• RU
  • icon На проверке: 14
Меню

Дипломная работа ГЭС

  • Добавлен: 29.07.2014
  • Размер: 4 MB
  • Закачек: 2
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Дипломная работа Шекснинской гидроэлектростанции

Состав проекта

icon
icon 11 Экономика.doc
icon Аннотация.doc
icon
icon 1- ГЕНПЛАН готов.vsd
icon 2-СХЕМА ГЛ ЦЕПЕЙ готов.vsd
icon 3-РАЗРЕЗ готов.vsd
icon 4- СХЕМА СН готов.vsd
icon 5-МАШ ЗАЛ готов.vsd
icon 6-РЗА.vsd
icon 7-ЗЕМЛЯ готов.vsd
icon 8-МАШЗАЛ ОСВ готов.vsd
icon 9-ЛЕНТОЧНЫЙ ГРАФ.vsd
icon 0 Введение.doc
icon 1 Характеристика.doc
icon 2 Генераторы.doc
icon 3 Трансформаторы.doc
icon 4 Cхема станции.doc
icon 5 ТСН.doc
icon 6 Расчет токов КЗ.doc
icon 7 Выбор коммутационной аппаратуры и сборных шин.doc
icon 8 Релейная защита и автоматика.doc
icon 9 Заземление.doc
icon 10 БЖД.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon 11 Экономика.doc

11. ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Определение сметной стоимости
Сметой называется экономический документ характеризующий предел допустимых затрат на сооружение данного объекта.
В смете находят своё отражение затраты на приобретение оборудования и материалов их монтаж транспорт и прочие расходы.
Основными документами для составления сметы являются СНиП IV-6-82 сборник №8 и прайс-листы оборудования. Стоимость оборудования в смете – по ценам организаций поставщиков 2006 года.
Наименование оборудования
Генераторы СГКВ 480115-64
Трансформаторы ТДН-25000110
Трансформаторы ТСЗС – 100010
Выключатели ВГУ-110- 403150 У1
Выключатели ВЭ-10-1600-31.5 УЗ
Разъединители РНДЗ-2-1101000У1
Разъединители РНДЗ-1-1101000У1
Разъединители РВК-105000 ПР-3
Разъединители РВФ-10 1000 IIУ3
Ору 10 кВ Schneider Eleсtric серии RM6.
Предохранители ПКТ-10
Ограничители перенапряжений ОПН-10 кВ
Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-1
Трансформаторы тока ТВТ-110-I-6005
Трансформаторы тока ТПШЛ-10-0.5р-5000
Трансформаторы напряжения НКФ-110-83У
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66У3
Наименование прейскуранта и номер позиции.
и видов монтажных работ.
Сметная стоимость руб.
Продолжение таблицы 11.1
Schneider Eleсtric серии RM6.
Предохранитель ПКТ-10
Ограничители пренапряжения
Ограничитель перенапряжений ОПН-10 кВ
1 ПЕРЕСЧЁТ СМЕТНОЙ СТОИМОСТИ
1.1. Определим стоимость материальных ресурсов
А = монтаж – (осн. з.пл. + з.пл. по экспл. машин)
где А – сметная стоимость монтажа.ы
А = 17537526-(55989036+28442961) = 16693206 (руб.).
1.2. Фонд заработной платы до пересчёта сметы
В = осн. зпл. + з.пл. по экспл. машин
В = 55989036+28442961 = 84431997 (руб.).
1.3. Стоимость строительно-монтажных работ до пересчёта сметы
где Б – сметная стоимость оборудования.
СМР = 1669320603 + 17585910 + 84431997= 35123436 (руб.).
Пересчёт сметной стоимости сводим в таблицу 2.
Таблица 11.2 Пересчёт сметной стоимости
Дополнитель-ные затраты
Удорожание материальных ресурсов приобретённых по свободным ценам.
Уточнение структуры накладных расходов
Увеличение заработной платы рабочих занятых в строительном производстве.
Уточнение стоимости эксплуатации машин.
Уточнение тарифов на транспортные расходы.
Уточнение структуры плановых накоплений.
Посреднические услуги.
Средства на фонды НиОКР.
Приобретение строительных машин на договорной основе.
Дополнительные затраты на работу в зимнее время
Дополнительные затраты на временные здания и сооружения.
Прочие затраты с учётом отчислений на социальные нужды.
Затраты на развитии баз индустрии.
Общая сметная стоимость.
Коэффициент удорожания рассчитывается по формуле:
где – стоимость СМР в ценах 2005 года;
– стоимость СМР в ценах 1982 года.
2 Определение срока окупаемости проекта
Среднемноголетняя выработка энергии за год W = 125 000 MВтч.
В среднем ГЭС загружена на 64 % от установленной мощности. Предприятие продает электроэнергию по цене 04 руб кВтч. Имеются выплаты со стороны государства за поддержание судоходных глубин в размере 20000000 рубгод.
Прибыль от продажи электроэнергии за первый год эксплуатации объекта
ПР = 125 106 04 + 20 106 = 70 106 руб.
Прибыль танции отнесённая на электрические сети через n лет приведённая к её сегодняшнему номиналу:
где – дисконта n-го года;
ЕН –нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений EН =025;
n – количество лет возмещения первоначальных капитальных вложений.
Таким образом срок окупаемости составит около 11 лет .
Объект окупится десять лет и одиннадцать месяцев .
4. Расчет численности и состава бригад электромонтажников
Численность бригады определяется с учётом того что электрическая честь ГЭС должна быть выполнена за шесть месяцев.
Расчет списочной численности и состава бригады электромонтажников проводится по следующей формуле:
– суммарная трудоёмкость работ (табл. 3.1) чел.·час;
– эффективный фонд рабочего времени зависит от времени планирования если месяц то ТЭФ = 174.6 час;
– коэффициент производительности труда;
– коэффициент использования рабочего времени;
– количество месяцев.
Таким образом составляем пять бригад по 4 человека.
Состав бригады из четырёх человек:
- один человек 4 разряда;
- два человека 3 разряда;
- один человек 2 разряда.
ЛЕНТОЧНЫЙ ГРАФИК ВЫПОЛНЕНИЯ ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫХ РАБОТ
Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении ленточного графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде.
Продолжительность работы определяется:
– трудоёмкость работ;
– число часов работы в сутки;
– списочный состав звена;
– продолжительность работы при 8-ми часовом рабочем дне.
– продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).
Пример расчёта длительности монтажа выключателя ВГУ-110- 403150 У1:
Аналогично расчёт ведётся для других видов оборудования.
Ленточный график выполнения электромонтажных работ представлен в приложении 1.

icon Аннотация.doc

Федеральное агентство по образованию
ГОУ ВПО «ВОЛОГОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
по теме : Электрическая часть гидроэлектростанции 4 х 20 МВт.
Дипломник Гуляев Александр Николаевич ЭС-53
Руководитель проекта Бабарушкин Валентин Александрович ВоГТУ
Ф.и.о. место работы
В данном проекте рассматривалась гидроэлектростанция 4 х 20 МВт.
Оценены существующие водные ресурсы Шекснинского водохранилища и на их основе определена мощность электростанции. Была разработана главная электрическая схема и выбрано основное оборудование ГЭС. Электростанция имеет два сдвоенных блока генератор-трансформатор.
Рассчитаны токи трёхфазного короткого замыкания в цепях 10 кВ 110 кВ и на шинах собственных нужд подстанции.
По нагрузкам собственных нужд подстанции выбраны трансформаторы собственных нужд марки ТСЗС-10010 а также рассчитаны сечения жил кабелей питающих приёмники собственных нужд.
Был проведён выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры. Разработана система релейной защиты для основного оборудования ГЭС.
Изложен материал по безопасности жизнедеятельности проекта и экологии. Произведён расчёт защитного заземления для ОРУ 110 кВ.
Определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения- 943500 000 рублей.

icon 0 Введение.doc

Данный дипломный проект выполнен на основе реального предприятия которое является частью Волго-Балтийского водного пути. Основное назначение сооружений Шекснинской ГЭС - обеспечение судоходных глубин на протяжении водохранилища в течение всего навигационного периода. Эксплуатация в зимний период производится с целью обеспечения дополнительной выработки электроэнергии а также создания емкости для аккумуляции части половодного стока. В весенний период сложной проблемой эксплуатации является своевременное создание судоходных условий при минимальных затоплениях территорий в верхней части водохранилища. ГЭС проектировалась как экспериментальное сооружение на два гидроагрегата к тому же выработка относительно дешевой электроэнергии – это второстепенная задача предприятия так сказать сопутствующее производство. Может быть поэтому электрическая часть имеет ряд недостатков. Относительно реально существующего предприятия в данном дипломном проекте были сделаны некоторые изменения. Морально устаревшие ступени напряжения 3 кВ и 6 кВ заменены одной ступенью 10 кВ что не только сократило количество оборудования и позволяет в будущем обеспечить дополнительной энергией близ лежащие предприятия на часы пик. Изменено место расположения и увеличены размеры распределительного устройства 110 кВ что дает возможность применять строительные машины во время его обслуживания и ремонта и сократит длину вспомогательной линии на один пролет. Установлены современные средства защиты электрического оборудования. В процессе разработки проекта были учтены все основные характеристики остального неэлектрического оборудования ГЭС.

icon 1 Характеристика.doc

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЬЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Объектом проектирования является гидроэлектростанция которая использует водные ресурсы Шекснинского водохранилища и производит от 100 до 180 миллионов кВтч в год в зависимости от наличия водных ресурсов. На ней установлены четыре синхронных горизонтальных генератора с капсульного типа с непосредственным водяным охлаждением обмоток статора ротора и сердечников полюсов общей мощностью 80 МВт. Этой мощности хватило бы чтобы обеспечить электроэнергией весь Шекснинский район. Однако ГЭС может работать только в составе какой-либо электрической системы т.к. график нагрузки жестко связан уровнем воды в водохранилище который в течение года не постоянен. По этой причине на станции не предусмотрена система регулирования мощности.
Схема включения ГЭС в систему представлена на рисунке
Рисунок 1- Схема включения ГЭС в систему
Таблица 1 Средние значения нагрузок на 2004 год.
Максимальная нагрузка ГЭС за месяц (МВт)
График среднемесячная выработка электроэнергии на 2004 г.
На ГЭС используются три ступени напряжения: 10 кВ на генераторах; напряжение принимающей линии 110 кВ потребители собственных нужд питаются от сети 04 кВ.

icon 2 Генераторы.doc

2. РАСЧЕТ И ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ
1 Подбор исходных данных для расчета мощности генераторов
Гидравлические показатели:
Максимальный статический напор воды Н = 150 м;
Минимальный рабочий напор воды Н = 87 м;
Расход воды через все турбины: Q = 800 м3сек
Коэффициент полезного действия (КПД) гидрогенераторов в зависимости от технических данных может изменяться от 9667 % до 9863 %. КПД генераторов установленных на электростанции в данное время равен 98 % поэтому для расчета мощности генератора разумно принять тоже значение. Г = 098.
Полный КПД гидротурбины — отношение полезной мощности отдаваемой турбинным валом к мощности пропускаемой через турбину воды. В современной гидротурбине полный кпд равен 085—092; при благоприятных условиях работы лучших образцов машин он достигает 094—095. Исходя из этого утверждения для расчета принимается =09.
Идеальное количество гидроагрегатов N= 4 т.к. ГЭС наибольшее количество часов в году эксплуатируется с половинной мощностью когда работают два генератора третий выведен в ремонт а четвертый находиться в режиме готовности к включению на случай аварии.
2 Расчет основных характеристик ГЭС при максимальном статистическом напоре
2.1 Расчет мощность водотока через турбину при заданных значениях напора воды и расхода воды через турбину
2.2Расчет гидравлической мощности генератора
где N – количество турбин
2.3Расчет мощности на валу турбины
где nТ – коэффициент полезного действия турбины
2.4Расчет мощности гидроагрегата
где nГ – коэффициент полезного действия гидроагрегата
3. Расчет основных характеристик ГЭС при минимальном рабочем напоре
3.1Расчет мощность водотока через турбину при заданных значениях напора воды и расхода воды через турбину
3.2Расчет гидравлической мощности генератора
3.3Расчет мощности на валу турбины
3.4Расчет мощности гидроагрегата
4Обоснование мощности генераторов
Напор зависит от уровней воды в верхнем и нижнем бьефах. Максимальный статистический напор воды может удерживаться только во время весеннего паводка. Искусственное поддержание такого уровня экономически не выгодно т.к. сокращается потенциально возможное время работы станции в году. К тому же увеличиться нагрузка на плотину что может оказаться опасно. Кроме того это приведет увеличению площади водохранилища а значит к затоплению дополнительных земель. ГЭС является честью Волго-Балтийского водного пути в водохранилище должен поддерживаться уровень воды пригодный для судоходства поэтому наличие минимального рабочего уровня тоже нежелательно. Значит и мощности генераторов при предельных значениях напора не допустимы для расчета принимается усредненное значение мощности генераторов 20000 кВт.
5Подбор основных электрических параметров генераторов
Напряжение эксплуатируемых в данное время генераторов в 3.15 кВ ни чем не обоснованно. Установка генераторов с номинальным напряжением 10 кВ имеет рад преимуществ: упрощается основная электрическая схема уменьшается количество вспомогательных трансформаторов и сечение токоведущих шин появляется возможность дополнительной запитки близь лежащих предприятий в часы пик. Синхронных горизонтальных капсульных гидрогенераторов данной мощности с интересующим нас номинальным напряжением не существует. Однако есть однотипные машины с номинальным напряжением 63 кВ (СГКВ-720140-80) а так же вертикальные гидрогенераторы на 105 кВ (СВ-566125-40) и выше значит существует возможность изготовления генератора с интересующими нас параметрами. Для дальнейшего расчета принимаются средние значения сопротивлений для синхронных генераторов мощностью до 100 МВт в относительных единицах Xd''=027; Xd'=03; Xd=10. Устройство возбуждения поставляется вместе с генератором. Его параметры для расчета станции не требуются.

icon 3 Трансформаторы.doc

3. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОВЫШАЮЩИХ
1 Определение максимальных нагрузок
Электростанция имеет четыре блока трансформатор – генератор. Т.е. каждый трансформатор преобразует энергию вырабатываемую только одним генератором. Максимальная мощность трансформатора принимается равной мощности генератора. Для генераторов того же типа (СГКВ-480115-64) отличающихся только номинальным напряжением cos φ = 10 поэтому для расчета разумно принять тоже значение. Номинальное напряжение генераторов 10 кВ а напряжение принимающей линии 110 кВ.
2 Определение коэффициента загрузки в нормальном режиме работы при номинальной мощности трансформаторов SНОМ = 25 МВА
3 Технические данные трансформаторов сведены в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 Технические данные трансформаторов

icon 4 Cхема станции.doc

4. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СТАНЦИИ
При составлении структурной схемы нужно учитывать что выработка электроэнергии не является основной задачей станции. Необходимость установки трансформаторов для каждого генератора обоснована тем что весенний паводок невозможно пропустить менее чем тремя машинами. А в случае поломки одного общего трансформатора придется останавливать на длительный срок сразу два генератора.
От ГЭС не требуется бесперебойное электроснабжение потребителей. Исходя из этого можно использовать упрощенную схему. Для уменьшения количества выключателей используются два объединенных блока (среди персонала станции именуемые « очередями » ) .
В объединенных блоках обычно используют генераторные выключатели в данном случае можно обойтись блочными выключателями. Время остановки и запуска генератора составляет 1-2 минуты в случае КЗ в одном из блоков одной очереди будет отключаться вся очередь. Затем поврежденный блок будет отключен оперативным персоналом с помощью разъединителя. А работа не поврежденного блока при необходимости может быть возобновлена в течение десяти минут.
ОРУ 110 кВ служит для передачи электроэнергии от станции к принимающей линии ( в редких случаях в обратном направлении ).
Также необходимо обеспечить отключение станции от линии под нагрузкой. Для этой цели устанавливаются два выключателя. Остальные операции внутри ОРУ 110 кВ при отключении нагрузки можно выполнять с помощью разъединителей.
Блочные выключатели удобнее обслуживать когда они находятся на земле а не на трансформаторной площадке. Поэтому выключатели устанавливаются на ОРУ 110 кВ.
Внутри ОРУ 110 кВ имеется соединительный мост между двумя очередями который служит возможности вывода в ремонт одной очереди на нарушая электроснабжение принимающей линии.
Распределительное устройство 10 кВ имеет соединение с РПП « Шексна » через двух цепную линию электропередач которая служит дополнительным источником энергии для собственных нужд станции и позволяет в будущем обеспечить дополнительной энергией близ лежащие предприятия на часы пик.
Для нормальной работы станции при любых условиях сеть собственных нужд 04 кВ которая питает обогрев выключателей и аппаратуры обогрев силовых трансформаторов сеть обогрева и освещения служебного помещения и освещения территории насосы откачки воды сети сигнализации и релейной защиты.
В нормальном режиме работы приемники собственных нужд питаются от двух трансформаторов.
С целью повышения надежности электроснабжения все приемники собственных нужд разделены на две секции. Разделение на секции производится в зависимости от местоположения приемника. Имеется особая группа потребителей повышенной надежности (3Н) к ней подключена аварийная дизельная электростанция.
Главная схема электрических соединений представлена на рис. 4.1.
Рисунок 4.1 – Главная схема электрических соединений

icon 5 ТСН.doc

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
1 Описание электроприемников собственных нужд
Перечень электроприемников собственных нужд представлен в таблице 2.1
Таблица 2.1 Перечень электроприемников.
Распределительный шкаф находящийся в машинном зале
Питание щита освещения
Распределительный шкаф находящийся в правом бычке
Шкаф распределительный
Распределительный шкаф 134 Н
Распределительный шкаф 131 Н
Распределительный шкаф 128 Н
Распределительный шкаф 13 Н
Распределительный шкаф 12 Н
Распределительный шкаф находящийся в вестибюле
Распределительный шкаф находящийся на монтажной площадке
Продолжение таблицы 2.1
Электроустановок на причале
Распределительный шкаф 14 Н
Распределительный шкаф для аккумуляторной и склада 125 Н
Насос откачки воды №1
Суммарная мощность 1Н
Насос откачки воды №2
Распределительный шкаф находящийся в гараже 20 Н
Распределительный шкаф находящийся в мастерской 232 Н
Распределительный шкаф находящийся в бойлерная
Распределительный шкаф 231Н
Распределительный шкаф находящийся в машинном зале 21Н
Распределительный шкаф находящийся в промежуточном бычке 227 Н
Распределительный шкаф находящийся в машинном зале 230 Н
Распределительный шкаф находящийся в машинном зале 236 Н
Распределительный шкаф находящийся в аслохозяйственном помещении 233Н
Продолжение таблицы 2.1 Перечень электроприемников.
Распределительный шкаф находящийся в душевой 235 Н
Распределительный шкаф находящийся в вестибюле 229
Распределительный шкаф находящийся на трансформаторной площадке
Распределительный шкаф находящийся в помещении МНУ-1
Распределительный шкаф 23 Н
Суммарная мощность 2Н
Распределительный шкаф находящийся в помещении аккумуляторной
Кран мостовой 2х125 т
Суммарная мощность 3Н
Аварийная дизельная электростанция
С целью повышения надежности электроснабжения все приемники разделены на две секции. Разделение на секции производится в зависимости от местоположения приемника. В имеется особая группа потребителей повышенной надежности (3Н) к неё подключена аварийная дизельная электростанция. Следовательно все приемники удобно разделить на три группы. Наиболее часто используемые потребители могут питаться от ячеек подключенных к разным секциям но они не могут быть объединены в связи с необходимостью поочередного вывода в ремонт первой и второй секции а также трансформаторов собственных нужд каждой секции.
2 Расчет силовых нагрузок.
Расчетная нагрузка принимается равной средней активной нагрузке группы электроприемников за наиболее загруженную смену РМАХ:
Средняя активная нагрузка групп электроприемников за наиболее загруженную смену:
гдеки – коэффициент использования активной мощности группы электроприемников;
Руст – установленная мощность группы электроприемников кВт.
Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
гдеtgφ –соответствует cosφ данной группы приемников.
Полная расчетная мощность:
Расчетная реактивная нагрузка определяется в зависимости от числа эффективных приемников nэф:
Под эффективным числом приемников nэф понимают такое число одинаковых по мощности и по режиму работы приемников электрической мощности которые потребляют такую же мощность как и реальное количество различных по мощности и по режиму работы электроприемников:
где n – число приемников в группе.
Эффективное число приемников может определяться также по упрощенному выражению:
где Рнmax – номинальная мощность наиболее мощного приемника группы.
По nэф и ки из определяют кр – коэффициент расчетной нагрузки.
Средний коэффициент использования активной мощности группы электроприемников за наиболее загруженную смену определяется по формуле
Расчетный ток для групп приемников находится по формуле:
гдеUном – номинальное напряжение сети кВ.
Результаты расчета приемников приведены в таблице 5.2
Таблица 5.2 Расчет силовой нагрузки
3 Выбор типа числа и мощности трансформатора собственных нужд
Потребители собственных нужд в нормальном режиме работы получают питание от КРУ 10 кВ через два ТСН. КРУ 10 в свою очередь может питаться непосредственно от генераторов (во время их работы) а также от РПП « Шексна » На объекты такого типа устанавливают два и боле ТСН мощности которых выбирают в соответствии с нагрузками с учетом допустимой перегрузки (кз) при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Для данного случая достаточно двух трансформаторов т.к. распределительное устройство собственных нужд (РУ 04 кВ) имеет аварийный источник питания а именно дизельную электростанцию. Поэтому КЗ можно принять равным 07-085 как для электроприемников с преобладанием II категории надежности.
При двух и более ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами:
- один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд а второй находится в автоматическом резерве;
- оба трансформатора работают совместно питая каждый 50 .60% нагрузки СН присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического резерва (АВР).
К установке принимается второй вариант эксплуатации ТСН.
При выборе ТСН учитывают категорию надежности потребителей перегрузочную способность трансформаторов экономичную работу трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.
Требуется установить трехфазные двухобмоточные трансформаторы с сухим естественным охлаждением.
4 Определение мощности количества ТСН
По итоговым графам таблиц 2.1 и 2.2
гдеSp – суммарная мощность
Sном.т – номинальная мощность трансформатора
Рассматривается возможность применения трансформаторов 1000 и 630 кВА количество трансформаторов округляется до целого числа.
5 Определение коэффициента загрузки в нормальном и аварийном режиме
5.1 В нормальном режиме
5.2 В аварийном режиме
При выводе в ремонт одного из трансформаторов
При выводе в ремонт двух трансформаторов
С точки зрения коэффициентов загрузки допустимо использовать оба варианта. Принимая во внимание размеры помещения КРУ – 10 кВ и РУ -04 кВ удобнее устанавливать и эксплуатировать два трансформатора.
Таблица 3.1 Технические данные трансформатора

icon 6 Расчет токов КЗ.doc

6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период. Вводится ряд допущений упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:
- линейность всех элементов схемы;
- приближенный учёт нагрузок;
- симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;
- пренебрежение активными сопротивлениями если X R > 3;
- токи намагничивания трансформаторов не учитываются.
Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5%.
2. Составление расчётной схемы электроустановки
Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров которые влияют на расчет роков КЗ. Здесь же указываются точки в которых необходимо определить ток КЗ. Расчетная схема представлена на рис.6.1. Параметры генераторов см.п.2.5. Параметры трансформаторов представлены в табл. 3.
Расчёт токов короткого замыкания проводится в относительных единицах. Принимается нормальный режим работы подстанции.
Расчетные точки короткого замыкания:
К1 – в точке соединения ГЭС с принимающей линией 110 кВ;
К3 – на шинах 10 кВ генератора имеющего соединение с РПП;
К4 – на шинах 10 кВ генератора не имеющего соединение с РПП;
Рисунок. 6.2 – Расчетная схема электроустановки
Схема станции симметрична к тому же на обеих очередях установлено одинаковое оборудование . В нормальном режиме соединяющие разъединители разомкнуты значит с целью упрощения расчета можно использовать схему только для одной очереди. Для второй очереди все параметры схемы равны а значит и токи КЗ будут одинаковы. Электрическая схема для одной очереди представлена на рисунке 6.3.
Рисунок 6.3 – Электрическая схема для одной очереди
Расчёт проводится для двух режимов:
Режим 1. При этом режиме РУ 10 кВ питается от генераторов ( QS13 отключен QS14 и QS15 – включены );
Режим 2. При этом режиме РУ 10 кВ питается от линии 10 кВ (QS13 включен QS14 и QS15 – отключены )
3. Электрическая схема замещения
Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчетной схеме в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.
Электрическая схема замещения представлена на рис.6.2.
Рисунок 6.3. – Электрическая схема замещения одной очереди представлена
4. Определение параметров схемы замещения
Расчет ведется в относительных единицах. За базисную мощность принимается мощность трансформатора:
Напряжение основной ступени (UОСН) принимается равным напряжению ступени ВН (UВН):
Базисные напряжения и токи ступеней напряжения определяются по формулам:
где – базисное напряжение
– коэффициент трансформации определяемый в направлении от основной ступени напряжения к той которая подлежит приведению;
– базисный ток i-ой ступени.
Базисные напряжения:
Параметры воздушных линий:
Пример приводится для воздушной линии 110 кВ:
Для ВЛ « Шексна 110 кВ » L = 6 (км) марка провода АС -185;
Из [4] принимаем R0= 017 (Омкм) Х0 = 0338
Параметры остальных воздушных линий занесены в таблицу 6.1
Таблица 6.1 Параметры воздушных линий
Обозначение ВЛ на схеме
от станции до принимающей линии 110 кВ
Параметры главных повышающих трансформаторов:
где – напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора % ;
– номинальное напряжение трансформатора кВ ;
– базисное напряжение к которому приводятся сопротивления обмоток высокого среднего и низшего напряжения кВ.
Параметры генераторов
где ХГ – сверхпереходное сопротивление генератора ; – угловая скорость системы ; ТА(3) – постоянная времени затухания апериодической слагающей тока статора ;
Все сопротивления и эдс схемы замещения отмечены на рисунке 6.4
5 Расчет токов короткого замыкания для режима 1.
При этом режиме РУ 10 кВ питается от генераторов; Схема замещения для данного режима приведена на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 – Схема замещения для режима 1.
Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы VTK данные для расчета вводятся в относительных величинах рассчитанных в пункте 6.5 результат расчета представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А.
Расчет был произведен в относительных единицах для перевода токов трехфазного замыкания и ударных токов в именованные единицы нужно полученные величины умножить на базисный ток соответствующей ступени по формуле :
Результаты пересчета сводятся в таблицы 6.5
Для определения чувствительности релейной защиты находится ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:
Таблица 6.5 Пересчет токов короткого замыкания в точках
6 Расчет токов короткого замыкания для режима 2.
При этом режиме РУ 10 кВ питается от генераторов ; Схема замещения для данного режима приведена на рисунке 6.5
Рисунок 6.5 – Схема замещения для режима 2.
Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы VTK данные для расчета вводятся в относительных величинах рассчитанных в пункте 6.7 результат расчета представлен в ПРИЛОЖЕНИИ Б.
Таблица 5.3 Пересчет токов короткого замыкания в точках
8 Токов кроткого замыкания в цепи собственных нужд.
В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость проверки чувствительности и селективности действия защит. В расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи включая активные сопротивления контактов и контактных соединений а также сопротивления электрической дуги. Для облегчения расчета используют для распределительных устройств на трансформаторной подстанции величину 15мОм.
Сопротивления трансформаторов определяем по формулам:
гдеΔPк – мощность потерь короткого замыкания в трансформаторе
Uк – напряжение короткого замыкания в трансформаторе
Sн.т – номинальная мощность трансформатора
Расчет сопротивления ТСН:
Расчет сопротивления главного трансформатора:
Т.к. сопротивление ТСН на три порядка меньше главного трансформатора можно считать что ТСН питается от источника неограниченной мощности.
На рисунке 6 представлена схема расчета токов короткого замыкания для 1Н.
Рисунок 6.6 - схема расчета токов короткого замыкания для 1Н
Активное и индуктивное сопротивление кабеля:
Для кабеля питающего распределительный шкаф машинного зала (приемник№1) :
Суммарное активное сопротивление с учетом добавочного сопротивления на шинах РУ:
Ток трехфазного КЗ в точке К11 определяется по формуле:
гдекн – коэффициент надежности принимаемый при токах КЗ менее 40 кА равным 1
Ток двухфазного КЗ определяется по формуле:
где куд – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени Та
Ток однофазного КЗ находим по формуле:
гдеUф – среднее фазное напряжение сети В
zпт – полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ
zк – полное сопротивление трансформатора току однофазного КЗ
Сопротивление току однофазного КЗ для трансформатора с соединением обмоток YY из [6] выбираем 0779 мОм.
ZПТУД – удельное сопротивление петли фаза-ноль по табл. 7[6] мОм.
Расчет токов КЗ в сети 04 кВ сводим в табл. 6.1
Таблица 6.8 Расчет токов КЗ в сети 04 кВ
Продолжение таблица 6.8 Расчет токов КЗ в сети 04 кВ

icon 7 Выбор коммутационной аппаратуры и сборных шин.doc

7. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН
Электрические аппараты изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в двух основных режимах: длительном и короткого замыкания (КЗ).
В длительном режиме надежная работа аппаратов изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.
В режиме КЗ надежная работа аппаратов изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.
1 Выбор выключателей разъединителей
Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения роду установки и условиям работы конструктивному исполнению и отключающим способностям . Расчет производиться для элементов имеющих наибольшую нагрузку по току. Ток короткого замыкания также принимается наибольший.
Выбор выключателей производится:
)по напряжению Uном ³Uсетином ;
)длительному току Iном ³Iрабma
)по отключающей способности.
Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания
tаt tанорм =×bнорм×Iоткл норм (7.1)
допускается выполнение условия :
×(1+bнорм)Iоткл норм > tкt =×Iпt+tаt (7.2)
где bнорм – нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
t - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов:
где tзмин =0.01 – минимальное время действия защиты ;
tсоб – собственное время отключения выключателя .
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
I(3)кз Iпрскв ; iпрскв=iдин>iуд (7.4)
где Iпрскв – действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
I(3)кз – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
I2термнорм ×tтермнорм ³ Bк (7.5)
где I2термнорм – предельный ток термической стойкости;
tтермнорм – нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.
1.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН 110 кВ
Тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле:
Bк= (I(3)кmax)2×(tоткл+Та) (7.6)
tоткл – справочная величина .
tоткл= tр.з.осн+ tв.откл (7.7)
где tр.з.осн – время действия основной релейной защиты;
tв.откл – полное время отключения выключателя.
Iвнрабmax= 40 ×103 1.732 × 110= 209.9 A .
Выбор и обоснование разъединителей выключателей на стороне ВН приведены в табл. 7.1.1
Таблица 7.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН (110 кВ )
РНДЗ-2- 1101000У1 ПЛН-1
1.2 Выбор аппаратуры на стороне НН 10 кВ
Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ производиться по тем же условиям что и для стороны 110 кВ.
Выбор и обоснование разъединителей выключателей на стороне ВН приведены в табл. 7.1.2
Таблица 7.1.2 Выбор аппаратуры на стороне НН (10 кВ )
1.3 Выбор аппаратуры для приемников собственных нужд 0.4 кВ
Приемники собственных нужд оснащаются автоматическими выключателями которые выполняют дополнительную функцию защиты. Выбор и проверка автоматических выключателей производиться по тем же условиям что и выключателей более высокого напряжения но необходимо учитывать особенности электроприемников а также надежность защиты.
Для отдельного электродвигателя:
где – коэффициент пуска АД.
Для вводных автоматических выключателей КТП:
где – коэффициент самозапуска нагрузки;
– ток трансформатора с учетом перегрузки.
Проверка параметров защиты электроприемников собственных нужд
) По условию защиты от перегрузки:
) По времени срабатывания
В данном случае время срабатывания можно не учитывать т.к. автоматические выключатели № 1-51 устанавливаются на конечных линиях соединенных параллельно и без того обеспечивают селективность отключения а ток отключения выключателя № 52 намного больше чем у других.
) По условию стойкости к токам КЗ:
гдеПКС – предельная коммутационная способность.
)По условию чувствительности:
где – коэффициент разброса срабатывания отсечки ;
– коэффициент чувствительности отсечки.
Проверка выполнения условий для выключателя QF1:
Таблица 7.1 Автоматические выключатели 04 кВ
Продолжение Таблицы 7.1
Про55лжение Таблицы 7.1
Порядковый номер выключателя соответствует номеру линии потребителя на которой он установлен. IN 1600 устанавливаются непосредственно после трансформаторов а также для соединения первой и второй секций шин. Автоматические выключатели С60а могут иметь различную кривые зависимость между номинальным током и током срабатывания электромагнитной зашиты. «Кривая В» означает что срабатывание электромагнитной зашиты происходит между 3 - и 5 – кратным значениями номинального тока. На выключатели NS100N NS125Е NS160N NS250N NS630N IN 1600 установлен стандартный электромагнитный расцепитель (TM-D) с регулируемым значением ток отключения (от 13 до IНОМ ) . Для потребителей 28-36 53 55-57 5960 и для аварийной дизельной электростанции дополнительно устанавливаются выключатели тех же типов но с устройствами дистанционного управления. Это делается для того чтобы обеспечить возможность включения с пульта управления и непосредственно у потребителей.
2 Выбор предохранителе трансформаторов тока и напряжения
2.1 Выбор предохранителей
Предохранителями защищаются трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ.
Условие выбора предохранителей :
Uном ³ Uсетином ; Iном ³ Iрабma Iоткл.ном ³ Iкз
Устанавливаются предохранители
ПКТ-104-10-200-12.5 УЗ
Uном =10 кВ Iном.пр =32 кА Iоткл.ном =315 кА.
2.2 Выбор трансформаторов тока
На стороне 110 кВ выбирается одноступенчатый трансформатор тока наружной установки марки ТФЗМ опорной конструкции с фарфоровой покрышкой. Выбор и обоснование трансформатора тока ( ТТ ) приведены в таблице 6.4 Количество ТТ 6 штук.
Для главных понижающих трансформаторов трансформатора выбираются встроенные трансформаторы тока марки ТВТ состоящие из кольцевого магнитопровода. Вторичная обмотка расположена на магнитопроводе и имеет ряд ответвлений для получения различных коэффициентов трансформации. Первичной обмоткой является ввод силового трансформатора. (см. табл. 6.4). Количество ТТ 4 штуки.
Таблица 6.4 Выбор ТТ на стороне ОРУ 110 кВ
ТФЗМ-110Б-I-6005 УХЛ1
Таблица 6.4 Выбор ТТ для главных понижающих трансформаторов
(для силового тр-ра)
Таблица 6.6 Выбор ТТ на стороне 10 кВ в цепи генератора
Таблица 6.6 Выбор ТТ для распределительного устройства 10 кВ
Таблица 6.7 Выбор трансформаторов напряжения
Номинальное напряжение обмоток В
Номинальная мощность В·А в классе точности
Предельная мощность обмоток В·А
3. Выбор ограничителей перенапряжения
Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ выполняется ограничителями перенапряжения (ОПН). ОПН устанавливаются 110 кВ а также в нейтралях силовых трансформаторов.
По сравнению с вентильными разрядниками ОПН имеют следующие преимущества:
- глубокий уровень ограничения для всех видов волн перенапряжений;
- отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;
- простота конструкции и высокая надежность в эксплуатации;
- стабильность характеристик и устойчивость к старению;
- способность к рассеиванию больших энергий;
- непрерывное подключение к защищаемой сети;
- стойкость к атмосферным загрязнениям;
- малые габариты вес и стоимость.
Условие выбора ограничителей перенапряжения:
Параметры ОПН приведены в табл. 6.8.
Таблица 6.8 Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения
Класс напряжения сети
Номинальный разрядный токпри импульсе 820мкс
Максимальная амплитуда импульса тока 410мкс
Выбирается компактное распределительное устройство фирмы Schneider Eleсtric серии RM6.
Краткое описание распределительного устройства
RM6 – малогабаритное рапредустройство состоящее из 1- 4 встроенных функциональных блоков с возможностью расширения. Корпус РУ заполняется элегазом с избыточным давлением 02 бар. После заполнения он «запаивается» на заводе изготовителе. Каждый аппарат RM6 подвергается тщательной проверке на герметичность что гарантирует срок службы не менее 30 лет. Никакого обслуживания RM6 в течение указанного срока не требуется. Имеется возможность заказа распределительного устройства специального назначения. Имеется функция защиты трансформатора с помощью включателя 200 А с электромагнитным расцепителем ( функция –D) и защиты линии (функция – В).
Таблица 6.8 Основные технические РУ-10 кВ
Основные технические параметры
Номинальное напряжение (линейное) кВ
Ток отключения нагрузки (кА)
Ток включения выключателей нагрузки м
Ток термической стойкости (кА)
Защита трансформатора и линий
Схема распределительного устройства представлена на рисунке 6.1
Рисунок 6.1 – Схема распределительного устройства представлена
51. Выбор шин на стороне 110 кВ
Согласно ПУЭ расстояния между ближайшими проводами и тросами пересекающихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах при наличии грозозащитных устройств при температуре окружающего воздуха плюс 15 °С без ветра должны быть не менее 20 м. Сечение проводов должно быть не менее 90 мм 2 . Угол пересечения ВЛ выше 1 кВ между собой и с ВЛ до 1 кВ не нормируется. Место пересечения должно выбираться возможно ближе к опоре верхней (пересекающей) ВЛ; при этом однако расстояние по горизонтали от этой опоры до проводов нижней (пересекаемой) ВЛ при наибольшем отклонении проводов должно быть не менее 6 м а от опор нижней (пересекаемой) ВЛ до проводов верхней (пересекающей) ВЛ — не менее 5 м.На ЛЭП от станции до принимающей линии 110 кВ используются провода серии АС-120. Т.к. мощность рассчитываемого объекта не значительно отличается от реального ( уменьшилась на 4 МВт) для соединения главных повышающих трансформаторов с ОРУ 110кВ и внутри ОРУ разумно использовать гибкие шины такова же сечения.
5.2 Выбор сборных шин 10 кВ
Выбор шин производится по следующим условиям :
- по допустимому току (на нагрев):
где IДОП – допустимый ток для выбранного сечения жилы;
- на термическую стойкость:
где S – выбранное сечение шины;
где SMIN – минимальное сечение по термической стойкости мм2;
– установившийся ток КЗ.
– время прохождения тока КЗ.
С – коэффициент зависящий от материала шины.
Для алюминиевых шин принимается С= 91 ;
- на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин) для алюминиевых шин:
где f0 – частота собственных колебаний шин Гц;
S – сечение шины см2;
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4.
Для прямоугольных двухполосных шин [3]:
где b – толщина шины см;
Изменяя длину пролета и форму сечения шины добиваются того чтобы механический резонанс был исключен т.е. f0 > 200 Гц. Если f0 200 Гц то производится специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.
Для ошиновки РУ 10 кВ применяются двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения ШАТ размером 60×6 мм2. По таблице допустимый ток IДОП = 1350 А.
Проверяются шины по допустимому току:
IMAX = 11547 (A); IДОП = 1350 (А);
Проверяются шины на термическую стойкость:
Проверяются шины на электродинамическую стойкость:
Принимается длина пролёта l = 1 м тогда частота собственных колебаний:
Таким образом шины механически прочны.
5.3 Выбор сечения кабелей 0.4 кВ
Согласно [1] выбор сечений жил кабелей до 1000 В производится по следующим условиям:
где Uпр – напряжение провода или кабеля
гдеIp – расчетный ток группы потребителей
Iдоп – допустимый длительный ток кабеля
кср – коэффициент среды
кпр – коэффициент учитывающий вид прокладки кабеля
гдеΔU – потери напряжения в кабельной линии
Ip – расчетный ток нагрузки
r0 x0 – соответственно активное и реактивное сопротивление кабеля
Расчет кабелей сводим в табл. 6.4
Для выбора кабелей необходимо знать номинальные токи электроприемников которые рассчитываются по формуле:
Так как все приемники условно приняты трехфазными то номинальное напряжение принято UН = 380 В.
Все расчеты токов для электроприемников сведены в таблицу 6.1.
Выбранный тип кабеля должен соответствовать его назначению характеру среды и способу прокладки.
Сечение жил кабелей выбираем по нагреву расчетным током:
где – длительно допустимый ток А;
– поправочный коэффициент учитывающий отличие температуры в цехе от температуры при которой задан ;
– расчетный ток потребителя для одиночного электроприемника ;
– поправочный коэффициент учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах .
Пример расчета приведён для электроприемника №1 т.е. для трехфазной печи сопротивления:
Выбранные сечения кабелей необходимо проверить на потери напряжения:
где – активное и реактивное удельные сопротивления линии мОмм;
– угол сдвига между напряжением и током в линии.
Согласно ПУЭ потеря напряжения должна удовлетворять условию:. (6.30)
Таблица 6.9 Выбор сечения проводов 0.4 кВ
Продолжение таблицы 6.9 Выбор сечения проводов 0.4 кВ
5.4 Выбор сечения шин 0.4 кВ
Выбор сечения шин выполняется по тому же принципу что и кабелей.
Таблица 6.10 Выбор сечения шин 0.4 кВ

icon 8 Релейная защита и автоматика.doc

8. ЗАЩИТА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИИ ОТ НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Защита основного оборудования станции от неблагоприятных режимов работы реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА изготавливаемых Научно-производственным предприятием “ Экра ”.
Цифровая защита генератора предназначена для защиты блоков генератор-трансформатор в том числе и работающих на сборные шины мощностью до 100 МВт. Необходимые для защиты определенного объекта защитные функции могут выбираться из библиотеки программ цифрового терминала с помощью персонального компьютера.
Перечень защитных функций
- продольная токовая дифференциальная защита генератора I D G;
- дифференциальная защита трансформатора I D T или блока генератор-трансформатор I D
- токовая защита трансформатора IТ >;
- максимальная токовая защита I >;
- защита от несимметричных перегрузок
- защита от симметричных перегрузок
- защита ротора от перегрузок
- измерительные органы максимального (ИО I >) и минимального (ИО I ) тока ;
- защита от повышения напряжения генератора UG >;
- измерительные органы максимального (ИО U>) и минимального (ИО U) напряжения ;
- устройство контроля исправности цепей напряжения переменного тока КИН;
- поперечная токовая дифференциальная защита генератора I D >;
- защита от асинхронного режима ФФU ФZ;
- резервная дистанционная защита от междуфазных повреждений Z;
- защита обратной мощности P;
- защита от изменения частоты F;
- защита от перевозбуждения
- защита ротора от замыкания на землю
- защиты генератора от замыканий на землю обмотки статора UN (UO) IN(F25) IN> UN(F25) UN (100) Se (F25);
- резервная защита блока нулевой последовательности от замыканий на землю IO(UO);
устройство регулирования обмотки возбуждения (УРОВ) генератора.
Согласно ПУЭ необходимыми являются следующие виды защита:
- продольная дифференциальная защита генератора I D G;
- продольная дифференциальная защита трансформатора I D T;
- защита от внешних КЗ;
- защита от асинхронного режима;
1 Продольная дифференциальная защита генератора.
Продольная дифференциальная защита является основной защитой генератора от многофазных коротких замыканий в обмотке статора. Эта защита подключается к трансформаторам тока установленным со стороны вводов и со стороны нулевой точки генератора. В зону её действия входят обмотки выводы статора и шины до распределительного устройства генераторного напряжения. Схема включения устройства представлена на рисунке 8.1
Рисунок 8.1 – схема включения устройства для продольной дифференциальной защиты генератора.
Ток срабатывания продольной дифференциальной защиты выбирается по условию отстройки от ока небаланса проходящего через устройство защиты при внешних коротких замыканиях: Рекомендуется выбирать уставку по условию:
где kОТС – коэффициент отстройки который принимается равным 12;
IНБ* – отношение максимального тока небаланса к номинальному току . Т.к. номинальный ток генератора неизвестен принимается значение тока на шинах 10 кВ IНОМ = 11547 А.
Составляющая тока небаланса обусловленная погрешностью ТТ определяется следующим образом:
где k АП – коэффициент апериодичности учитывающий дополнительную погрешность трансформаторов тока в переходном процессе k АП = 2.0 ; k ОДН – коэффициент однотипности трансформаторов тока k ОДН = 0.5 ; f I КЗ.МАКС – периодическая составляющая тока протекающего по трансформаторам тока при внешнем коротком замыкании.
Вторая составляющая тока небаланса обусловленная неточностью задания номинальных токов защищаемого трансформатора – округлением при установке а также некоторыми метрологическими погрешностями вносимыми элементами устройства:
где – расчетное значение которое принимается равным 004 .
Тогда ток небаланса определяется по формуле
Таким образом уставка дифференциальной отсечки принимается равной:
Чувствительность дифференциальной отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности который должен быть не менее 2:
где IК.MIN – минимальный ток КЗ при повреждениях в зоне действия дифференциальной отсечки;
IС.З. – ток срабатывания дифференциальной отсечки.
Таким образом дифференциальная отсечка применяется в качестве защиты генератора.
2 Дифференциальная защита блока генератор-трансформаторов I D
Схема включения устройства представлена на рисунке 8.2
Рисунок 8.2 – схема включения устройства для продольной дифференциальной защиты блока генератор-трансформатор.
Значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:
где – первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора соответствующий его номинальной мощности;
– вторичный ток в плечах защиты соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора;
KI – коэффициент трансформации трансформатора тока;
– коэффициент схемы определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. Для схем соединения ТТ в звезду для схем соединенных в треугольник В качестве номинальной мощности принимается мощность трансформатора. Расчет сведен в табл. 8.2.
Таблица 8.2 Расчет по полному диапазону регулирования
Числовое значение для стороны
Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ производиться по тем же формулам что и для генератора
Вторая составляющая тока небаланса
Таким образом уставка дифференциальной отсечки оказывается равной:
Чувствительность дифференциальной отсечки
Таким образом дифференциальная отсечка применяется в качестве защиты блока.
3 Защита от внешних КЗ
Функция защиты генератора от внешних КЗ возлагается на максимальную токовую защиту с блокировкой по напряжению.
Максимальная токовая защита устанавливается для защиты генераторов от сверхтоков вызванных внешними короткими замыканиями. При таком включении обеспечивается срабатывание защиты при любом виде короткого замыкания как в сети генераторного напряжения так и на стороне высщего напряжения силовых трансформаторов соединенных по схеме .Δ
Схема включения устройства представлена на рисунке 8.3
Рисунок 8.3 – схема включения устройства для максимальной токовой защиты с блокировкой по напряжению.
Ток срабатывания защиты отстраивается от номинального тока генератора:
где kН – коэффициент надежности kН =1.1 kВ – коэффициент возврата kВ = 095 nT – коэффициент трансформации ТТ наминальный ток генератора принимается равным 11547 А.
Уставка по току принимается равной 1.5 А .
Напряжение срабатывания защиты отстраивается от минимального эксплуатационного напряжения генератора разрешается падение напряжения на 5 % значит UМИН = 9.5 кВ.
где nН – коэффициент трансформации ТН
Уставка по напряжению принимается равной 0.1 В .
Уставка по времени принимается на одну-две ступени выше чем защита трансформатора
Принимается уставка времени 6 с.
Чувствительность максимальной токовой зашиты
4 Максимальная токовая защита от перегрузки.
Защита от перегрузки действует на сигнал т.к. на станции имеется дежурный оперативный персонал. Перегрузка одинакова на всех фазах поэтому достаточно одного ТТ.
где kН – коэффициент надежности kН =1.05
Уставка по току принимается равной 1.3 А .
Выдержка по времени устанавливается больше выдержки времени максимальной токовой защиты генератора.
Принимается уставка времени 6.5 с.
5 Защита от повышения напряжения генератора UG >
Устройство НПП « Экра » включается на междуфазное напряжение генератора .
Напряжение срабатывания защиты отстраивается от наминального напряжения генератора.
Уставка по напряжению принимается равной 0.17 В .
Выдержка времени защиты обычно принимается равной 0.5 с.
6 Защита от асинхронного режима ФZ
Защита от асинхронного режима без потери возбуждения (ФZ) предназначена для ликвидации асинхронного режима генератора характеризующегося большими колебаниями активной и реактивной мощности что может привести к развитию крупных аварий. Защита выполняется на основе контроля сопротивления на зажимах генератора и имеет специальные характеристики срабатывания. Кроме того контролируется нахождение годографа сопротивления в одном из четырех квадрантов комплексной плоскости сопротивлений.
Защита вводится в работу при включении блока в сеть (срабатывание органа I>G) и блокируется при неисправности цепей переменного напряжения (срабатывание КИН).
Если электрический центр качаний расположен в генераторе или повышающем трансформаторе то защита может действовать на отключение по I ступени при достижении заданного количества циклов скольжения а при его расположении в линии связи с системой защита может действовать на отключение по II ступени после заданного количества циклов скольжения которое должно выбираться больше чем по I ступени.
Уставки характеристики срабатывания ИО Z1 и Z2 выбираются из условия:
ZУСТ 1 = ХТ + ZС (8.8)
где Х'd – переходное сопротивление генератора ХТ – сопротивление повышающего трансформатора ХС – сопротивление системы
ZУСТ 1 = 50.767 + 0.485 = 51252 Ом ;
ZУСТ 2 = 12 · Хd (8.12)
где Хd – синхронное реактивное сопротивление генератора при скольжении генератора SГ = 0.
ZУСТ 2 = 1.2 · 1.0 = 1.2 Ом (8.14)
ZСМ 2 = 50.767 Ом. (8.15)
Уставки по сопротивлению срабатывания ИО Z принимают значения от 1 до 80 Омфазу.
Угол максимальной чувствительности регулируется в пределах от 0 до 360° с шагом 1°.
Типичные значения угла: 60° 85° для ИО Z1 и 260° 280° для ИО Z2. Принимается угол 75°
Уставка по углу максимальной чувствительности фазочувствительного органа W регулируется в пределах от 0°до 360° с шагом 1°. Типичные значения угла: 150° 180°. Принимается угол 160°.
7 Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ
Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока протекающего через трансформатор.
Ток срабатывания защиты равен:
где kПЕР – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;
IНОМ Т – номинальный ток трансформатора.
Кроме того защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию
где IРАБ.MAX – ток нагрузки элементов за исключением того с которым производится согласование.
Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений (8.7):
Ток срабатывания (уставка) МТЗ:
Уставка принимается равной 1.3 А
Так как защита может работать с пуском по напряжению выбирается напряжение срабатывания защиты:
где UНОМ – номинальное напряжение сети.
?????????????????????
9 Газовая защита трансформатора
Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель а также и по другим причинам (междуфазные КЗ межвитковые замыкания в обмотках замыкание обмотки на корпус пожар в стали магнитопровода и др.).
Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГЧЗ-66 с чашеобразными элементами. Реле срабатывает тогда когда скорость движения масла и газов достигает значения 06-12 мс. При этом время срабатывания 005-05 с. Газовая защита должна действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
10 Защита трансформатора собственных нужд.
Согласно ПУЭ токовая отсечка без выдержки времени устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора если не предусматривается дифференциальная защита. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 63 МВ.А и более а также на трансформаторах мощностью 4 МВ.А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора. Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности но не менее 1 МВ.А. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. Таким образом возможна установка только токовой отсечки.
Ток срабатывания отсечки определяется по формуле:
где kН – коэффициент надежности который принимается равным 105 IМАКС – максимальный ток короткого замыкания со стороны потребителей.
где IМИН – минимальный ток короткого замыкания со стороны генератора.
Таким образом токовая отсечка применяется в качестве защиты ТСН.
11 Блокировка аварийной дизельной электростанции.
Блокировка аварийной дизельной электростанции вы полоняется на основе элементов усиленной блок системы которые дополнительно устанавливаются выключатели 61 ( NS630N ) и 62 63 ( IN 1600).
На выключатели 62 63 устанавливаются блоки амперметра которые подают сигнал о наличие напряжения на модуль управления Dialpact.
Dialpact в случае попытки включения 61 проверяет отсутствие сигнала и через мотор-редуктор установленный на 61 включает ( не включает ) его.
Рисунок 8.4 Схема блокировки аварийной дизельной электростанции .

icon 9 Заземление.doc

9. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ОРУ 110 КВ
Защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей металлических нетоковедущих частей электроустановок которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под ним.
Заземляющие устройства служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжений для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю.
Согласно ПУЭ заземляющее устройство должно иметь в любое время года сопротивление не более 05 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединяются между собой в заземляющую сетку. В траншею вертикально ввинчиваются стержни а выступающие из земли верхние концы соединяются сваркой внахлестку. Горизонтальные заземлители прокладываются по краю территории занимаемой заземляющим устройством так чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 07 м от поверхности земли и на расстоянии 10 м от основного оборудования. Поперечные заземлители также прокладываются на глубине 0.7 м от поверхности земли с постепенным увеличением расстояний между ними от периферии к центру заземляющей сетки. Вертикальные заземлители применяются длиной 5 м.
Заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение но за расчетное сопротивление заземляющего устройства применяется наименьшее из допустимых. Так как естественные заземлители не используются заземляющее устройство должно иметь сопротивление искусственных заземлителей
Заземляющее устройство выполняется из стальных стержней диаметром 20 мм.
Площадь застройки ОРУ 110 :
Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства расположенных вдоль неё с внутренней с внешней или с обеих сторон должно быть не менее 2 метров. Исходя из этого положения определяются размеры заземляющего контура (периметр):
Определяется расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
где rУД – удельное сопротивление грунта измеренное при нормальной влажности rУД = 80 Ом×м [3];
– повышающий коэффициент учитывающий высыхание грунта летом и промерзание его зимой. Для вертикальных электродов принимается КПВ = 115 для горизонтальных полос принимается КПГ = 2.
Предварительно принимая в контуре 50 вертикальных заземлителей для отношения расстояния между вертикальными заземлителями к их длине равному 2 находится коэффициент использования горизонтальных электродов: KИГ = 028;
Определяется расчётное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле :
– расстояние от поверхности до центра стержня м;
Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов:
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяется по формуле:
tВ расстояние от поверхности до центра стержня м;
d диаметр вертикального стержня м.
Определяется число вертикальных электродов:
где КИВ – коэффициент использования вертикальных заземлителей зависящий от расстояния между ними их длины и количества.
Окончательно принимается к установке 71 вертикальный заземлитель расположенных по контуру заземления.

icon 10 БЖД.doc

10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ВОПРОСЫ ЭКОЛОГИИ
.1 Особенности эксплуатации Шекснинской ГЭС.
Особенности эксплуатации Шекснинской ГЭС связаны с её устройством и режимом работы. Надёжная работа гидрогенераторов обеспечивается дежурным персоналом путём систематического наблюдения и контроля за их работой а также ремонтным персоналом путём своевременного проведения необходимых ремонтов и испытаний. Наблюдение и обслуживание генераторов затрудняется тем что они находятся в герметичной капсуле под водой . Для визуального наблюдения за генератором внутри капсулы установлены видеокамеры. Обслуживание работающего гидроагрегата (например замена ламп освещения внутри капсулы) связано с дополнительными тепловыми и электромагнитными нагрузками на организм. Кроме того во время такого обслуживания персонал страдает от недостатка кислорода. Еще больший вред персонал получает при покраске капсулы направляющего аппарата . Для снижения влияния на организм неблагоприятных факторов персонал занимающийся выше перечисленными работами имеет укороченный рабочий день и материальную компенсацию для проведения самостоятельной профилактической и лечебной деятельности. Кроме того во время работы включается дополнительная вентиляция используются средства защиты и менее вредные материалы.
2 Проектирование освещения машинного зала
Осветительные нагрузки определяются методом удельных мощностей . В первую очередь устанавливается разряд зрительных работ по строительным нормам и правилам и норма освещенности.
Для машинного зала разряд зрительных работ IV Ен=200 лк.
Установленная мощность источников света согласно методу удельных мощностей определяется по формуле:
где Руд – удельная мощность осветительных установок (Втм2);
Sпом – площадь освещаемого помещения (м2).
где РудЕ -установленная мощность источников света;
Е=100 лк – освещенность;
Расчетная активная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:
где кс-коэффициент спроса (нормированная величина);
кпра- коэффициент учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (нормированная величина).
Расчетная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:
Количество светильников:
Осветительные нагрузки машиного зала :
Выбираются лампы типа ЛБ-80.
Тип светильника ПВЛ 280 cosj=09 tgj=048.
В аварийном режиме будут использоваться те же светильники. Схема расположения светильников представлена на чертеже 8.
3 Противопожарные мероприятия.
Пожар - это неконтролируемое горение вне специального очага наносящее материальный ущерб ущерб здоровью человека. Для обеспечения пожарной безопасности на Шекснинской ГЭС приняты следующие меры предосторожности :
) Проведение первичного инструктажа во время приема на работу и плановых проверок знаний по пожарной безопасности у всего персонала станции.
) Станция условно поделена на участки. Назначаются ответственные за пожарную безопасность на каждом участке.
) Электростанция оборудована системой пожаротушения в особоопасных помещениях таких как маслохозайство и кабельные подвалы. В капсуле также имеется клапан который позволяет затопить капсулу в случае возгорания.
) В каждом помещении имеются средства пожаротушения.
В целях сокращения времени и рациональных действий персонала подстанции разработаны оперативные карточки которые определяют действия дежурного персонала при пожаре. Они заполнены начальником группы подстанций и утверждены главным инженером предприятия.
При возникновении пожара на ГЭС первый заметивший очаг пожара должен немедленно сообщить в пожарную охрану дежурному станции.
В свою очередь дежурный лично обязан определить место очага пожара возможные пути его распространения угрозу действующему оборудованию сообщить в пожарную охрану и начальнику группы подстанций. После определения очага пожара дежурный обязан:
- организовать удаление с места пожара всех посторонних лиц;
- определить возможные пути распространения огня и образования новых очагов горения;
- произвести необходимые переключения согласно указаниям карточек пожаротушения по выводу в ремонт горящего и находящегося в опасной близости оборудования принять меры по созданию безопасных условий персоналу и пожарным подразделениям для ликвидации пожара (оповещение подготовка рабочего места и т.д.);
- приступить к тушению пожара силами и средствами дежурного персонала.
Руководителем тушения пожара на станции до прибытия пожарного подразделения является дежурный. По прибытии пожарного подразделения руководитель тушения пожара из эксплуатационного персонала должен выдать письменный допуск на тушение пожара проинформировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира подразделения выдать необходимые защитные средства (перчатки боты заземления машин пожарных стволов) произвести инструктаж личного состава пожарных подразделений. После этого руководство тушением пожара переходит к старшему командиру пожарного подразделения.
Старшее лицо электротехнического персонала остается для координации действий электротехнического персонала и пожарного подразделения. Он обязан дать указания руководителю тушения пожара по соблюдению электротехнических правил безопасности о возможном загорании рядом расположенной аппаратуры и распространении пожара.
Руководитель тушения пожара обязан согласовать с дежурным подстанции или старшим лицом из числа технического персонала подстанции свои действия по расстановке сил и средств пожаротушения перемену позиций пожарных стволов и т. п.
Отключение присоединений на которых горит оборудование может производиться дежурным станции без предварительного получения разрешения вышестоящего лица осуществляющего оперативное руководство по эксплуатации электроустановки но с последующим уведомлением его по окончании операций отключения.
Допускается тушение пожара в электроустановках 04 кВ которые находятся под напряжением углекислотными огнетушителями на расстоянии не менее 1 метра.
Запрещается тушение пожаров если по условиям режима работы электроустановки при тушении пожара возможно случайное прикосновение или недопустимое приближение человека к токоведущим частям.
Личному составу подразделений ведомственной пожарной охраны запрещается:
- самостоятельно производить какие-либо отключения и прочие операции с электрооборудованием;
- осуществлять тушение пожара в сильно задымленных помещениях с видимостью менее 5 метров.
Рассматриваются особенности тушения пожара на трансформаторах.
При взрыве или пожаре трансформатора последний должен быть отключен со всех сторон. После снятия напряжения тушение пожара следует производить средствами пожаротушения (воздушно-механической пеной огнетушителями и т.д.). Для локализации очага пожара должны быть приняты меры предотвращающие растекание трансформаторного масла. Во время развившегося пожара следует защитить от действия высокой температуры рядом расположенные трансформаторы оборудование и установки. При этом находящаяся под напряжением аппаратура отключается выключателями и разъединителями.
Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из баков так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
4 Чрезвычайные ситуации природного характера. Наводнения.
Наводнения – это значительное затопление водой местности в результате подъема уровня воды в реке озере или море. Ежегодно повторяющееся в один и тот же сезон увеличение водоносности рек сопровождающееся повышением уровня воды называется половодьем а сравнительно кратковременное и непериодическое поднятие уровня воды – паводок. Следующие друг за другом паводки могут вызвать половодье а оно – наводнение.
Наводнение на реке возможно от резкого возрастания объема воды вследствие таяния снега или ледников расположенных в её бассейне или в результате выпадения больших осадков а также в результате загромождения русла льдом при ледоходе (затор) или закупорки русла внутренним льдом под неподвижным ледяным покровом с образованием ледяной пробки (зажор). Наводнение возможно под воздействием ветра нагоняющего воду с моря в результате чего повышается уровень воды в устье реки. Эти наводнения называют нагонными. Наводнения возможны при землетрясениях извержениях вулканов цунами.
Защита людей при наводнениях – оповещение и эвакуация. Борьба с наводнениями – регулирование речного стока путем создания водохранилищ меры по предотвращению скопления льдов.
Шекснинская ГЭС является частью Волго-Балтийского водного пути. Основное назначение сооружений - обеспечение судоходных глубин на протяжении водохранилища в течение всего навигационного периода.
В весенний период сложной проблемой эксплуатации является своевременное создание судоходных условий при минимальных затоплениях территорий в верхней части водохранилища. Выработка относительно дешевой электроэнергии – это второстепенная задача предприятия так сказать сопутствующее производство. Весенний паводок невозможно пропустить менее чем тремя гидроагрегатами поэтому в это время желательно поддерживать в рабочем состоянии все машины.

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 9 часов 37 минут
up Наверх