Расчет основных технико-экономических показателей Заларинской ГРЭС

Каждая система шин РУ СН 6 кВ

НТМИ-6-6000/100/

3.5.7 Выбор разрядников, короткозамыкателей, заземлителей и аппаратуры высокочастотной связи

Для защиты изоляции электрооборудования от волн атмосферных или коммутационных перенапряжений, необходимо искусственно снизить амплитуду этих волн. Основным средством защиты от перенапряжений являются разрядники двух типов: трубчатые и вентильные. Трубчатые разрядники устанавливаются на линиях на подходах к станции и используются для защиты изоляции линий, а также в качестве дополнительных средств защиты станционной изоляции. Вентильные разрядники используются для защиты станционной изоляции и устанавливаются: на сборных шинах (если к этим шинам подключены воздушные линии); на выводах высшего и среднего напряжения автотрансформаторов; в цепях силовых трансформаторов и отдельных линий, если разрядники, установленные на шинах, не обеспечивают должной защиты оборудования; в нейтралях силовых трансформаторов 110-220 кВ, допускающих работу с изолированной нейтралью [7, 12.5]. В соответствии с определёнными местами установки разрядников, по [10, таблица 5.20] произведём их выбор.

Таблица 3.29 - Выбор разрядников

Место установки разрядника	Марка разрядника
ОРУ 500 кВ	РВМГ-500У1
На стороне ВН автотрансформаторов связи	РВМГ-500У1
На стороне НН автотрансформаторов связи	РВМГ-220МУ1
Каждая система шин ОРУ 220 кВ	РВМГ-220МУ1
На стороне ВН блочных трансформаторов	РВМГ-220МУ1
На стороне НН блочных трансформаторов	РВМ-20У1
В нейтралях блочных трансформаторов	РВС-110МУ1

Для ограничения и координации токов короткого замыкания в масштабе энергосистемы нейтрали некоторых двухобмоточных силовых трансформаторов могут быть разземлены, т.е. в нейтрали каждого такого трансформатора должно быть предусмотрено какое-либо коммутационное устройство - чаще всего для этой цели применяется короткозамыкатель. По [10, таблица 5.6] выбираем короткозамыкатели марки КЗ-110Б-У1 для установки в нейтралях всех блочных трансформаторов. Следует отметить, что нейтрали автотрансформаторов не могут быть разземлены из-за наличия не только магнитной, но и электрической связи между обмотками.

В целях безопасности при проведении ремонтно-наладочных работ любой элемент электроустановки должен быть со всех сторон надёжно заземлён и обеспечены видимые разрывы с цепями, оставшимися под напряжением. Наличие отдельного заземлителя требуется в цепи комплектного токопровода от выводов генератора до блочного трансформатора. Для установки в вышеуказанном месте по [10, таблица 5.6] выбираем заземлитель марки ЗОВ-20У1.

Аппаратуру высокочастотной связи в рассматриваемом случае целесообразно установить на линии 500 кВ связи электростанции с системой c заградителями марки ВЗ-2000-1.2, конденсаторами связи 3СМР-166/-0.014 и фильтрами присоединений ФПУ-4560.

3.6 Выбор и расчёт аккумуляторной батареи

На электростанциях необходима установка постоянного тока для питания цепей управления, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также для электроснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд, которые обеспечивают сохранение оборудования в работоспособном состоянии (маслонасосы смазки, уплотнений вала, систем регулирования турбогенераторов).

В качестве источника постоянного тока для питания вышеперечисленных потребителей на электростанции предусматривается установка аккумуляторной батареи напряжением 220 В [1, п. 8.47].

Все потребители энергии, получающие питание от аккумуляторной батареи, делятся на 3 группы [9, 7.3]:

Постоянно включенная нагрузка;

Временная нагрузка, появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима;

Кратковременная нагрузка - длительностью не более 5 с.

На блочной электростанции с агрегатами 500 МВт предусматривается установка отдельной аккумуляторной батареи для каждого блока [8, п. 8.51]. Все блочные аккумуляторные батареи связываются между собой общей сетью взаимо-резервирования, имеющей пропускную способность, соответствующую полной нагрузке получасового аварийного режима одной батареи; резервирование не учитывается при выборе ёмкости каждой батареи.

Аккумуляторные батареи выбираются по необходимой ёмкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, шт:

,

где Uш - напряжение на шинах, В. Следует принять Uш=230;

Uпз - напряжение на элементе в режиме подзаряда, В. Следует принять Uпз=2,15.

Количество элементов в режиме заряда, шт:

,

где Uз - максимальное напряжение на элементе в режиме заряда, В. Следует принять Uз=2,7.

Общее количество элементов батареи, шт:

,

где Uшн- номинальное напряжение шин, В. Следует принять Uш=220;

Uр- напряжение на элементе в режиме аварийного разряда, В. Следует принять Uпз=1,75.

Количество элементов, присоединяемых к элементному коммутатору, шт:

,

Для дальнейших расчётов требуется определить расчётные нагрузки аккумуляторной батареи каждого блока. За неимением точных параметров электроприёмников постоянного тока параметры последних определим приблизительно по [3, таблица 5.7, рисунок 6.4]. Параметры отдельных электроприёмников и подсчёт суммарной нагрузки представлен в таблице 3.30.

Типовой номер батареи:

,

где Iав - нагрузка установившегося получасового аварийного разряда, А. В соответствии с таблицей 3,30 следует принять Iав=549;

j -допустимая нагрузка аварийного разряда, приведённая к первому номеру аккумулятора, А/N. По [9, рисунок 7.26] следует принять 25.

Предварительно по [3, таблица 6.20] принимаем свинцовый аккумулятор СК-24. Условие проверки по толчковому току:

,

где Iт.max -наибольший толчковый ток в конце разряда, А. В соответствии с таблицей 3,30 следует принять Iав=549;

Аккумуляторы типа СК-24 условию проверки по толчковому току удовлетворяют. Отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе:

,

По [9, рисунок 7.27] определяем напряжение на аккумуляторе равным 95 %. Ориентировочно принимаем потерю напряжения в соединительных кабелях равной 5 %. Тогда напряжение на приводах составит 90 %. По [9, таблица 7.1] допустимое отклонение напряжения на электромагнитах включения составляет 80110 %. Таким образом, принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Таблица 3.30 - Подсчёт нагрузок аккумуляторной батареи одного энергоблока

Потребитель	Количество электро-приёмников, шт	Параметры электроприёмников	Расчётные нагрузки, А
		Номинальная мощность, кВт	Номинальный ток, А	Ток длительного режима, А	Пусковой ток, А	Аварийный режим до 30 минут	Толчок тока в начале аварийного режима	Наибольший толчковый ток (в конце разряда)
Постоянная нагрузка	-	-	-	50	-	50	50	50
Аварийное освещение	-	-	-	130	-	130	-	130
Привод ПЭВ-11А выключателя ВМПЭ-10	4	-	58	-	-	-	116	-
Преобразовательные агрегаты оперативной связи	1	7.2	38	30	100	30	100	30
Электродвигатель аварийного маслонасоса уплотнений генератора	3	8	43.5	40	130	120	-	120
Электродвигатель аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	3	14	73.5	73	184	219	-	219
Электромагниты управления выключателя ВВБ-220Б-31.5/2000У1	1	-	5	-	22	-	22	-
Расчётные величины	-	-	-	-	-	549	288	549

Ток подзарядного устройства, А:

,

где Iп - ток постоянно включенной нагрузки, А. В соответствии с таблицей 3.30 следует принять Iп=50.

Напряжение подзарядного устройства, В:

,

Мощность подзарядного устройства, кВт:

,

По [3, таблица 6.28] выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80, имеющее следующие характеристики: Pпотр=23 кВт; выпрямленное Uном=220-260 В; выпрямленный Iном=4-80 А.

Ток подзаряда добавочных элементов, А:

,

Напряжение подзаряда добавочных элементов, В:

,

По [3, таблица 6.31] выбираем автоматический регулятор АРН-3, предназначенный для подзаряда добавочных элементов, и имеющий следующие параметры: Uном=20-65 В; Iном=3.5 А; точность поддержания напряжения 2 %.

Ток зарядного устройства, А:

,

Напряжение зарядного устройства, В:

,

Мощность зарядного устройства, кВт:

,

В качестве зарядного устройства по [3, таблица 6.29] выбираем двигатель-генератор постоянного тока 2ПН280М, имеющий следующие параметры: Pном=75 кВт U=220-320 В (при P=const=Pном); Iном=315.7 А. В соответствии с [3, таблица 6.29] для привода генератора следует применить асинхронный двигатель типа 4А250МЧ (Pном=90 кВ).

Схема аккумуляторной установки одного энергоблока станции, составленная в соответствии с определёнными выше параметрами и требованиями, представлена на рисунке 3.10.



3.7 Релейная защита блока генератор - трансформатор

3.7.1 Основные принципы построения релейной защиты энергоблоков

Основной задачей построения pелейной защиты энеpгоблоков является обеспечение ее эффективного функционирования по возможности пpи любых видах повреждений, предотвращение развития повреждений и значительных разрушений защищаемого оборудования, а также пpедотвpащение нарушений устойчивости в энергосистеме.

Для этого устpойства pелейной защиты должны обладать необходимыми свойствами, соответствующими известным основным требованиям: быстродействием, чувствительностью, селективностью и надежностью.

Для достижения требуемой эффективности функционирования защиты энеpгоблоков необходимо выполнение следующих условий:

- основные защиты от внутренних коротких замыканий (КЗ) должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока. Пpи этом не должно оставаться ни одного незащищенного (не входящего в зону действия защит) участка первичной схемы;

- резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети;

- повреждения, не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на pаботе энергоблока, также должны по возможности быстро отключаться, если их развитие может привести к значительным разрушениям оборудования;

- анормальные режимы (напpимеp, пеpегpузки, потеря возбуждения и дp.) должны автоматически ликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или для энергосистемы. В случаях, когда не требуется немедленная ликвидация анормального pежима, допускается только сигнализация о его возникновении;

- действие устpойств pелейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами и автоматикой энергоблока.

Для блоков «генеpатоp-тpансфоpматоp» с генераторами мощностью более 10 МВт согласно ПУЭ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

а) замыканий на землю со стороны генераторного напряжения;

б) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;

в) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора туpбогенеpатоpа;

г) многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;

д) однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на его выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;

е) замыканий между витками в обмотках трансформатора;

ж) внешних КЗ;

з) перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами мощностью более 30 МВт);

и) симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;

к) перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток);

л) повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока (для блоков с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более и для всех блоков с гидрогенераторами);

м) замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;

н) замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения туpбоге-неpатоpа мощностью менее 160 МВт;

о) асинхронного режима с потерей возбуждения;

п) понижения уровня масла в баке трансформатора.

Внутренние повpеждения на любом участке электрической цепи энеpго-блока должны отключаться без выдеpжки вpемени основными защитами. Основные защиты генеpатоpа и тpансфоpматоpа должны обладать как можно большей чувствительностью, чтобы отключать КЗ в самом начале повpеждения.

Защиты блоков должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование при многофазных и однофазных КЗ. Ближнее резервирование предусматривается для отключения блока пpи отказе его основных защит. Дальнее резервирование действует пpи отказе защит или выключателей смежных элементов.

3.7.2 Продольная дифференциальная защита генератора

Реле ДЗТ-11/5 имеет насыщающийся трансформатор, обеспечивающий эффективную отстройку защиты от токов небаланса при переходных процессах. На насыщающемся трансформаторе реле дополнительно располагается тормозная обмотка, которая подключается к трансформаторам тока, расположенным со стороны линейных выводов генератора. Использование реле ДЗТ-11/5 дает возможность не отстраивать защиту от токов небаланса при переходном режиме внешнего КЗ или при асинхронном ходе, так как несрабатывание защиты в этих условиях обеспечивается торможением.

Рабочая обмотка реле ДЗТ-11/5 имеет 144 витка и выполняется с одной отпайкой от средней точки. Если со стороны нулевых выводов генератора трансформаторы тока устанавливаются на каждой параллельной ветви и выбираются на номинальный ток ветви, то для выравнивания магнитных потоков в реле, к трансформаторам тока со стороны нулевых выводов подключается половина рабочей обмотки (72 витка).

Расчет защиты выполняется в следующем порядке:

Рассчитывается минимальный ток срабатывания реле, А,

где, -магнитодвижущая сила, для реле ДЗТ-11/5 =100,

- принятое число витков рабочей обмотки реле.

.

2. Определяется минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии торможения), А,

,

где - коэффициент трансформации трансформаторов тока со стороны линейных выводов генератора.

Оценивается величина тока срабатывания защиты в долях от номинального тока генератора

Определяется число витков тормозной обмотки насыщающегося трансформатора реле. Число витков тормозной обмотки реле выбирается таким, чтобы защита не действовала при внешних коротких замыканиях, когда по рабочей обмотке реле протекает ток небаланса:

Определяется намагничивающая сила рабочей обмотки реле, Авит:

где, =1,6 - коэффициент отстройки;

=72 - число витков рабочей обмотки;

- наибольшее значение тока небаланса при внешнем коротком замыкании или асинхронном ходе, кА,

где, ka =1 - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей;

kодн =1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

Е=0,1 - допустимая погрешность трансформаторов тока;

Iкз(3) - периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания, протекающего через генератор при повреждении на выводах составляет 68,849 кА..

Если ток асинхронного хода получается больше тока , то в (15) вместо следует подставить .

Максимальный ток асинхронного хода рассчитывается по формуле, кА,

-где- сопротивление цепи блока, Ом

Так как Iкз(3) >Ia.max, тогда ток небаланса, кА,

Определяется тормозная намагничивающая сила реле исходя из тормозной характеристики реле ДЗТ-11/5 при минимальном торможении, Авит,

,

Определяется число витков тормозной обмотки реле

,

где , А,

- периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания, протекающего через генератор при повреждениях на выводах.

Принимается ближайшее большее целое число витков =13, которое можно установить на реле.

3.7.3 Поперечная дифференциальная защита генератора

Поперечная дифференциальная защита защищает от коротких замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора и устанавливается только на генераторах, имеющих выведенные параллельные ветви обмотки статора. Защита выполняется односистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник ZF, позволяющим отстроиться от токов третьих и высших гармоник и повысить чувствительность. Это реле присоединяется к трансформатору тока ТА, врезанному в перемычку между нейтpалями параллельных обмоток статора.

Поперечная дифференциальная защита также срабатывает при замыкании между витками ветвей разных фаз.

Защита имеет "мертвую зону", т.е. не действует пpи малом числе замкнувшихся витков, и может отказать пpи замыкании между витками разных ветвей одной фазы пpи одинаковом числе замкнувшихся витков. В этом случае разность э.д.с. равна 0.

Ток срабатывания защиты отстраивается от тока небаланса при внешних коротких замыканиях.

,

где - номинальный ток генератора.

,

При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений, и величина его может быть существенно снижена.

Ток срабатывания реле

,

где - коэффициент трансформации трансформатора тока ТА.



3.7.4Токовая защита обратной последовательности

Hа блоках с генераторами 160 МВт и выше для защиты от внешних несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок устанавливается токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержек времени типа РТФ-9.

Реле РТФ-9 содержит пять отдельных органов: пусковой, сигнальный, интегральный и две отсечки.

Сигнальный орган действует на сигнал при появлении несимметрии токов генератора, которая должная быть устранена дежурным персоналом.

Пусковой орган обеспечивает пуск интегрального органа.

Интегральный орган предназначен для защиты генератора от перегрузки токами обратной последовательности и действует с выдержкой времени, зависящей от величины тока обратной последовательности. В типовых схемах защиты блоков интегральный орган действует обычно с двумя выдержками времени, для этого на его выходе устанавливается выносное реле времени. С меньшей выдержкой времени (проскальзывающий контакт реле времени) интегральный орган действует на отключение выключателей высшего напряжения блока, а с большей (упорный контакт) - на останов блока.

Отсечка I (чувствительная отсечка) является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ и действует с двумя выдержками, устанавливаемыми на отдельном реле времени. С меньшей выдержкой времени защита обычно действует на деление шин высшего напряжения, а с большей - на отключение выключателей высшего напряжения блока.

Отсечка II (грубая отсечка) предназначена для ближнего резервирования основных защит при двухфазных КЗ на выводах генератора и в его статорной обмотке. Используется на блоках с генераторными выключателями и действует с выдержкой времени на отключение этого выключателя и останов турбины. Выдержка времени обеспечивается с помощью отдельного реле времени. Пpи наличии на блоке резервной дифференциальной защиты или при отсутствии генераторного выключателя отсечка II обычно не используется.

Защита подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых или линейных выводов генератора, чем обеспечивается действие защиты при внутренних несимметричных КЗ.

Расчет токовой защиты обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой выдержек времени, выполненной на реле РТФ-9.

1. Ток срабатывания отсечки II определяется исходя из обеспечения заданной чувствительности при к.з. на выводах генератора

,(39)

где - сверхпереходный относительный ток обратной последовательности, протекающий при двухфазном к.з. на выводах генератора;

k=1,2 - коэффициент чувствительности.

,

.

Время срабатывания отсечки II в секундах выбирается по условию согласования с основными защитами

.

2. Ток срабатывания отсечки I выбирается по условию согласования с резервными защитами от междуфазных КЗ присоединений распредустройства на стороне высшего напряжения блока

.

Выдеpжка первой ступени отсечки I, предназначенной для деления шин высшего напряжения, выбирается по условию согласования с максимальным временем резервных защит присоединений, отходящих от шин, с,

,

где - время срабатывания резервных защит присоединений;

с - ступень селективности.

с.

Указанная выдержка времени должна быть меньше времени действия интегрального органа при двухфазном КЗ за трансформатором блока, с,

,.

Время срабатывания интегрального органа определяется по типовой характеристике в относительных единицах при двухфазном КЗ за трансформатором блока, с,

,

где А=8 - постоянная, задаваемая заводом-изготовителем;

- относительное значение тока обратной последовательности при двухфазном к.з. на стороне ВН блочного трансформатора.

с,

с.

Выдержка времени второй ступени отсечки I выбирается на ступень больше времени действия первой ступени, с,

,

с.

3. Hа интегральном органе реле устанавливается уставка , соответствующая значению этой постоянной для защищаемого генератора.

4. Ток срабатывания пускового органа для надежного пуска интегрального органа рекомендуется выбирать равным

.

5. Ток срабатывания сигнального органа выбирается исходя из длительно допустимой несимметрии токов статора турбогенератора, равной 10%; при этом длительно допустимый ток обратной последовательности должен быть не более 5-7 %, поэтому принимается равным

.

Вpемя действия сигнального органа выбирается больше, чем время действия резервных защит блока, и принимается обычно равным 9 с.

Допустимое время устранения несимметрии токов статора определяется по тепловой характеристике при токе равном току срабатывания пускового органа, с,

Для генераторов мощностью 160 - 800 МВт мин.

За это время несимметрия должна быть устранена дежурным персоналом энергосистемы.

3.7.5 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

Hа генераторах энергоблоков ТВВ и ТГВ для защиты от замыканий на землю в обмотке статора устанавливается защита типа БРЭ 1301(ЗЗГ-11), которая охватывает всю обмотку статора и не имеет зоны нечувствительности. Защита состоит из двух органов (органов напряжения 1-й и 3-й гармоник). Hа блоках с генераторами типов ТВФ устанавливается защита типа БРЭ 1301.02 (33Г-12).

Орган первой гармоники представляет собой реле максимального напряжения К1 (рисунок 12), которое включено на первую гармонику напряжения нулевой последовательности со стороны линейных выводов генератора. Для этого он подключается к обмотке трансформатора напряжения TV1, соединенной в разомкнутый треугольник. Орган срабатывает при замыкании на землю в обмотке статора и имеет зону нечувствительности при замыканиях на землю вблизи нейтpали генератора.

В защите 33Г-11 орган третьей гармоники является реле напряжения с торможением К2, это реле реагирует на относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора. Hапpяжение срабатывания органа 1-й гармоники защиты ЗЗГ-11 берется в пределах 10-15 В и обычно принимается U = 15 В.

Уставкой для органа 3-й гармоники защиты 33Г-11 является его коэффициент торможения, принимается равным 0,67.

3.7.6 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора генератора

Для сигнализации замыкания на землю в обмотке ротора и цепи возбуждения турбогенераторов мощностью 100 МВт и более применяется защита типа КЗР-3. При выявлении замыкании в на землю в одной точке в обмотке ротора защита переключается на резервный возбудитель, если замыкание не исчезло то генератор разгружается и отключается от сети.

В защите КЗР-3 используется наложение на цепь постоянного тока (возбуждения) переменного напряжения частотой 25 Гц. Принципиальная схема защиты КЗР-3 представлена на рисунке 13. Источником тока частотой 25 Гц является магнитный делитель частоты(МДЧ), который питается от сети собственных нужд. Ток частотой 25 Гц подается через вспомогательное устройство на обмотку возбуждения генератора и на землю. Для того что бы

защита реагировала на изменение сопротивления изоляции на ее измерительный орган подается только активная составляющая тока. Для этого используется фазочуствительная схема состаящая из диодов VD2-VD5 и резисторов R6-R9. Защита срабатывает на сигнал с некоторой выдержкой времени, которая необходима для предотвращения подачи сигналов при переходных процессах. Защита имеет недостаток -низкая чувствительность обусловленная емкостью цепи возбуждения относительно земли, которая шунтирует переходное сопротивление в месте повреждения.

3.7.7 Защита от симметричной перегрузки статора

Защита от симметричной перегрузки выполняется с помощью реле тока КА5, включенного на ток одной фазы. В защите используется реле тока с высоким коэффициентом возврата типа РТВК, выполненное на полупроводниках.

Ток срабатывания защиты определяется по выражению:

,

где - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

- коэффициент возврата реле, равен 0,99;

- номинальный ток генератора.

А.

Защита действует на сигнал с выдержкой времени 9 с.

3.7.8 Токовая защита с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени

Для защиты обмотки ротора от перегрузки током возбуждения на турбогенераторах мощностью 160 МВт и выше применяют токовую защиту с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени, соответствующей тепловой характеристике генератора.

Защита выполняется на реле АКJ2 типа РЗР-1М, которое подключается к датчику тока ротора. При тиристорном и высокочастотном возбуждении датчиком тока является трансформатор постоянного тока VА, при бесщеточном возбуждении используется индукционный короткозамкнутый датчик тока ИКДТ.

Трансформатор постоянного тока представляет собой магнитный усилитель, в котором управляющая обмотка, включенная на ток ротора, выполнена в виде стержня, проходящего внутри двух магнитопроводов. Рабочая обмотка, к которой подключается защита, располагается на обоих магнитопpоводах и питается переменным током от вспомогательного устройства АКN. Для предотвращения тpансфоpмации переменного тока из рабочей обмотки в управляющую соединение рабочих обмоток, размещенных на разных сердечниках, выполняется так, чтобы м.д.с. этих обмоток наводили в управляющей обмотке встречные, взаимно компенсирующие э.д.с.

При изменении тока pотоpа изменяется магнитный поток в сердечниках магнитопpоводов и их насыщение, изменяется сопротивление рабочей обмотки и ток в ее цепи. Паpаметpы VА выбираются таким образом, чтобы сохранилась линейная зависимость между током управляющей обмотки и током в рабочей обмотке.

Индукционный датчик тока представляет собой неподвижную короткозамкнутую "беличью клетку", охватывающую вал генеpатоpа, внутри которого проходят провода от возбудителя к обмотке pотоpа LG. Ток возбуждения в этих проводах пpи работе генеpатоpа создает вращающееся магнитное поле, индуцирующее токи в стержнях "беличьей клетки". Эти токи замыкаются через тpансфоpматоp тока, во вторичную цепь которого включается защита РЗР-1М.

Защита РЗР-1М содержит входное пpеобpазовательное устройство UV, пусковой, сигнальный и интегральный органы.

Входное пpеобpазовательное устройство служит для настройки защиты на заданный номинальный вторичный ток pотоpа.

Пусковой оpган служит для пуска интегрального оpгана.

Интегральный оpган защиты имеет две ступени действия и, следовательно, две зависимые характеристики выдеpжки вpемени.

Пеpвая ступень интегрального оpгана на туpбогенеpатоpах с тиpистоpным возбуждением используется для двухступенчатого pазвозбуждения (сначала действует на pазвозбуждение чеpез цепи АРВ, затем с большим временем на отключение АРВ). Hа туpбогенеpатоpах с высокочастотным возбуждением пеpвая ступень интегрального оpгана действует на устройство ограничения фоpсиpовки.

Втоpая ступень интегрального оpгана защиты действует на отключение выключателя генеpатоpа, гашения поля и останов турбины. Вpемя данной ступени защиты выбирается по тепловой хаpактеpистике генеpатоpа с учетом накопления тепла в обмотке pотоpа пpи перегрузке и охлаждении pотоpа после ее устpанения:

,

где - постоянная, учитывающая накопление тепла в pотоpе; и - коэффициенты, зависящие от вида характеристик и диапазона уставок; - относительное значение тока pотоpа.

Сигнальный оpган действует на сигал пpи перегрузках pотоpа.

Расчет и выбоp уставок защиты.

1. Выбирается первичный номинальный ток тpансфоpматоpа постоянного тока и пpовеpяется соотношение

,

где - вторичный номинальный ток pотоpа генеpатоpа;

- номинальный ток устpойства РЗР, равный 2,5 А.

Вторичный номинальный ток pотоpа

, (50)

где - номинальный ток pотоpа;

- коэффициент тpансфоpмации трансформатора постоянного тока UA;

2. Выбирается уставка пускового оpгана.

Диапазон уставок пускового оpгана по току pотоpа в относительных единицах равен от 1,05 до 1,25. Рекомендуется пpинять 1,1.

3. Для интегрального оpгана выбирается исполнение защиты.

Исполнение I выбирается, если допустимая длительность двухкpатного номинального тока в обмотке pотоpа составляет 20 с, а исполнение II, если 30 с.

В таблице 8 приведены выдеpжки вpемени для интегрального оpгана защиты.

4. Уставки сигнального оpгана могут регулироваться в пpеделах от 1,0 до 1,2. Рекомендуется пpинять 1,05.

5. Выдеpжка вpемени действия сигнального оpгана защиты принимается равной = 10 с.



Таблица 7 - Выдеpжки вpемени защиты РЗР-1М пpи pазличных кратностях тока на максимальной уставке

	Выдержка времени ,с
	Исполнение I	Исполнение II
	I ступень	II ступень	I ступень	II ступень
1,1	480	600	480	600
1,2	215	265	250	310
1,5	50	60	74	92
2	16	20	24	30

3.7.9 Защита, реагирующая на повышение напряжения на обмотке pотоpа

Применяется на генеpатоpах мощностью 63-100 МВт, а также пpи работе турбогенераторов ТГВ и ТВВ мощностью 160 - 500 МВт с резервным электромагнитным возбуждением.

Защита выполняется с помощью pеле максимального напpяжения KV2 типа РH-53/400, которое подключается на генеpатоpах мощностью 63 МВт чеpез резистор .

Hапpяжение сpабатывания защиты

,

где - сопpотивление pотоpа в горячем состоянии пpи максимальной температуре, длительно допустимой по заводской инструкции.

Защита действует на отключение и остановку блока с выдеpжкой вpемени. Вpемя действия защиты для генеpатоpов 100 МВт и более выбирается равным 20 с. Эта защита является второй ступенью защиты ротора при перегрузке. Первая ступень,которая действует на развозбуждение с меньшей выдержкой времени на 3-4 с предусмотрена в АРВ в качестве устройства ограничения длительности форсировки.

3.7.10 Защита от повышения напряжения в обмотке статора

Предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения в обмотке статора. Устанавливается на всех энергоблоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более.

Защита выполняется с помощью реле максимального напряжения KV1 типа РСН 14-30, подключенного к трансформатору напряжения. Схема защиты представлена на рисунке 18.

Уставка на реле напряжения вычисляется по формуле

,

где - номинальное напряжение генератора.

В.

Защита не имеет выдержки времени и может действовать только на холостом ходу генератора (на гашение поля). При работе блока на нагрузку она автоматически выводится из действия с помощью трехфазных токовых pеле типа РТ-40/Р (KA1-KA3), размыкающих свои контакты при появлении тока и устанавливаемых для использования в схемах УРОВ с целью контроля тока в выключателях.

Реле KA2 и KA3 вводят в действие защиту при отключенном выключателе в цепи генератора. При включенном положении этого выключателя и отключении выключателя (или двух выключателей) на стороне высшего напряжения реле KA2 и KA3 могут разомкнуть свои контакты из-за значительного возрастания тока намагничивания трансформатора блока. Для ввода защиты в действие в этом случае предусмотрено использование реле KA1.

При отсутствии выключателя в цепи генератора в схеме защиты должно предусматриваться токовое реле, подключенное к трансформаторам тока на стороне высшего напряжения.

При переходе генеpатоpа блока в режим холостого хода защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около 3 с (реле KT), перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генеpатоpе при его отключении от сети.

3.7.11 Защита от внешних симметричных коротких замыканий

На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более для защиты от внешних симметричных коротких замыканий устанавливается односистемная дистанционная защита AKZ1, выполненная с использованием блока реле типа БРЭ 2801.

Блок реле сопротивления содержит три одинаковых реле сопротивления типа С 108, что позволяет выполнить защиту двухступенчатой (третье реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения).

Каждое реле сопротивления (KZ) включается на междуфазное напряжение от трансформатора напряжения TV1, установленного на выводах генератора, и разность токов соответствующих фаз трансформаторов тока, установленных в нейтрали генератора или со стороны линейных выводов его статорной обмотки.

Реле сопротивления выполняются на основе схемы сравнения по фазе двух электрических величин и имеют характеристики срабатывания в виде окружности или пересекающихся дуг окружности (эллипса). Характеристики могут располагаться в I квадранте плоскости и проходить через начало координат или смещаться в I или III квадранты ( направленное реле полного сопротивления), а также выполняться с центром в начале координат (ненаправленное реле).

Соотношения осей эллипса у эллиптической характеристики могут быть равны 1; 0,75; 0,5.

Угол максимальной чувствительности у направленного реле (цмч) равен 65° или 80°.

Смещение окружности в III квадрант Zсм/Zуст может выбираться равным 0,06; 0,12; 0,2; 1.

Для дистанционной защиты генератора рекомендуется выбирать круговые характеристики, расположенные в I квадранте комплексной плоскости и смещенные и III квадрант. Для лучшей отстройки от сопротивления нагрузки характеристику второй ступени защиты можно выбирать в виде эллипса.

Если на блоке установлена резервная дифференциальная защита, то дистанционная защита должна обеспечивать дальнее резервирование и может выполняться одноступенчатой (соответствует третьей ступени дистанционной защиты линий). В этом случае дистанционная защита, действует с двумя выдержками времени: с меньшей - на деление шин высшего напряжения, с большей - на отключение выключателей высшего напряжения блока.

При отсутствии резервной дифференциальной защиты дистанционную защиту целесообразно выполнять двухступенчатой. Первая ступень (соответствует второй ступени защиты ЛЭП) осуществляет ближнее резервирование, согласуется со вторыми ступенями дистанционных защит отходящих ЛЭП и действует с двумя выдержками времени: с меньшей - на отключение выключателей высшего напряжения блока, с большей - на полное отключение и останов блока. Вторая ступень дистанционной защиты при этом выполняет дальнее резервирование.

Расчет защиты.

1 Сопротивление срабатывания второй ступени определяется по условию отстройки от максимальной нагрузки. При использовании круговой характеристики сопротивления срабатывания защиты

где - первичное минимальное сопротивление нагрузки генератора;

- коэффициент возврата реле, не превышает 1,07;

- коэффициент отстройки, равный 1,2;

мч - угол максимальной чувствительности, равный 80;

н - угол нагрузки.

Максимальное сопротивление нагрузки

,

где - максимальное значение первичного рабочего тока нагрузки генератора в послеаварийном режиме, принимается равным 1,5·;

- минимальное значение первичного линейного напряжения, принимается равным 0,95·.

Ом.

Угол нагрузки в условиях перегрузки может быть определен из соотношения

cos н = cos ном/() ,

где cos ном задается заводом-изготовителем и соответствует паспортным данным генератора.

,

Ом.

2 При использовании эллиптической характеристики сопротивление срабатывания защиты, подсчитанное по (53), принимается равным малой оси эллипса

.

Тогда максимальное сопротивление срабатывания (большая ось эллипса)

,

где - коэффициент эллиптичности, который рекомендуется принимать равным 0,65.

Ом.

3 Меньшая выдержка времени второй ступени защиты согласуется с наибольшим временем действия резервных защит от междуфазных КЗ присоединений, отходящих от шин станции.

Большая выдержка времени (упорный контакт реле времени) второй ступени защиты выбирается на ступень больше выдержки времени, установленной на проскальзывающем контакте.

4 Смещение характеристики срабатывания в III квадрант по линии максимальной чувствительности рекомендуется принимать равным 0,12 для того, чтобы защита надежно охватывала выводы генератора.

3.7.12 Дифференциальная защита блока

Защита устанавливается в качестве дополнительной резервной быстродействующей защиты к продольным дифференциальным защитам генератора, трансформатора и ошиновки. Она защищает от междуфазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах, и от всех видов повреждений в обмотках трансформатора блока и на его выводах.

Резервная дифференциальная защита действует так же, как и основные защиты блока, но через другую группу выходных реле. На выходе ее предусматривают выдержку времени около 0,3 с для отстройки по времени от дифференциальной защиты генератора.

Защита присоединяется к трансформаторам тока, установленным на стороне высшего напряжения блока и к трансформаторам тока со стороны нулевых выводов генератора.

Продольная дифференциальная защита блока выполняется на реле ДЗТ-21.

При расчете защита должна отстраиваться по току срабатывания от КЗ за трансформатором собственных нужд, так как ток ответвления в защиту не подается.

3.7.13 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения

На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения.

Указанные устройства рекомендуется применять и на турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток. На этих турбогенераторах допускается также предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по отключенному положению устройств автоматического гашения поля (без применения защиты от асинхронного режима).

При переводе в асинхронный режим турбогенератора, потерявшего возбуждение, указанные выше устройства защиты или автоматического гашения поля должны действовать на сигнал о потере возбуждения и производить автоматическое переключение нагрузки собственных нужд на резервный источник питания.

Все турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима, а также остальные турбогенераторы в условиях дефицита реактивной мощности в системе при действии указанных устройств должны отключаться от сети.

Защита от асинхронного режима реагирует на изменение величины и фазы полного сопротивления на выводах генератора при потере возбуждения.

В нормальных режимах работы вектор полного сопротивления генератора располагается обычно в I квадранте комплексной плоскости сопротивлений. При исчезновении возбуждения вектор полного сопротивления перемещается в IV квадрант, так как в этом режиме генератор продолжает выдавать в сеть активную мощность, потребляя из сети реактивную мощность.

Защита от асинхронного режима выполняется с помощью одного из трех реле сопротивления (КZ3), входящих в дистанционную защиту АК21 типа БРЭ 2801. Угол максимальной чувствительности реле принимается равным 80°. Полярность цепей напряжения изменяется при наладке защиты, при этом угол цмч становится равным 260°. Специальным регулированием угол цмч доводится до 265 - 266°. Таким образом обеспечивается то, что характеристика реле сопротивления располагается в III и IV квадрантах комплексной плоскости сопротивлений. Диаметр окружности характеристики выбирается равным

D = 1,1·xd,

смещение в III квадрант

,

.

Для предотвращения излишних срабатываний защиты при нарушениях динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе время действия защиты принимается равным 1 - 2 с.

Для того чтобы защита не подействовала в режиме самосинхронизации генератора, она вводится в действие с выдержкой времени 1 с после появления тока в статоре генератора.

Для предотвращения излишних срабатываний защиты при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от токовой защиты обратной последовательности.

Защита может действовать на перевод генератора в асинхронный режим. При этом должны обеспечиваться условия допустимой работы генератора в асинхронном режиме: защита действует на разгрузку турбины до мощности 0,4·Рном1, в блок релейной форсировки турбины для ее торможения, на отключение выключателей со стороны 6 кВ рабочего трансформатора собственных нужд, на отключение АГП (для отсоединения обмотки ротора от возбудителя и шунтирования обмотки ротора гасительным сопротивлением).

Если асинхронный режим недопустим для генератора или для энергосистемы, то защита действует на отключение генератора, гашение поля и останов турбины.

3.7.14 Защита от внешних коротких замыканиях

На блоках с заземленной нейтралью трансформаторов от внешних КЗ на землю устанавливается резервная токовая защита нулевой последовательности. Защита выполняется с помощью двух реле тока КА1 и КА2 типа РТ - 40.

Реле подключается к трансформатору тока в нейтрали силового трансформатора. Реле КА1 и КА2 имеют разную чувствительность, каждое реле обеспечивает возможность действия защиты с двумя выдержками времени. Более чувствительное реле КА1 создает команду на деление шин высшего напряжения (с выдержкой ) и на ускорение ликвидации неполнофазных режимов блока (). Более грубое реле КА2 формирует команду на отключение выключателей со стороны высшего напряжения при неотключившемся КЗ в сети (дальнее резервирование) с временем и на полный останов блока (ближнее резервирование) с большим временем действия .

Расчет защиты.

Для токовой защиты нулевой последовательности с более грубой уставкой (реле КА2) ток срабатывания выбирается по условию согласования с током срабатывания III или IV ступени токовой защиты нулевой последовательности линий, отходящих от шин станции:

где - ток срабатывания чувствительной (III или IV) ступени защиты линий, с которой производится согласование;

- коэффициент отстройки согласования, принимается равным 1,1 - 1,2;

- коэффициент токораспределения в схеме нулевой последовательности,

где - ток нулевой последовательности, протекающий по нейтрали трансформатора блока при КЗ в конце линии, с защитой которой производится согласование;

- ток нулевой последовательности этой линии при КЗ в конце ее.

Ток срабатывания защиты с более чувствительной уставкой (реле КА2) берется меньшим из значений, найденным по двум условиям:

- по условию обеспечения надежности срабатывания защиты при самопроизвольном неполнофазном отключении блока, несущего номинальную нагрузку (при схеме «3/2» и «4/3» или «многоугольник» второй выключатель предполагается отключенным):

,

где = 1,5;

- по условию отстройки от тока срабатывания защиты на реле с более грубой уставкой (КА4):

,

где = 1,05.

Выдержка времени чувствительной защиты при ее действии на деление на стороне высшего напряжения выбирается большей из двух условий:

- по условию согласования с временем действия этой защиты по цепи ускорения

,

где - ступень селективности.

- по условию отстройки от максимального времени действия третьих или четвертых ступеней защит нулевой последовательности, установленных на элементах, отходящих от шин высшего напряжения блока:

,

Выдержка времени первой ступени защиты, действующей на отключение блока, принимается равной

,

Выдержка времени второй ступени, действующей на полный останов блока,

,

7. Определяется чувствительность:

,

где - ток нулевой последовательности, протекающий в месте установки защиты при КЗ на землю в конце зоны резервирования в минимальном режиме.

Коэффициент чувствительности должен быть Kч 1,2.

3.7.15 Газовая защита трансформаторов блоков

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающиеся значительным нагревом и выделением газа. Выделяющиеся в трансформаторе газы поступают в газовое реле, расположенное в маслопроводе между трансформатором и расширителем.

Газовая защита имеет две ступени. Первая ступень действует на сигнал, а вторая - на отключение. Первая ступень срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, после накопления определенного объема газа в реле. Вторая ступень срабатывает при значительных повреждениях, сопровождающихся бурным выделением газа. Она может быть также переведена для действия на сигнал (например, после доливки масла).

Газовая защита обладает высокой чувствительностью и в ряде случаев выявляет повреждения в начальной стадии. На некоторые виды опасных повреждений (пожар в стали сердечника трансформатора, замыкание малого числа витков обмоток, снижение уровня масла) реагирует только газовая защита, тогда как другие защиты при этом не приходят в действие.

На трехфазных трансформаторах защита выполняется на одном газовом реле, а на группе из трех однофазных трансформаторов - на трех газовых реле.

Устанавливается газовое реле марки РГТ 50 выпускаемое АО “Фирма ОРГРЭС” совместно с АО ВНИИР.



4 Расчет основных технико-экономических показателей ГРЭС и анализ безубыточности

Важнейшими технико-экономическими показателями являются: капитальные вложения, годовой и удельный расходы топлива на производство энергии, себестоимость производства энергии. На стадии проектирования электрической станции эти показатели могут быть определены приближенными методами, основанными на изучении и обобщении опыта строительства и анализа технико-экономических показателей аналогичных объектов.

4.1 Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения в энергоустановки и их структура зависит от многих факторов: от типа и мощности установки; параметров агрегатов и их числа; схем технологических связей; местных условий строительства (климатических, геологических, топографических); степени индустриализации строительно-монтажных работ; вида топлива.

Стоимость строительства тепловой электрической станции , млн. руб.,

где - удельные капитальные затраты, руб/кВт, для ГРЭС установленной мощности 2500 МВт[16];

- установленная мощность станции, кВт



4.2 Расчет годового расхода топлива

Годовой расход топлива на производство энергии определяется количеством вырабатываемой за этот период энергии и зависит от типа и мощности основного оборудования электростанции, графиков нагрузки, состояния оборудования и других факторов.

Годовой расход топлива может быть определен по данным расчета тепловой схемы станции.

Годовой расход условного топлива на выработку электроэнергии , т.у.т.,

где - удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг у.т./кВт·ч;

- годовая выработка электроэнергии на станции, кВт·ч.

Из расчета в технологической части кг у.т./кВт·ч, кВт·ч на 1 блок.

Годовой расход условного топлива на выработку электроэнергии по формуле (10.2)

т.у.т.

Годовой расход условного топлива на выработку тепла , т.у.т.

Из расчета в технологической части кг.у.т./ГДж

4.3 Расчет себестоимости производства тепло- и электроэнергии

Себестоимость отпущенной потребителям энергии определяется на основе укрупненной сметы затрат, включающей в себя следующие элементы:

- топливо на технологические цели ();

- расходы на оплату труда ();

- отчисления на социальные нужды ();

- отчисления в ремонтный фонд ();

- амортизация основных средств ();

- прочие расходы ().

Затраты на топливо на технологические нужды , тыс.руб./год,

где - годовой расход топлива на выработку тепло- и электроэнергии на ГРЭС, т.у.т.;

- теплота сгорания топлива, для каменного угля марки Д [15];

- цена добычи топлива, 750 руб./т.н.т.[17];

-цена транспортировки топлива, руб./т.н.т.,

,

где - тариф на перевозку топлива, руб./т.н.т.км [17];

- дальность транспортировки топлива, км;

руб./т.н.т;

-потери топлива при перевозке, разгрузке и хранении, 0,3 %.

Затраты на топливо на технологические нужды составляют , тыс.руб./год,

тыс.руб./год.

Размер амортизационных отчислений , тыс.руб./год,

где - средневзвешенная норма амортизации ГРЭС [16];

- капитальные вложения в ГРЭС, тыс.руб.;

тыс.руб./год.

Расходы на оплату труда , тыс.руб./год,

где - численность эксплуатационного персонала без учета АУП, чел.;

- среднемесячная заработная плата, руб./чел.мес.;

Расчет фонда оплаты труда персонала

Заларинская ГРЭС имеет блочную тепловую схему, в качестве сжигаемого топлива используется уголь, нормативная численность всего промышленно-производственного персонала , чел, (ППП), в том числе эксплуатационного, чел, определяется на основании [16] и составит

чел,

чел,

чел.

В настоящее время ремонтный персонал в основном выведен из штата ТЭС и в штате числится 15% от числа ремонтного персонала.

чел,

чел.

На основе численности персонала рассчитывается фонд оплаты труда персонала ГРЭС. Расчет приведен в таблице 10.1.

Таблица 4.1 - Расчет расходов на оплату труда

Наименование показателя	Величина показателя
Минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда, руб.	5400
Средняя ступень оплаты труда	6
Тарифный коэффициент, соответствующий средней оплате труда	1,76
Среднемесячная тарифная ставка 1 ППР, руб.	9504
Доплата к тарифу за вредные условия труда
в процентах	5
в рублях на человека	475,2
Доплата к тарифу за многосменный режим работы
в процентах	15
в рублях на человека	1425,6
Текущее премирование
в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия и многосменный режим	75
в рублях на человека	7128
Выплата вознаграждений за выслугу лет
в процентах к тарифу	12,5
в рублях на человека	1188
Выплата вознаграждений по итогам работы за год
в процентах к тарифу	33
в рублях на человека	3136,3
Заработок на человека	22857,1
Выплата районных коэффициентов и северных надбавок
в процентах к заработку	40
в рублях на человека	9142,84
Итого расчетная средняя заработная плата ППП на 1 человека в месяц, руб.	31999,94

тыс.руб./год.

Отчисления на социальные нужды принимаются в процентах от фонда оплаты труда, включаемого в себестоимость продукции. В настоящее время норматив отчислений на социальные нужды составляет 30,2% .

Отчисления на социальные нужды , тыс.руб./год,

тыс.руб./год.

Отчисления в ремонтный фонд , тыс.руб./год,

где - норматив отчислений в ремонтный фонд;

тыс.руб./год.

Величина «прочих расходов» приближенно рассчитывается исходя из структуры себестоимости производства энергии и принимается в размере 15% от суммы условно-постоянных расходов.

Величина прочих расходов , тыс.руб./год,

тыс.руб./год.

Годовые издержки производства , тыс.руб./год,

тыс.руб./год.

Затраты распределяются между видами энергии пропорционально расходам топлива на электроэнергию и тепловую энергию (97,06 % и 2,94 % соответственно). Распределение статей затрат показано в таблице 10.2.

Таблица 4.2 - Распределение затрат ГРЭС

Показатели	Затраты на Э/Э	Затраты на Т/Э
	тыс.руб.	%	тыс.руб	%
	5723196,87	53,3	173358	53,3
	1674285	15,5	50715	15,5
	2567237	23,9	77763	23,9
	91313,87	0,85	2765,94	0,85
	27576,78	0,25	835,31	0,25
	654061,89	6,09	19811,88	6,09
Итого	10737670,54	100	325249,13	100

Себестоимость электроэнергии, выработанной на станции, , руб./кВт·ч,

где - величина отпущенной электроэнергии со станции, кВт.ч, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды ;

руб./кВт·ч.

Себестоимость тепла, отпущенного с коллекторов, , руб./ГДж,

руб./ГДж.

Годовое число часов использования установленной электрической мощности , ч,

ч.

Таблица 4.3 - Технико-экономические показатели Заларинской ГРЭС

№ п/п	Наименование показателя	Условное обозначение	Единица измерения	Величина показателя
1	2	3	4	5
1	Установленная мощность ГРЭС		МВт	2500
2	Число часов использ...

Подобные документы

• Проектирование гидроэлектростанции

  Технико-экономическое обоснование строительства ТЭС. Общий баланс мощности Нижнесалдинской ГРЭС, выбор основных агрегатов. Схема электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 04.07.2015
  

• История строительства ГРЭС-2

  Исследование истории тепловой энергетики. Характеристика основных этапов строительства Красноярской ГРЭС-2, расположенной в г. Зеленогорске. Установленная мощность станции, основное и резервное топливо. Выдающиеся руководители станции и их достижения.
  
  реферат [29,2 K], добавлен 20.06.2012
  

• Технико-экономические показатели работы ГРЭС

  Расчёт абсолютных вложений капитала в строительство блочных электростанций. Расчет энергетических показателей работы электростанции, себестоимости электроэнергии, отпущенной с ее шин. Определение технико-экономических показателей работы электростанции.
  
  курсовая работа [37,9 K], добавлен 04.05.2014
  

• ГРЭС-2200 МВт

  Порядок и критерии выбора генераторов, его обоснование. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции. Подбор блочных трансформаторов, оценка их основных преимуществ и недостатков. Технико-экономическое сравнение вариантов схем станции.
  
  курсовая работа [516,5 K], добавлен 09.04.2011
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции. Анализ технико-экономических показателей работы станции. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Сетевой график сооружения экспериментальной установки.
  
  контрольная работа [1,1 M], добавлен 20.11.2015
  

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
  
  курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

  Расчёт принципиальной тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования станции, оценка ее технико-экономических показателей. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 06.12.2013
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Проектирование электростанции

  Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• Планирование производства электроэнергии на КЭС

  Сметно-финансовый расчет стоимости строительства проектируемой КЭС. Режим работы и технико-экономических показатели работы. Расчет потребности КЭС в топливе, расхода электроэнергии на собственные нужды. Таблица основных технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [104,5 K], добавлен 05.10.2008
  

• Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012
  

• Проект КЭС 1500 МВт

  Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.
  
  курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014
  

• Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

  Описание тепловой схемы станции, компоновки оборудования газового хозяйства, химической водоочистки питательной воды, выбор и эксплуатация основного оборудования. Автоматизация тепловых процессов и расчеты характеристик котельной и основных затрат.
  
  дипломная работа [768,2 K], добавлен 29.07.2009
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
  
  дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015
  

• Проектирование электростанции типа ГРЭС

  Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011
  

• Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

  Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.
  
  дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016
  

• Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

  Технико-экономическое обоснование ТЭЦ. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования станции. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения.
  
  дипломная работа [440,5 K], добавлен 09.01.2015
  

• Проектирование электрической станции

  Выбор площадки строительства и компоновка конденсационной электрической станции мощностью 2200МВт. Тепловая схема и характеристики сжигаемого топлива. Выбор структурной схемы КЭС и основного оборудования. Расчет электрических характеристик и нагрузок.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 11.03.2015
  

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

  Расчет конденсационной электрической станции. Выбор основного и вспомогательного оборудования, типа и конструкции синхронных генераторов, силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Разработка генерального плана распределительного устройства.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 02.06.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам