более).

Системы охлаждения с направленной циркуляцией масла в обмотках НДЦ и НЦ.

Улучшить охлаждение обмоток и обеспечить при этом более равномерное распределение в них температуры можно путем создания принудительной (направленной) циркуляции масла в охлаждающих каналах обмоток с требуемой скоростью, обеспечивающей необходимый температурный режим. Здесь возможны два варианта исполнения -- с одноконтурной и двухконтурной схемами циркуляции масла. В первом варианте масло, забираемое из верхней части бака, проходит через масляно-воздушные или масляно-водяные охладители и подается в обмотки. Во втором варианте кроме контуров охлаждения масла, аналогичных системам ДЦ или Ц, существуют независимые контуры охлаждения обмоток, причем масло, забираемое насосом из верхней части бака, подается, минуя охладители, в нижнюю часть бака и далее в контуры охлаждения обмоток. Второй вариант исполнения системы охлаждения несколько сложнее и дороже. Эта система охлаждения позволяет при необходимости (например, в трансформаторах предельных мощностей) повысить электромагнитные нагрузки, но она усложняет конструкцию изоляции и обмоток, а также технологию сборки и испытаний трансформаторов (необходимы гидравлические испытания контуров циркуляции масла в обмотке). Поэтому такие системы применяются в отечественном трансформаторостроении для трансформаторов мощностью 400 MB-А и выше.

Требования к функционированию систем охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ

1) Автоматическое управление систем охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должно обеспечивать:

- включение электронасосов и электродвигателей вентиляторов (для систем охлаждения видов ДЦ и НДЦ);

- включение электронасосов и электродвигателей вентиляторов (для систем охлаждения видов ДЦ и НДЦ) резервного охладителя взамен любого автоматически аварийно отключенного рабочего;

- включение резервного питания при недопустимом снижении или исчезновении напряжения в основной цепи, а также обратное переключение на основную цепь при восстановлении в ней допустимого напряжения;

- включение и отключение нагревателей шкафа автоматического управления системами охлаждения видов ДЦ и НДЦ.

2) Автоматическое управление систем охлаждения видов НДЦ, Ц, НЦ должно обеспечивать следующую работу электронасосов:

- при температуре верхних слоев масла в баке, равной 15°С и более, должны работать все рабочие электронасосы;

- при температуре верхних слоев масла в баке менее 15°С должен работать только пусковой электронасос.

3) Автоматическое управление систем охлаждения видов ДЦ и НДЦ должно обеспечивать работу электродвигателей вентиляторов и электронасосов для системы охлаждения вида ДЦ и электродвигателей вентиляторов для системы охлаждения вида НДЦ группами:

- первой - в режиме холостого хода или при нагрузке не более 40% номинального тока;

- первой и второй - при нагрузке трансформатора более 40% номинального тока;

- первой, второй и третьей - при нагрузке трансформатора более 75% номинального тока.

При небольшом количестве охладителей число групп может быть сокращено.

Электродвигатели вентиляторов должны работать только при температуре верхних слоев масла в баке более 40°С - группами в зависимости от нагрузки трансформатора.

4) В системах охлаждения видов Ц и НЦ циркуляция воды через маслоохладители должна автоматически осуществляться после включения рабочих электронасосов циркуляции масла и отключаться при снижении температуры верхних слоев масла в баке ниже 15°С или при снятии напряжения.

5) Автоматическое управление систем охлаждения видов ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должно обеспечивать выдачу сигналов для осуществления следующей сигнализации:

- о включении системы охлаждения:

при включении пускового электронасоса,

при включении рабочих электронасосов;

- о неисправности системы охлаждения:

при аварийном отключении пускового электронасоса,

при аварийном отключении любого рабочего электронасоса,

при аварийном отключении резервного электронасоса,

при включении резервного электронасоса,

при неотключении пускового электронасоса при работающих рабочих электронасосах,

при включении резервного источника питания системы охлаждения;

- об отключении системы охлаждения:

при отключении рабочего и резервного источников питания системы охлаждения,

при отключении пускового и всех рабочих электронасосов;

- о включении и отключении нагревателя (для систем охлаждения видов ДЦ и НДЦ).

6) По согласованию между изготовителем и заказчиком могут быть установлены контроль за температурой наиболее нагретой точки обмотки трансформатора и соответствующие алгоритмы управления системой охлаждения.

7) Указания о работе трансформаторов при прекращении функционирования системы охлаждения должны быть изложены в эксплуатационных документах.

8) Вводные аппараты защиты от токов короткого замыкания шкафов автоматического управления системой охлаждения должны быть стойкими к действию токов сквозного короткого замыкания со значением амплитудного тока 16 кА.

9) В системах охлаждения должно быть предусмотрено ручное управление.



Раздел 15. Электромагнитная блокировка в ОРУ-500кВ

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 сеть выпрямленного постоянного тока 220 В. В качестве контактов используют блок-контакты разъединителей и заземляющих ножей. Между рабочими и собственными заземляющими ножами предусмотрена механическая блокировка. Для электромагнитных блокировок применяются электромагнитные замки с ключами.

Электромагнитные блокировки выполняются с соблюдением следующих правил:

1. Нельзя коммутировать рабочий ток в цепи разъединителем, если нет параллельной обходной цепи.

2. Нельзя включать рабочий нож разъединителя на заземленный участок схемы.

3. Нельзя включать заземляющий нож разъединителя, если с данного участка схемы не снято напряжение.

4. С помощью электромагнитной блокировки может задаваться последовательность работы с рабочими ножами разъединителя.



Заключение

В данном дипломном проекте осуществлялось проектирование конденсационной электрической станции мощностью 2000 МВт. Схема выдачи мощности реализована по блочной схеме ( 4 блока по 500 МВт). Установлено четыре генератора типа Т3В -540-2У3.

Была составлена карта собственных нужд станции на основании которой осуществлен выбор трансформатора собственных нужд.

Была выбрана схема РУ 500 и РУ 220 кВ 3/2. На основании расчетов токов короткого замыкания произведен выбор коммутационной аппаратуры, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, ограничителей перенапряжения и токоведущих частей.

Сделано описание релейной защит генераторов, трансформаторов и шин, выполнен расчет защиты РТСН.

В экономическом разделе был произведен расчет технико-экономических показателей КЭС, найдена себестоимость вырабатываемой электроэнергии и проведён анализ рынка высоковольтного оборудования.

В разделе охраны труда был рассмотрен вопрос защиты человека от шумов и ультразвука.

В разделе индивидуального задания был рассмотрен вопрос методов охлаждения масляных трансформаторов

Спроектировано 6 чертежей: чертеж тепловой схемы энергоблока, чертеж главной схемы, компоновка, разрез ячейки, собственные нужды, чертеж релейной защиты.



Список используемой литературы

1. Рыжкин В.П. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.

2. Ушаков Г.А. Расчет тепловой схемы энергетического блока конденсационной электростанции. Учебное пособие ИГЭУ, Иваново, 1979.

3. Баженов И.А., Марьянова С.И. Режимы работы основного электрооборудования электрических станций: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / ГОУВПО "Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина" - Иваново, 2011 - 148 с.

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

5. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400 с., ил.;

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

7. http://www.postavka-kip.ru/items/005310.html

8. http://www.zaokurs.ru/catalog.php?ids=27

9. Проектирование системы собственных нужд электрических станций с учетом требований эксплуатации: Методические указания к самостоятельной работе / ИГЭУ им. В.И. Ленина; Сост. О.Н. Калачева, В.М. Лапшин. - Иваново, 2010. - 36 с.

10. Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1974. - 680 с.

11. Релейная защита трансформаторов собственных нужд. Расчёты защит: Методические указания к курсовой работе / Иван. энерг. ин-т им. В. И. Ленина; Сост. В.А. Шуин. - Иваново, 1986. - 50 с.

12. Релейная защита трансформаторов собственных нужд. Общие положения: Методические указания к курсовой работе / Иван. энерг. ин-т им. В.И. Ленина; Сост. В.А. Шуин. - Иваново, 1986. - 28 с.

13. http://www.tehbez.ru/Docum/DocumShow_DocumID_714.html

14. http://ohranatruda.ru/ot_biblio/instructions/168/148137/