Реконструкция ЗРУ-10 кВ Выгостровской ГЭС

Готовый.doc

Необходимо выполнить проект реконструкции Выгостровской ГЭС. В процессе проектирования дипломант должен осуществить расчёты и произвести выбор оборудования в соответствии с ними. В процессе проектирования выбирается новое оборудование решаются вопросы организации ремонтных работ охраны труда и экологии. В экономическом разделе производится сравнительная оценка базового и проектного варианта объекта рассчитывается число обслуживающего персонала определяются эксплуатационные расходы.
В проекте предусматривается установить ремонтную перемычку с выключателем который в нормальном режиме работы станции должен быть отключен. Данное улучшение обеспечит работу двух генераторов на один силовой трансформатор. Отпайки на местный район и трансформаторы собственных нужд целесообразно выполнить упрощенно с выключателями между главными силовыми трансформаторами и генераторными выключателями.
Изложенные мероприятия повысят надежность главной электрической схемы Выгостровской ГЭС а также позволят осуществлять ремонт любого элемента схемы отдельных аппаратов и оборудования без остановки гидроагрегатов или при их поочередном отключении.
ХАРАКТЕРИКА СТАНЦИИ11
1 Описание объекта11
1 Назначение объекта12
РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ13
1 Выбор и обоснование проектируемых вариантов13
2 Выбор силового оборудования14
3 Выбор схемы собственных нужд15
4 Расчет токов короткого замыкания16
5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих
частей для заданных цепей28
6 Выбор типа и конструкции распределительного устройства49
7 Выбор рода оперативного тока51
8 Расчет заземляющего устройства53
9 Расчет элементов релейной защиты55
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ60
1 Расчет основных показателей производственной мощности60
2 Расчет планируемого количества фактически передаваемой электроэнергии60
РАЗРАБОТКА УСЛОВИЙ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА62
1 Организация ремонта действующего оборудования62
2 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности людей63
3 Моделирование несчастного случая66
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ69
1 Расчет капитальных вложений в КРУ-10кВ69
2 Расчет эксплуатационных издержек70
3 Финансовый анализ73
4 Обоснование экономической эффективности нового проекта77
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ81
Электроэнергия как энергоноситель обладает особыми свойствами. К преимуществам относятся: относительная простота производства возможность практически мгновенно передавать огромную энергию на большие расстояния при малых потерях универсальность т.е. относительно простые методы преобразования в другие виды энергии простота управления электрическими установками и высокий КПД электротехнических устройств. Так как электроэнергия может быть передана на значительные расстояния; благодаря этому представляется возможным использовать для нужд общества естественные источники энергии удалённые от центров потребления. Всё это определяет значение которое электрическая энергия приобрела в современном мире.
Решение вопросов оптимизации систем электроснабжения невозможно без применения различных математических методов позволяющих осуществить выбор наиболее экономически целесообразного варианта. Основными вопросами электроснабжения требующими математического анализа являются:
Рациональный выбор всех элементов системы электроснабжения (числа и мощности трансформаторов; сечений проводов шин и кабелей; компенсирующих устройств электрической аппаратуры).
Выбор рационального напряжения систем внешнего и внутреннего электроснабжения промышленных предприятий.
Определение основных показателей электрической нагрузки предприятия.
Нахождение рационального места расположения главной понизительной или главной распределительной подстанции и компенсирующих устройств на выбранной территории.
Выбор схемы питания и аппаратуры с учётом надёжности электроснабжения предприятия.
Вопросы качества напряжения.
В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок:
по производству электроэнергии – электростанции;
по передаче преобразованию и распределению электроэнергии – электрические сети и подстанции;
по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах – приёмники электроэнергии.
Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии. Единая энергетическая система России (ЕЭС России) позволяет оперативно справляться с пиковыми нагрузками и другими обстоятельствами и изменениями в системе.
В настоящее время российская энергетика переживает период крупных структурных преобразований коренного изменения условий ее развития что связано также и с сильно возрастающим спросом на электроэнергию.
Строительство ГЭС существенно повлияло на энергетику России. Главным плюсом гидроэлектростанций является «бесплатное» топливо – падающая вода также малые капитальные вложения и экологическая безопасность в сравнении с атомными электростанциями. Строительство и пуск новых мощностей на ГЭС позволяет значительно снизить расходы на органическое топливо что является одной из основных задач поставленных энергетической программой.
Таким образом в современных условиях энергетика выступает как сложная совокупность больших непрерывно развивающихся производственных систем созданных для получения преобразования распределения и использования энергетических природных ресурсов и других видов энергии в сельском хозяйстве и промышленности.
ХАРАКТЕРИСТИКА СТАНЦИИ
Выгостровская гидроэлектростанция деривационного типа является предпоследней ступенью каскада Выгских ГЭС. Строительство сооружений 3 класса было начато в 1959 году в 1961 году пущен 1-й агрегат а в 1963 году сооружения были приняты в постоянную эксплуатацию. Каскад Выгских ГЭС включает в себя следующие гидроэлектростанции: Ондская Палакоргская Маткожненская Выгостровская и Беломорская.
На Выгостровской ГЭС установлено два гидрогенератора общей мощностью 40 МВт. От ГЭС с открытого распределительного устройства ОРУ-110 кВ отходит две линии электропередачи. Первая линия Л-105 присоединена к ОРУ-110 кВ Маткожненской ГЭС вторая линия Л-114 питает электрическую подстанцию ПС-12 г. Беломорска.
В состав гидротехнических сооружений ГЭС входят:
- грунтовая плотина;
Общая длина подводящего канала составляет 380 м расчетный расход – 410 м³с ширина по дну – 405 м глубина воды 5 м форма сечения – трапецеидальная. Пропускная способность водосброса равна 1495 м³с.
Основные электроустановки ГЭС:
- два гидрогенератора типа ВГС-850110-64;
- два силовых трансформатора типа ТДГ-31500110;
- два силовых трансформатора собственных нужд ТС-32010;
- два силовых трансформатора местного района ТМ-180010;
- закрытое распределительное устройство КРУ-10 кВ;
- комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-6 кВ.
Для обслуживания и ремонта оборудования существуют следующие подразделения:
- оперативный персонал ДИС;
- электротехнический цех;
- электротехническая лаборатория.
Управление главным оборудованием ГЭС производится оперативным персоналом с щита управления при помощи средств телемеханики и автоматики. В оперативном ведении диспетчера Карелэнерго находятся системы гидроагрегатов и группового регулирования активной мощности (ГРАМ) гидроэлектростанций каскада.
2 Назначение объекта
Назначением Выгостровской ГЭС является производство и распределение электроэнергии на местный район на линии электропередачи 110 кВ.
Темой дипломного проекта является реконструкция и модернизация закрытого распределительного устройства КРУ-10 кВ. Назначением КРУ- 10 кВ является распределение генераторного напряжения на главные силовые трансформаторы а также питание трансформаторов собственных нужд и местного района.
РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
1 Выбор и обоснование проектируемых вариантов
Основная электрическая схема Выгостровской ГЭС была выполнена по упрощенному варианту: на напряжение 110 кВ была принята объединенная схема «два трансформатора – две линии»; на напряжение 10 кВ – два отдельных блока «генератор-трансформатор» с отпайками на трансформаторы собственных нужд и силовые трансформаторы 106 кВ местного района. В цепях генераторов и в ответвлениях на трансформаторы местного района были установлены выключатели. В процессе эксплуатации станции выявилась низкая надежность данной схемы.
При выводе из работы силового трансформатора блока «генератор-трансформатор» генератор останавливают или оставляют в рабочем режиме лишь для питания трансформатора собственных нужд (ТСН) и трансформатора местного района. Упомянутый недостаток выводит ГЭС из номинального режима работы следовательно потери составляют половину вырабатываемой мощности гидроэлектростанции. При этом полная остановка генератора вдвое снижает водоток каскада соответственно мощность всего каскада Выгских ГЭС также снижается в два раза.
Также было установлено большое количество разъединителей в схеме присоединения трансформаторов местного района и ТСН операции с которыми представляют собой повышенную сложность и опасность.
Учитывая выше указанные недостатки схемы энергоблоков необходимо на генераторном напряжении 10 кВ между блоками «генератор-трансформатор» установить ремонтную перемычку с выключателем который в нормальном режиме работы станции должен быть выключен. Эта перемычка обеспечит работу двух генераторов на один силовой трансформатор. Но при этом будет иметь место ограничение вырабатываемой мощности в соответствии с номинальной мощностью силового трансформатора – максимум 315 МВА.
Отпайки на местный район и трансформаторы собственных нужд целесообразно выполнить упрощенно с выключателями между главными силовыми трансформаторами и генераторными выключателями.
2 Выбор силового оборудования
Силовым оборудованием называют силовые трансформаторы автотрансформаторы. Силовые трансформаторы которые устанавливают на станциях и подстанциях предназначаются для преобразования одного напряжения в другое. Трансформаторы преобразующие низкое напряжение в высокое называются повышающими. Трансформаторы которые снижают напряжение линии до напряжений необходимых потребителям называют понижающими. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы так как потери в них на 12 – 15% меньше чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же мощности.
На Выгостровской ГЭС установлено следующее силовое оборудование:
- два трехфазных масляных трансформатора (Т-1 и Т-2) типа ТДГ-31500110 мощностью 315 МВА напряжением первичной обмотки 105 кВ вторичной обмотки – 1210 ± 2 · 25%;
- для питания местного района два трехфазных масляных двухобмоточных трансформатора типа ТМ-180010 мощностью 1800 кВА понижающих напряжение 10 кВ до 63 кВ;
- для обеспечения собственных нужд два трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТС-32010 мощностью 320 кВА и напряжением 1004 кВ;
- для питания систем возбуждения генераторов два трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТСЗП-63010 ВУЗ мощностью 562кВА и напряжением 1003 кВ.
Тема дипломного проекта – реконструкция закрытого распределительного устройства КРУ-10 кВ которая предусматривает замену электрических аппаратов токоведущих частей и установку ремонтной перемычки с выключателем между блоками «генератор-трансформатор» выключатель при нормальном режиме работы станции должен находиться в выключенном положении.
Таким образом проект реконструкции КРУ-10 кВ Выгостровской ГЭС не предусматривает замену силового оборудования.
При выводе одного трансформатора в ремонт допустима работа двух генераторов на один силовой трансформатор. Суммарная мощность двух генераторов составляет 50МВА а одного трансформатора 315МВА но при допустимой перегрузке в 14 раза она составит 441МВА. Исходя из этого расчета трансформатор обеспечит работу станции на 882 % от ее номинальной нагрузки. Поэтому их замена на более мощные трансформаторы не требуется.
3 Выбор схемы собственных нужд
Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще чем на тепловых и атомных электростанциях поэтому требует значительно меньшего числа механизмов собственных нужд (с.н.).
Подсчет нагрузок с.н. гидроэлектростанций ведется конкретно для каждого проекта так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов но и от типа электростанции (приплотинная деривационная водосливная и др.).
В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 04023 кВ.
На ГЭС малой и средней мощности нагрузка с.н. невелика поэтому достаточно иметь одну ступень напряжения 04 кВ. В схеме с.н. Выгостровской ГЭС приведенной на рис. 1 трансформаторы ТСН-1 и ТСН-2 подключены к генераторному напряжению 10 кВ между генераторными выключателями и главными трансформаторами через выключатели установленные в шкафах типа К-104М. Сборные шины собственных нужд 04 кВ секционированы нормально отключенным автоматическим выключателем что позволяет при выводе из работы одного ТСН запитать обе секции от другого ТСН.
Изменено присоединение схемы с.н. к шинам генераторного напряжения и произведена замена разъединителей на два выключателя. Установка выключателей по проекту позволила увеличить надежность схемы и отказаться от разъединителей что в свою очередь упростило действия при оперативных переключениях и повысило их безопасность.
Данная схема собственных нужд полностью соответствует техническим требованиям.
Рисунок 1.1 – Схема собственных нужд ГЭС
4 Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора или проверки параметров электрооборудования а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.
Рассчитаем токи КЗ закрытого распределительного устройства КРУ-10 кВ. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах. Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рисунке 2.1. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета.
Рисунок 2.1 – Схема замещения. Выключатель ВС-10 отключен
Базовую мощность SБ принимаем произвольно равной 100 МВА.
Сопротивление системы Х1 определяется по формуле
где Sкз - мощность короткого замыкания.
где Iкз – ток КЗ равный по данным «Карелэнерго» 206 кА;
Uраб – рабочее напряжение на шинах равное 111 кВ.
Сопротивление трансформаторов Х2 и Х3
где Xт %– напряжение КЗ для трансформаторов
ТДГ-31500110 равное 1052 %;
SНОМ – номинальная мощность трансформаторов
ТДГ – 31500110 равная 315 МВА.
Сопротивление трансформаторов Х4 и Х5 по формуле (2.3)
где Хт% - напряжение КЗ для трансформаторов ТМ-180010 равное 55 %;
Sном – номинальная мощность ТМ-180010 равное 18 МВА.
Сопротивление трансформаторов Х6 и Х7 по формуле (2.3)
где Хт - напряжение КЗ для ТС-32010 равное 55 %;
Sном – номинальная мощность ТС-32010 равная 032 МВА.
Сопротивление генераторов Х8 и Х9
где Х”d – сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора ВГС-850110-64 равное 0205 о.е.;
Sном – номинальная мощность генератора равная Рномcos=25МВА.
Производим расчет токов КЗ по двум вариантам. Вариант 1 – нормальный режим работы станции при котором выключатель ВС-10 отключен. Вариант 2 – режим работы с выведенным из работы трансформатором Т-2 и включенным секционным выключателем ВС-10.
Произведем расчет токов КЗ в точке К1. Для этого необходимо определить результирующее сопротивление в этой точке КЗ. Ниже приведены схемы замещения для точки КЗ К1 (рисунок 2.2).
Рисунок 2.2 – Схемы замещения для точки КЗ К1
Результирующее сопротивление Х9 и Х3 (рисунок 2.2 б)
Результирующее сопротивление Х10 и Х1 (рисунок 2.2 в)
Результирующее сопротивление Х11 и Х2 (рисунок 2.2 г)
Результирующее сопротивление Х12 и Х8 (рисунок 2.2 д)
Базовый ток в точке короткого замыкания К1
Сверхпереходной ток в точке КЗ К1
где Е”х - элекродвижущая сила системы равная 1 ;
Хрез к1 – результирующее сопротивление в точке КЗ К1 равное 032.
Ударный ток в точке короткого замыкания К1
где ky – ударный коэффициент равный 17 .
Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2. Для этого определяем результирующее сопротивление для данной точки.
Рисунок 2.3 – Схемы замещения для точки КЗ К2
Результирующее сопротивление Х13 и Х4 (рисунок 2.3 а и б)
Базовый ток в точке КЗ К2 по формуле (2.5) при рабочем напряжении на стороне короткого замыкания равном 63 кВ
Сверхпереходной ток в точке КЗ К2 по формуле (2.6)
Ударный ток в точке КЗ К2 по формуле (2.7)
Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1. Для этого определим результирующее сопротивление в этой точке КЗ. На рисунке 2.4 приведены схемы замещения для точки КЗ К1.
Рисунок 2.4 – Схемы замещения для точки КЗ К1
Результирующее сопротивление Х8 и Х9
Результирующее сопротивление Х1 иХ2
Результирующее сопротивление Х15 и Х16
Базовый ток в точке КЗ К1 по формуле (2.5)
Сверхпереходной ток в точке КЗ К1 по формуле (2.6)
Ударный ток в точке КЗ К1 по формуле (2.7)
Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2. Для этого определяем результирующее сопротивление для точки К2. На рисунке 2.5 показаны схемы замещения для данной точки.
Рисунок 2.5 – Схемы замещения для точки КЗ К2
Результирующее сопротивление Х17 и Х4 (рисунок 2.5 а и б)
Определяем базовый ток в точке короткого замыкания К2 по формуле (2.5) при рабочем напряжении на стороне КЗ 63 кВ
Определяем сверхпереходной ток в точке КЗ К2 по формуле (2.6)
Определим ударный ток в точке КЗ К2 по формуле (2.7)
Данные расчетов токов КЗ сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Токи короткого замыкания
5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
5.1 Выбор электрических аппаратов
К электрическим аппаратам относятся выключатели разъединители измерительные трансформаторы напряжения и тока.
а) При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров например:
Iвкл ном ≥ Iотк ном; iвкл ном ≥ 18Iотк ном
Выбор выключателей можно производить по главным параметрам:
- по отключающей способности;
- по напряжению установки Uуст ≤ Uном;
- по длительному току Iнорм ≤ Iном; Imax ≤ Iном.
Также осуществляется проверка:
- на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ Вк ≤ I²тер · tтер;
- на электродинамическую стойкость по предельным сквозным токам КЗ Ino ≤ Iдин; Iу ≤ Iдин.
Наибольший ток нормального режима генератора
Iнорм = Iномг = (2.8)
где Pном – номинальная мощность генератора равная 20 МВт;
cos φном – номинальный коэффициент мощности генератора равный 08.
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима генератора
где Uном 095 – условие работы генератора при снижении напряжения на 5%.
Тепловой импульс квадратичного тока КЗ
где Ino – ток короткого замыкания в точке К1 определенный по варианту 2;
tотк – полное время отключения короткого замыкания;
Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ равная 003с.
Полное время отключения КЗ
где tрз – время действия резервной защиты в случае отказа основной равное 05с (по условию селективности);
tоткв – полное время отключения выключателя равное 01с.
Наибольший ток нормального режима для трансформатора
где Sном – номинальная мощность трансформатора.
Наибольший ток нормального режима для трансформаторов местного района типа ТМ-180010 при Uном=10кВ
Наибольший ток нормального режима для трансформаторов собственных нужд типа ТС-32010 при номинальном напряжении 10 кВ
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима трансформатора
где (13 : 14) – допустимая перегрузка трансформатора принимаем равной 14.
Для трансформаторов местного района
Для трансформаторов собственных нужд
Произведем выбор выключателей используя данные таблицы 1 и расчеты приведенные выше.
Для цепей «генератор-трансформатор» выбираем вакуумный выключатель типа ВБ-10-315 с номинальным током 1600А с выкатными элементами типа К-104М.
На ремонтную перемычку установленную проектом выбираем тот же вакуумный выключатель ВБ-10-315 с номинальным током 1600А с выкатными элементами для шкафа серии К-104М (с разъемными контактами).
Для присоединений трансформаторов местного района и трансформаторов собственных нужд подбираем вакуумный выключатель типа ВБ-10-315 с номинальным током 630А с выкатными элементами типа К-104М.
Все расчетные данные и данные по каталогу сведены в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчетные данные и данные по каталогу
I²ter·tter=315²·3=2977кА²·с
б) Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
- по напряжению установки Uуст ≤
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке S2 ≤ Snom
где Snom – номинальная в выбранном классе точности при этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединенных в Y следует взять суммарную мощность всех трех фаз а для соединенных по схеме открытого - удвоенную мощность одного трансформатора;
S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения (ТН) ВА.
Для выбора трансформатора напряжения необходимо знать его вторичную нагрузку. Подсчет нагрузки трансформатора напряжения приведен в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Вторичная нагрузка ТН
Общая потребляемая мощность
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Ваттметр регистрирующий
Продолжение таблицы 2.3
Вольтметр регистрирующий
Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения пользуясь данными таблицы 2.3
Выбираем трансформатор напряжения НАМИТ-10.
Технические характеристики ТН типа НАМИТ-10:
- напряжение первичной обмотки Unom=10кВ;
- напряжение основной вторичной обмотки Uvt =100В;
- напряжение дополнительной обмотки Udop =100√3В;
- класс точности приборов 05;
- номинальная мощность в классе точности 05 120 ВА.
Таким образом трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 05.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 25 мм² по условию механической прочности.
в) Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
- по току Inorm ≤ Imax ≤ I1nom.
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
- по конструкции и классу точности;
- по электродинамической стойкости iy ≤ ked√2I1nom
ked – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
I1nom – номинальный первичный ток ТТ;
- по термической стойкости Bk ≤ (kt I1nom)²tter
где Bk – тепловой импульс по расчету;
kt – кратность термической стойкости по каталогу;
tter – время термической стойкости по каталогу;
- по вторичной нагрузке Z2 ≤ Z2nom
где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z2nom – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому Z2 ~ r2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.
Сопротивление приборов определяется по выражению
где Sприб – мощность потребляемая приборами;
Iном – вторичный номинальный ток прибора.
Мощность потребляемая приборами приведена в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Амперметр регистрирующий
Таблица 2.5 – Расчетные данные и данные по каталогу
kэд√2Iном=45·1414·1500=954кА
(kтI1ном)²·tтер=(18·1500)²·3=2187кА²·с
Выбираем трансформатор тока типа ТОПОЛ-101У3. Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.5.
Из таблицы 2.4 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов по формуле (2.16)
Сопротивление контактов при количестве приборов более трех принимается 01 Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы ТТ работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
Допустимое сопротивление проводов
Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов
где ρ – удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами равное 00283;
lрасч – расчетная длина принятая 40м.
По условию прочности для алюминиевых жил сечение не должно быть менее 4 мм² (согласно ПУЭ). Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм² для вторичных цепей ТТ.
Трансформатор тока типа ТОПОЛ-10-У3 предназначенный для питания измерительных приборов устанавливаем на шины генераторного напряжения на ремонтную перемычку а также на соединение обмоток генератора в звезду.
Произведем выбор трансформаторов тока для питания релейных защит.
На шинах присоединений местного района максимальный рабочий ток рассчитанный в п.п.2.5.1а составляет 1456А.
Принимаем трансформатор тока типа ТЛК10-У3. Расчетные данные и данные по каталогу указаны в таблице 6 (расчетные данные взяты из п.24).
На шинах присоединений трансформаторов тока типа ТЛК10-У3.
Расчетные данные и данные по каталогу указаны в таблице 2.7 (расчетные данные взяты из таблицы 2.1 п.2.4).
Таблица 2.6 – Расчетные данные и данные по каталогу
I²тер·tтер=10²·3=300кА²·с
Таблица 2.7– Расчетные данные и данные по каталогу
г) Выбор предохранителей высокого напряжения для защиты трансформаторов напряжения типа НАМИТ-10
Выбор предохранителей производится:
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino ≤ Iотк
где Iотк – предельный ток отключения.
Определяем максимальный ток вторичной обмотки ТН
где Sном – номинальная мощность НАМИТ-10 в выбранном классе точности равная 120ВА;
Uвт – напряжение вторичной обмотки ТН 100В.
Определяем коэффициент трансформации
где Uуст – напряжение установки 105кВ.
Максимальный ток первичной обмотки ТН
Выбираем предохранитель типа ПКТН-10. Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.8 – Расчетные данные и данные по каталогу
Примечание к таблице 2.8:
- Iном – наибольший пик тока при отключении предельного тока КЗ (токоограничение);
- Iотк- предельный эффективный ток отключения.
Реконструкция распределительного устройства КРУ-10кВ не предусматривает замену заземлителей так как их данные соответствуют всем техническим требованиям.
5.2 Выбор токоведущих частей
а) Выбор жестких шин
В закрытых распределительных устройствах 6-10кВ ошиновка и сборные выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины. Соединения шин по длине обычно осуществляется сваркой.
для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашивают при переменном токе фаза А в желтый фаза В – зеленый и фаза С – красный цвет.
Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные но и послеаварийные режимы а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора Imax ≤ Iдоп где Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблице (оном=25С). В последнем случае допустимый ток определяется
где kтем – поправочный коэффициент на температуру равен 094.
В настоящее время в КРУ-10кВ и на генераторном напряжении установлены алюминиевые шины: две полосы 80·10мм допустимый номинальный ток 2410А.
Допустимый ток на шины по формуле (2.22)
Максимальный ток на шинах блоков «генератор-трансформатор» и ремонтной перемычки составляет 1447А (таблица 2.2). По условию выбора Imax ≤ Iдоп 1447 2265. Условие выполняется следовательно шины по допустимому току подходят.
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию qm q – выбранное сечение.
Минимальное сечение по условию термической стойкости определяется
где Вк – тепловой импульс квадратичного тока КЗ;
С – значение функции для алюминиевых шин равно 91.
Определяем тенловой импульс по формуле (2.10)
где Iпо – ток короткого замыкания в точке К1 по варианту 2;
tотк – полное время отключения КЗ на шинах 4с;
Та – постоянная времени принятая равной 0185с.
Минимальное сечение по формуле (2.23)
что меньше выбранного (существующего) сечения 2·800мм² следовательно шины термически стойки.
Проверяем сборные шины на механическую прочность. Определяем пролет l из
при условии что частота собственных колебаний будет больше 200Гц
J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы;
q - поперечное сечение шины см².
Если шины на изоляторах расположены плашмя то
где b – высота шины 1 см;h – ширина шины 8см.
Длина пролета по формуле (2.25)
Полученный результат позволяет увеличить длину пролета до 14м то есть дает значительную экономию изоляторов. Принимаем расположение пакета шин плашмя; пролет 14м; расстояние между фазами а=08.
Определяем расстояние между прокладками
где ап – расстояние между осями полос ап=2b=2см;
Е – модуль упругости для алюминия 7·10ºПа;
Jп – момент инерции полосы;
kф – коэффициент формы равен 045.
Момент инерции полосы
Расстояние между прокладками по формуле(2.27)
Также расстояние lп можно определить
где mп – масса полосы на единицу длины 216кгм.
Принимаем меньшее значение lп=051м тогда число прокладок в пролете определяется
При двух прокладках в пролете расчетный пролет
Определяем силу взаимодействия между полосами
Напряжение в материале полос
где Wп – момент сопротивления одной полосы.
Момент сопротивления одной полосы
Определяем напряжение в материале полос по формуле (2.33)
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз
где Wф – момент сопротивления пакета шин.
По условию шины механически прочны если
что меньше доп=75МПа. Таким образом шины механически прочны.
На ответвлениях к ТСН-1 и ТСН-2 и к трансформаторам местного района целесообразно установить аналогичные шины 2 (80·10)мм². Расчет проверки шин идентичен.
б) Выбор комплексного токопровода
От вводов главных силовых трансформаторов к шкафам комплектного распределительного устройства принимаем закрытый токопровод с общим для трех фаз круглым кожухом типа ТЗК-10-2000-128У1.
Условия проверки токопровода:
- по электродинамической стойкости iу ≤ iдин.
Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 9.
Таблица 2.9 – Расчетные данные и данные по каталогу
Токопровод подходит по всем параметрам.
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
- по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном;
- по допустимой нагрузке Fрасч ≤ Fдоп
где Fрасч – сила действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора
Fдоп=06 Fразр (2.37)
где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.
Выбираем опорный изолятор типа ОФ-10-2000У3 Fразр=20000Н
Допустимая нагрузка на головку изолятора по формуле (2.37)
Определяем силу действующую на изолятор
таким образом изолятор ОФ-10-2000У3 проходит по механической прочности.
5.3 Обоснование необходимости отказа от реакторов
Из расчета токов КЗ видно что сверхпереходной ток в точке КЗ К1 по варианту 2 на шинах 10кВ составляет 2166кА ударный ток равен 5206кА. Сверхпереходной ток в точке КЗ К2 со стороны трансформатора местного района составляют 278кА ударный ток равен 668кА.
По существующей схеме между трансформаторами и выключателями типа ВМГ-133-2 местного района для ограничения токов КЗ установлены реакторы типа РБА-10-200-4 потому что ток короткого замыкания превосходит номинальный ток отключения данного выключателя равный 20кА.
Вследствие того что по проекту реконструкции на местный район устанавливаются выключатели типа ВБ-10-315 с номинальным током отключения 315 ставить реакторы нецелесообразно.
6 Выбор типа и конструкции распределительного устройства
Распределительное устройство – это электроустановка служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты сборные и соединительные шины вспомогательные устройства а также устройства защиты автоматики и измерительные приборы.
Темой дипломного проекта является реконструкция и модернизация закрытого распределительного устройства КРУ-10кВ с расстановкой устанавливаемого оборудования. Распределительное устройство оборудование которого расположено в здании называется закрытым. РУ состоящее из полностью и частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами устройствами защиты и электроавтоматики поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Закрытые РУ сооружаются обычно при напряжении 3-20кВ.
РУ должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей для различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение – на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей а сетчатая ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота такого ограждения должна быть не меньше 19м при этом сетки должны иметь отверстия размером не более 25·25мм. Ограждения должны запираться на замок.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25м должны ограждаться сетками причем высота прохода под сеткой должна быть не меньше 19м.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не меньше 1м при одностороннем и 12м при двустороннем расположении оборудования. Если в коридоре РУ размещены приводы разъединителей и выключателей то ширина такого коридора управления должна быть соответственно 15 и 2м.
Если в ЗРУ применяются ячейки КРУ то ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа должна обеспечивать удобство перемещения и разворота выкатных тележек поэтому при однорядном расположении ширина определяется длиной тележки плюс 06м при двухрядном расположении – длиной тележки плюс 08м. При наличии прохода с задней стороны КРУ его ширина должна быть не менее 08м.
Из помещения РУ предусматриваются выход наружу и в помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями два выхода по концам при длине от 7 до 60м. Двери из РУ должны открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Строительные конструкции ЗРУ должны отвечать требованиям СНиП а также правилам пожарной безопасности. При проектировании ЗРУ предусматриваются меры для ограничения распространения возникшей аварии.
В ЗРУ предусматривается естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания открытых камер.
При конструировании ЗРУ необходимо схематично разместить оборудование по камерам для этого создается схема заполнения. В данной схеме чертится контур здания и камеры в которых расположено оборудование.
7 Выбор рода оперативного тока
Оперативный ток на электростанциях и подстанциях служит для питания вторичных цепей к которым относят цепи релейных защит автоматики и телемеханики. При нарушениях нормальной работы станции оперативный ток также используют для аварийного освещения и питания оперативных цепей электродвигателей.
Источник оперативного тока должен быть надежен его мощность должна быть достаточной для нормального функционирования вторичных цепей от напряжения источника требуется высокая стабильность.
Рисунок 2.6 – Схема питания вторичных цепей
Наиболее надежными источниками питания оперативных цепей являются аккумуляторные батареи. Их преимущество в независимости от внешних факторов (полная автономия) что позволяет обеспечивать работу вторичных цепей даже в случае полного исчезновения напряжения в основной сети.
На Выгостровской ГЭС применяется постоянный оперативный ток напряжением 220В. Для этого установлена аккумуляторная батарея типа СК-8 которая состоит ста двадцати двух элементов.
Таблица 2.10 – Электрические характеристики при разряде
Максимальный зарядный ток для элемента батареи типа СК-8 составляет 72А.
Аккумуляторная батарея должна эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда при стабилизации напряжения на шинах (буферный режим). Напряжение подзаряда должно составлять 22 ± 005В на элемент.
Для заряда и подзаряда аккумуляторной батареи применяются выпрямители типа ВАЗП 380260-4080. На Выгостровской ГЭС установлено два ВАЗП. Агрегат выпрямительный типа ВАЗП 380260-4080 на полупроводниковых вентилях и тиристорах является статическим преобразователем трехфазного переменного тока в выпрямленный и предназначен для питания установок постоянного тока. Агрегат рассчитан для:
- заряда кислотных аккумуляторных батарей;
- параллельной работы с аккумуляторными батареями на нагрузку;
- формовки отдельных аккумуляторов.
8 Расчет заземляющего устройства
Выгостровская ГЭС является средней по мощности в каскаде Выгских ГЭС. Ее основание покоится на гнейсах. В геологическом отношении Выгостровская станция расположена на оси узкой мульдообразной складки образованной породами осадочно-вулканического комплекса. Удельное сопротивление пород основания ρ определено как пониженное (2:4)·10³Ом·м.
Контур заземления ГЭС состоит из заземляющих устройств гидростанции заземляющего контура ОРУ-110кВ контура заземления холостого водосброса и выносного контура заземления. Расстояние между зданием ГЭС и холостым водосбросом составляет 351м связью между ними является ограждение подводящего канала. Выносной контур заземления находится на противоположном берегу подводящего канала на расстоянии 300м и соединен с контуром водосброса катанкой диаметром 16мм. В левобережной дамбе подводящего канала проложен заземляющий шунт который связан со зданием станции.
Таблица 2.11 – Сопротивление заземляющего устройства в зависимости от частоты переменного тока
Теоретический пересчет
Общий анализ указывает на то что активное сопротивление заземляющего устройства переменному току промышленной частоты 50Гц составляет 22Ом.
Максимально допустимая величина сопротивления заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления пород основания составляет 4Ом. Измеренное значение сопротивления равно 22Ом следовательно заземляющее устройство Выгостровской ГЭС соответствует требованиям ПУЭ.
Заземляющий контур здания станции находится в нормальном состоянии поэтому дипломным проектом предусматривается присоединение нового оборудования и опорных конструкций к ближайшей магистрали заземляющего устройства. Это обеспечит надежность заземления электрооборудования и электробезопасность обслуживающего персонала станции.
9 Расчет элементов релейной защиты
В схемах электроснабжения потребителей напряжением до 35кВ основным видом релейной защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). Преимущество применения МТЗ объясняется тем что:
- большинство повреждений происходит вследствие возникновения токов КЗ;
- МТЗ по сравнению с другими защитами имеет простое устройство и меньшую стоимость.
На трансформаторах (главных и местного района) устанавливаются защиты: газовая и МТЗ. Для примера производим расчет МТЗ трансформатора местного района типа ТМ-180010. Схема максимальной токовой защиты приведенана рис. 8.
Рисунок 2.7 – Схема МТЗ на трансформаторе местного района
Перечень элементов защиты:
- КА1 и КА2-реле тока;
- КА1.1 и КА1.2 – контакты реле КА1 и КА2 соответственно;
- КТ – реле времени;
- КН1 – контакты реле времени КТ;
- КН1 и КН2 – указательные реле;
- KL – промежуточное реле;
- KL1 – контакты промежуточного реле;
- SQ – блок-контакты выключателя ВТ;
- YAT – электромагнит отключения выключателя ВТ.
Для выбора реле тока и уставки необходимо знать токи КЗ защищаемой и резервируемой зоны в минимальном режиме.
Рассчитываем ток КЗ в резервируемой зоне. От трансформатора ТМ-180010 отходит воздушная линия длиной 1км к которой подсоединен трансформатор ТМ-100010. Составляем схему замещения для расчета тока короткого замыкания (рисунок 2.8).
Рисунок 2.8 – Схема замещения для точки КЗ К3
Определяем сопротивление трансформатора ТМ-100010 по формуле (3.3) учитывая хт%=55% и Sном=1000кВ·А
Определяем результирующее сопротивление в точке короткого замыкания КЗ
Рассчитываем ток короткого замыкания в точке КЗ.
Базовый ток в точке КЗ по формуле (2.5)
Сверхпереходной ток в точке КЗ по формуле (2.6)
Определяем двухфазный ток короткого замыкания в точке КЗ
Для питания релейной защиты выбран трансформатор тока типа ТЛК 10-У31505А.
Определяем ток срабатывания защиты
где kзап – коэффициент запаса равен 14;
kв – коэффициент возврата равен 085;
Imax – максимальный рабочий ток 1456А.
Ток срабатывания реле определяется
гдеkсх – коэффициент схемы 1;
kтт – коэффициент трансформации ТТ .
Двухфазный ток короткого замыкания в точке К2 по формуле (2.39)
Принимаем реле тока РТ-40 с ближайшей большей уставкой тока срабатывания реле Iу=82А. Определяем ток срабатывания защиты
Производим проверку чувствительности защиты
Для защищаемой зоны по формуле (2.43)
(по условию для защищаемой зоны).
Для резервируемой зоны по формуле (2.43)
(по условию резервируемой зоны).
Отсюда следует что чувствительность максимальной токовой защиты для защищаемой и резервируемой зоны обеспечена.
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
1 Расчет основных показателей производственной мощности КРУ-10кВ
К производственной мощности КРУ-10кВ Выгостровской ГЭС рабочую мощность (Nр)
Nн – номинальная мощность генератора 20 МВт.
Максимальная нагрузка на генераторы
где Uр – номинальное (рабочее) напряжение генератора.
2 Расчет планируемого количества фактически передаваемой электроэнергии
Количество электроэнергии (Wф) рассчитывается
где Тф – фактическое время работы генераторов за год;
n – номер варианта (вариант 1 – база вариант 2 – проект).
где Т2 – время готовности генераторов за год;
Тав – потери времени от аварийных ситуаций (по базе составит 96 часов по проекту – 36 часов).
где Тк – календарное время 8760 часов;
Тр – время плановых ремонтов для обоих вариантов 240 часов.
РАЗРАБОТКА УСЛОВИЙ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА
1 Организация ремонта действующего оборудования
Работы по ремонту действующего оборудования Выгостровской ГЭС осуществляется персоналом Выгостровской Беломорской гидроэлектростанций и каскада Выгских ГЭС. Исключением являются капитальные ремонты гидроагрегатов силовых трансформаторов и другого оборудования которые невозможно выполнить силами каскада.
На все виды ремонтов действующего оборудования должен быть составлен перспективный годовой график ремонта.
Для всего основного оборудования существуют следующие виды ремонта:
- текущий ремонт (составляется график с указанием точной даты проведения ремонта);
- капитальный ремонт (производится по истечению срока службы конкретного оборудования или (и) его составных частей);
- внеплановый ремонт (осуществляется при выходе из строя конкретного оборудования).
В процессе эксплуатации оборудования проводить осмотры по графику который определен местными условиями для предупреждения и выявления неполадок оборудования.
С выводящегося в ремонт оборудования снимается напряжение; токоведущие части на которые может быть подано напряжение в связи с неправильными действиями персонала или непроизвольным включением коммутационных аппаратов заземляются; вывешиваются предписывающие плакаты обозначающие рабочее место; запрещающие плакаты вывешиваются на приводах коммутационных аппаратов; токоведущие части электроустановки находящиеся под напряжением рядом с рабочим местом ограждаются во избежание случайного прикосновения к ним.
Ремонтный персонал должен иметь разряды (квалификацию) соответствующие производимым работам и группы допуска по электробезопасности указанные в наряде-допуске.
2 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности людей
Охрана труда – это система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности включающая в себя правовые социально-экономические организационно-технические санитарно-гигиенические лечебно-профилактические реабилитационные и иные мероприятия.
Администрация предприятия обязана: внедрять современные средства защиты предупреждающие производственный травматизм и обеспечивать санитарно-гигиенические условия предотвращающие возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих; правильно организовывать труд рабочих и служащих создавать условия для роста его производительности повышать трудовую и производственную дисциплину; неуклонно соблюдать законодательство об охране труда. Она ответственна также за то чтобы производственные здания сооружения оборудование полностью отвечали требованиям безопасности труда. Эти требования включают в частности правильную эксплуатацию оборудования и организацию технологических процессов защиту работающих от вредных и опасных производственных факторов обеспечение работающих спецодеждой и санитарно- бытовыми помещениями.
К работникам обслуживающим действующие электроустановки а также к персоналу производящему электромонтажные работы предъявляются особые требования.
Весь электротехнический персонал при поступлении на работу проходит общий инструктаж по охране труда и медицинский осмотр. В дальнейшем медицинский осмотр проводится один раз в 2 года.
Электротехнический персонал должен знать правила техники безопасности и местные инструкции по выполняемой работе изучить безопасные приемы работы с последующей проверкой знаний квалификационной комиссией уметь оказывать первую доврачебную помощь пострадавшим.
После проверки знаний квалификационная комиссия в зависимости от выполняемой работы или должности присваивает квалификационную группу по технике безопасности и выдает удостоверение на право работы на данной электроустановке.
Проверка знаний квалификационной комиссией всего электротехнического персонала проводится периодически в соответствии с правилами техники безопасности.
Все подстанции должны быть постоянно обеспечены инвентарными защитными средствами списки которых утверждает главный инженер предприятия.
За хранением защитных средств устанавливается постоянный контроль: они должны быть защищены от увлажнения загрязнения и механических повреждений. Проверка наличия защитных средств и их состояния производится начальником энергослужбы а результаты проверок заносят в журнал учета и содержания защитных средств.
Обеспечение безопасной эксплуатации электроустановок достигается применением ряда конструктивных мер. Эти меры соблюдаются во время строительства и монтажа электроустановок и затем поддерживаются в период эксплуатации.
Безопасность производства работ на электроустановках достигается за счет применения:
- надлежащей изоляции соответствующих расстояний до токоведущих частей;
- защитных ограждений;
- блокировки аппаратов и ограждений для предотвращения ошибочных операций;
- надежного и быстродействующего автоматического отключения случайно оказавшихся под напряжением частей электрооборудования и повреждённых участков сети;
- заземления корпусов электрооборудования и элементов установок которые могут оказаться под напряжением;
-выравнивания потенциалов применения разделяющих трансформаторов а также напряжений 42В и ниже;
- предупредительной сигнализации надписей и плакатов защитных средств.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:
- оформление работ нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерыва в работе перевода на другое место окончания работы.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:
- произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
- на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током
- наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
- вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
3 Моделирование несчастного случая
Сотрудники электро-лаборатории при выполнении работы по измерению сопротивления изоляции силового трансформатора оставили на шинах 6кВ перемычку что привело к обесточиванию местного района. Модель несчастного случая приведена на рисунке 9.1.
Рисунок 4.1 – Модель несчастного случая
– отключен местный район.
– короткое замыкание.
– обесточивание подстанции.
– не снята перемычка.
– подано напряжение.
– не проверена схема.
– отказ оборудования.
1 - перемычка установлена в неправильном месте.
2 – не опытность второго работника.
1 – окончание работы.
2 – работа диспетчера.
1 – неквалифицированная работа допускающего.
1 – срабатывание релейной защиты.
2 – многократное включение оборудования.
11 – специфичность оборудования.
12 – не вывешены указательные плакаты.
21 – нарушение электромонтерами методики испытаний.
22 – не правильная организация труда.
11 – конец рабочего дня.
12 – отсутствие производителя работ на своем рабочем месте.
21 – работа по средствам связи.
22 – телеуправляемое оборудование.
11 – производитель испытаний не доложил об установке перемычки.
12 – не внимательность при работе.
21 – не правильное заполнение наряда-допуска.
22 – не полный контроль при проведении работ.
21 – перевод ключа на местное управление.
22 – не знание причины отказа оборудования.
Для соблюдения экологической безопасности на Выгостровской ГЭС существует ряд мероприятий и работ. Ведется контроль для предотвращения утечки турбинного масла в реку то есть соблюдаются правила технической эксплуатации (ПТЭ) гидротурбинного оборудования. Под силовыми масляными трансформаторами которые засыпаны щебнем в них при утечках собирается трансформаторное масло. При сильном загрязнении щебеночная подсыпка меняется. Также на станции производится сбор промасляной ветоши в специально отведенные металлические ящики и последующая утилизация. Персонал станции также следит за состоянием маслохозяйства стационарных и перемещаемых емкостей масляных выключателей трансформаторов тока и напряжения аккумуляторных батарей.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
1 Расчет капитальных вложений в КРУ-10кВ Выгостровской ГЭС
Капитальные вложения в КРУ-10кВ определены в таблице 5.1 по базе в таблице 5.2 по проекту.
Таблица 4.1 – Сводная ведомость оборудования КРУ-10кВ (база)
Таблица 5.2 – Сводная ведомость оборудования КРУ-10кВ (проект)
2 Расчет эксплуатационных издержек
Эксплуатационные издержки определены по формуле
где Иэкс – полные издержки (1 и 2 варианта) тыс. руб;
п - номер рассматриваемых вариантов (1 и 2 вариант);
Иам - издержки на амортизацию оборудования тыс. руб;
Ириэ - издержки на ремонт и эксплуатацию оборудования тыс. руб;
Изп – издержки на зарплату персонала тыс. руб;
Ипр – прочие издержки тыс.руб;
Ипот – издержки на потери электроэнергии от аварий тыс. руб.
2.1 Величина годовой амортизации
Затраты на амортизацию оборудования определяются через процентное соотношение при норме отчислений 35 % от полной его стоимости по формуле:
где Кв – капитальные вложения (1 и 2 вариант) тыс.руб.;
– норма отчислений на амортизацию %.
2.2 Затраты на ремонт и эксплуатацию оборудования определяются по формуле:
где Руд – удельная численность персонала (принята 034 человека на КРУ);
В – количество персонала;
– длительность рабочего года на одного человека;
2 – коэффициент учитывающий 12 % на дополнительную зарплату для оплаты отпусков;
Ксоц – социальный коэффициент учитывающий отчисления предприятия на социальные страхования в пенсионный фонд и на медицинское страхование он равен 1354.
2.3 Расчет прочих затрат производится через процентное соотношение от прямых расходов по формуле:
где Нот – норма отчислений на прочие затраты которая составляет 8 % от зарплаты
2.4 Затраты на потери электроэнергии от аварий
где Кпот – коэффициент потерь (база – 00108 проект – 00052);
Ц – цена электроэнергии за 1кВт равная 12 руб.
Ипот 1 = 336960 × 00108 × 12 = 4367 тыс. руб.;
Ипот 2 =339360 × 00052 × 12= 21176 тыс. руб.
2.5 Смета затрат на распределение электроэнергии приведена в таблице 5.3
Таблица 5.3 – Смета затрат на распределение электроэнергии
На зарплату персонала
Методология исходные положения.
Данный раздел выполнен в соответствии с «Методологическими рекомендациями по оценки эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» утвержденных Госстроем России Министерством экономии РФ Госкомпромом России.
Горизонт расчета принят 20 и 30 лет шаг расчета – 1 год.
Расчет эффективности инвестиций характеризуется следующими интегральными показателями:
-чистый дисконтированный доход (NPV);
-внутренняя норма доходности (IRR);
-индекс доходности (NPVQ);
-простой и дисконтированный срок окупаемости (РВ).
Финансово – экономические оценки проекта модернизации учета.
В технико–экономических расчетах и оценках используется понятие экономического срока службы. Для сравнения принимаем экономический срок службы равный 20 лет.
Расчеты выполнены в рублях. Номинальная процентная ставка nr обычно соответствует заемной процентной ставке банка и обычно выше уровня инфляции. В расчете номинальная процентная ставка составляет 12%.
Реальная процентная ставка r – это номинальная процентная ставка с учетом инфляции относительно увеличения цен на энергию и возможного относительного увеличения других цен.
Инфляция b определяется как среднее увеличение цен на все потребительские товары в течение года примем инфляцию 9 %.
Реальная процентная ставка с учетом инфляции определяется по формуле:
Используемые данные приведены в таблице 5.4
Таблица 5.4 – Использованные данные
Io инвестиции (тыс. руб.)
cбережения (руб. в год)
Е – цена на электроэнергию
r – реальная процентная
3.1 Находим годовые сбережения по формуле:
B- годовые cбережения руб. в год
база: В = 0 × 12 = 0 руб.
проект: В = 339360 × 12 = 407232 руб.
3.2 Метод чистой существующей стоимости
Чистая существующая стоимость – это сколько получим прибыли по окончании выполненного проекта.
Находим чистую существующую стоимость по формуле
где CRF – коэффициент находим по таблице: значения коэффициента CRF отношение (Тэ; r).
проект CRF = 006722;
проект: NPV = 50997 руб.
3.3 Метод индекса чистой существующей стоимости (NPVQ)
Чистая существующая стоимость – это сколько дохода получим на вложенный рубль.
Находим индекс чистой существующей стоимости по формуле:
проект: NPVQ = = 532 руб.
3.4 Метод срока возврата инвестиций (РВ).
Простой срок окупаемости - это число лет которое необходимо для возмещения стартовых инвестиционных расходов при получении равных годовых сбережений.
В методе не учитывается стоимость годовых сбережений после срока окупаемости. Поэтому крупные сбережения могут не приниматься во внимание и общая прибыльность может быть больше чем показывается за срок окупаемости.
Находим срок возврата инвестиций по формуле:
база: РВ – не имеет смысла рассчитывать.
проект: РВ = = 235 года.
3.5 Метод внутренней нормы рентабельности (IRR);
Метод позволяет выявить как величину так и распределение во времени ожидаемых денежных притоков в каждом периоде реализации проекта. Изменение ожидаемого денежного притока во времени очень важно для принятия инвестиционного решения.
Величина IRR определяется по таблице CRF.
Зная коэффициент CRF и Тэ найдем величину IRR = 25 % при Тэ = 20 лет.
4 Обоснование экономической эффективности нового проекта
На основании экономического расчета можно сделать вывод что проект выгоден как экономически так и технически из-за наименьших издержек в обслуживании:
а) на зарплату издержки снизились в связи с уменьшением численности персонала так как произведено снятие большого количества разъединителейа также установлены новые вакуумные выключатели;
б) прочие расходы также снижены за счет установки нового оборудования;
в) затраты на потери электроэнергии от аварий снизились за счет установки ремонтной перемычки между энергоблоками следовательно уменьшилось фактическое время на аварийные отключения.
Срок окупаемости составил 235 года при среднем сроке окупаемости в энергетике 7 лет. После выполнения проекта получим прибыль 532 рубля на один вложенный рубль. Внутренняя норма окупаемости составит 25 % .
Целью реконструкции было повышение надежности работы оборудования Выгостровской ГЭС. В результате реконструкции произведена замена морально и физически устаревшего оборудования а именно установлена ремонтная перемычка с выключателем который в нормальном режиме работы станции должен быть выключен. Эта перемычка обеспечила работу двух генераторов на один силовой трансформатор. Отпайки на местный район и трансформаторы собственных нужд были выполнены упрощенно с выключателями между главными силовыми трансформаторами и генераторными выключателями.
Изложенные мероприятия повысили надежность главной электрической схемы Выгостровской ГЭС а также позволят осуществлять ремонт любого элемента схемы отдельных аппаратов и оборудования без остановки гидроагрегатов или при их поочередном отключении.
Приложение А. Существующая принципиальная электрическая схема Выгостровской ГЭС
Приложение Б. Проектная принципиальная электрическая схема Выгостровской ГЭС
Приложение В. План расположения оборудования КРУ-10кВ
Приложение Г. Схема расположения оборудования КРУ-10кВ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ
Правила устройства электроустановок. СПб.: ДЕАН 2001. 928 с.;
Рожкова Л.Д. Электрическая часть электрических станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 1987. 642 с.;
Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. М.: Энергоатомиздат 1987. 592 с.;
Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. СПб.: ДЕАН 2001. 208 с.;
Кириев М.И. Монтаж и эксплуатация электрооборудования станций подстанций и линий электропередачи. М.: Высшая школа. 1974. 255 с.
Дорошев К.И. Выключатели и измерительные трансформаторы в КРУ 6-220 кВ. М.: Энергоатомиздат 1990. 148 с.
Смирнов Ю.А. Энергетика и экология. Петрозаводск. 2002. 71 с.
Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию т. 1. М.: Энергоатомиздат 1987. 567 с.;
Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. М.: Энергия 1972. 424 с.;
Большман Я.М. Справочник по проектированию электроснабжения линий электропередачи и сетей. М.: Энергия 1974 г. 696 с.;
Баумштейн И.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. М.: Энергоиздат 1981. 656 с.;
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций ч.2. М.: Энергия 1972. 344 с.
Афонасьев В. В. Трансформаторы тока - Л.: Энергоатомиздат1989 - 416 с.
ГОСТ 7746-01. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
Вавин В. Н. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи - М.: Энергия 1977.
ГОСТ 1983-01. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 12.2.007.0-75. ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

Схема ГЭС-5.dwg

Выгостровская ГЭС Схема электрическая принципиальная существующая
ВГС-850110-64 20 МВт 10
Силовые трансформаторы
ТС-32010 320 кВА 100
ТМ-180010 1800 кВА 106
ТСЗП-63010 ВУЗ 562 кВА 100
МГГ-10 10кВ 2кА Iоткл-29кА
ВМГ-133-II 10кВ 600А Iоткл-20кА
Разъединители трехполюсные
РЛНД-110600 110кВ 600А с двумя заземляющими ножами
РВФ-II-10600 10кВ 600А с одним заземляющим ножом
Перечень оборудования
ВМТ-110-251250-УХЛ1 110кВ 1250А Iоткл-25кА
РЛНД-110600 110кВ 600А с одним заземляющим ножом
РВЗ-10600 10кВ 600А с одним заземляющим ножом
Трансформаторы напряжения
НКФ-110-57 Uном-110кВ
РЛВ-102000 10кВ 2000А с одним заземляющим ножом
ПетрГУ ФТФ гр. 21510

Схема заземляющего устройства.dwg

Схема ГЭС-5-2.dwg

ВГС-850110-64 20 МВт 10
Силовые трансформаторы
ТС-32010 320 кВА 100
ТМ-180010 1800 кВА 106
ТСЗП-63010 ВУЗ 562 кВА 100
Разъединители трехполюсные
РЛНД-110600 110кВ 600А с двумя заземляющими ножами
Заземлитель трехполюсной 10кВ
Перечень оборудования
ВМТ-110-251250-УХЛ1 110кВ 1250А Iоткл-25кА
РЛНД-110600 110кВ 600А с одним заземляющим ножом
Ограничители перенапряжений
Трансформаторы напряжения
НКФ-110-57 Uном-110кВ
Выгостровская ГЭС Схема электрическая принципиальная проектная
ПетрГУ ФТФ гр. 21510

Речь.doc

Уважаемые члены комиссии разрешите представить вашему вниманию дипломную работу «Реконструкция распределительного устройства 10 кВ Выгостровской ГЭС».
Строительство ГЭС существенно повлияло на энергетику России. Главным плюсом гидроэлектростанций является «бесплатное» топливо – падающая вода также малые капитальные вложения и экологическая безопасность в сравнении с атомными электростанциями. Строительство и пуск новых мощностей на ГЭС позволяет значительно снизить расходы на органическое топливо что является одной из основных задач поставленных энергетической программой.
Таким образом в современных условиях энергетика выступает как сложная совокупность больших непрерывно развивающихся производственных систем созданных для получения преобразования распределения и использования энергетических природных ресурсов и других видов энергии в сельском хозяйстве и промышленности.
Выгостровская гидроэлектростанция деривационного типа является предпоследней ступенью каскада Выгских ГЭС. Строительство сооружений 3 класса было начато в 1959 году в 1961 году пущен 1-й агрегат а в 1963 году сооружения были приняты в постоянную эксплуатацию. Каскад Выгских ГЭС включает в себя следующие гидроэлектростанции: Ондская Палакоргская Маткожненская Выгостровская и Беломорская.
На Выгостровской ГЭС установлено два гидрогенератора общей мощностью 40 МВт. От ГЭС с открытого распределительного устройства ОРУ-110 кВ отходит две линии электропередачи. Первая линия Л-105 присоединена к ОРУ-110 кВ Маткожненской ГЭС вторая линия Л-114 питает электрическую подстанцию ПС-12 г. Беломорска.
В состав гидротехнических сооружений ГЭС входят:
- грунтовая плотина;
Общая длина подводящего канала составляет 380 м расчетный расход – 410 м³с ширина по дну – 405 м глубина воды 5 м форма сечения – трапецеидальная. Пропускная способность водосброса равна 1495 м³с.
Основные электроустановки ГЭС:
- два гидрогенератора типа ВГС-850 высота 110 высота обмоток ротора-64 катушки; вертикальный синхронный
- два трехфазных масляных трансформатора (Т-1 и Т-2) типа ТДГ-31500110 мощностью 315 МВА напряжением первичной обмотки 105 кВ вторичной обмотки – 1210 ± 2 · 25%;
- для обеспечения собственных нужд два трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТС-32010 мощностью 320 кВА и напряжением 1004 кВ;
- для питания местного района два трехфазных масляных двухобмоточных трансформатора типа ТМ-180010 мощностью 1800 кВА понижающих напряжение 10 кВ до 63 кВ;
- для питания систем возбуждения генераторов два трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТСЗП-63010 ВУЗ мощностью 562кВА и напряжением 1003 кВ.
- закрытое распределительное устройство КРУ-10 кВ;
- комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-6 кВ.
Назначением Выгостровской ГЭС является производство и распределение электроэнергии на местный район на линии электропередачи 110 кВ.
Темой дипломного проекта является реконструкция закрытого распределительного устройства КРУ-10 кВ. Назначением КРУ- 10 кВ является распределение генераторного напряжения на главные силовые трансформаторы а также питание трансформаторов собственных нужд и местного района.
Основная электрическая схема Выгостровской ГЭС была выполнена по упрощенному варианту: на напряжение 110 кВ была принята объединенная схема «два трансформатора – две линии»; на напряжение 10 кВ – два отдельных блока «генератор-трансформатор» с отпайками на трансформаторы собственных нужд и силовые трансформаторы 106 кВ местного района. В цепях генераторов и в ответвлениях на трансформаторы местного района были установлены выключатели. В процессе эксплуатации станции выявилась низкая надежность данной схемы.
При выводе из работы силового трансформатора блока «генератор-трансформатор» генератор останавливают или оставляют в рабочем режиме лишь для питания трансформатора собственных нужд (ТСН) и трансформатора местного района. Упомянутый недостаток выводит ГЭС из номинального режима работы следовательно потери составляют половину вырабатываемой мощности гидроэлектростанции. При этом полная остановка генератора вдвое снижает водоток каскада соответственно мощность всего каскада Выгских ГЭС также снижается в два раза.
Также было установлено большое количество разъединителей в схеме присоединения трансформаторов местного района и ТСН операции с которыми представляют собой повышенную сложность и опасность.
Учитывая выше указанные недостатки схемы энергоблоков необходимо на генераторном напряжении 10 кВ между блоками «генератор-трансформатор» установить ремонтную перемычку с выключателем который в нормальном режиме работы станции должен быть выключен. Эта перемычка обеспечит работу двух генераторов на один силовой трансформатор. Но при этом будет иметь место ограничение вырабатываемой мощности в соответствии с номинальной мощностью силового трансформатора – максимум 315 МВА.
При выводе одного трансформатора в ремонт допустима работа двух генераторов на один силовой трансформатор. Суммарная мощность двух генераторов составляет 50МВА а одного трансформатора 315МВА но при допустимой перегрузке в 14 раза она составит 441МВА. Исходя из этого расчета трансформатор обеспечит работу станции на 882 % от ее номинальной нагрузки. Поэтому их замена на более мощные трансформаторы не требуется.
Отпайки на местный район и трансформаторы собственных нужд целесообразно выполнить упрощенно с выключателями между главными силовыми трансформаторами и генераторными выключателями.
В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 04023 кВ.
На ГЭС малой и средней мощности нагрузка с.н. невелика поэтому достаточно иметь одну ступень напряжения 04 кВ. В схеме с.н. Выгостровской ГЭС трансформаторы ТСН-1 и ТСН-2 подключены к генераторному напряжению 10 кВ между генераторными выключателями и главными трансформаторами через выключатели установленные в шкафах типа К-104М. Сборные шины собственных нужд 04 кВ секционированы нормально отключенным автоматическим выключателем что позволяет при выводе из работы одного ТСН запитать обе секции от другого ТСН.
Изменено присоединение схемы с.н. к шинам генераторного напряжения и произведена замена разъединителей на два выключателя. Установка выключателей по проекту позволила увеличить надежность схемы и отказаться от разъединителей что в свою очередь упростило действия при оперативных переключениях и повысило их безопасность. А также по существующей схеме между трансформаторами и выключателями типа ВМГ-133-2 местного района для ограничения токов КЗ установлены реакторы типа РБА-10-200-4 потому что ток короткого замыкания превосходит номинальный ток отключения данного выключателя равный 20кА.
Вследствие того что по проекту реконструкции на местный район устанавливаются выключатели типа ВБ-10-315 с номинальным током отключения 315 ставить реакторы нецелесообразно.
Данная схема собственных нужд полностью соответствует техническим требованиям.
Изложенные мероприятия повысят надежность главной электрической схемы Выгостровской ГЭС а также позволят осуществлять ремонт любого элемента схемы отдельных аппаратов и оборудования без остановки гидроагрегатов или при их поочередном отключении.
Обоснование экономической эффективности нового проекта
На основании экономического расчета можно сделать вывод что проект выгоден как экономически так и технически из-за наименьших издержек в обслуживании:
а) на зарплату издержки снизились в связи с уменьшением численности персонала так как произведено снятие большого количества разъединителей а также установлены новые вакуумные выключатели;
б) прочие расходы также снижены за счет установки нового оборудования;
в) затраты на потери электроэнергии от аварий снизились за счет установки ремонтной перемычки между энергоблоками следовательно уменьшилось фактическое время на аварийные отключения.
Срок окупаемости составил 235 года при среднем сроке окупаемости в энергетике 7 лет. После выполнения проекта получим прибыль 532 рубля на один вложенный рубль. Внутренняя норма окупаемости составит 25 % .
Затраты на потери электроэнергии от аварий снизились в 2 раза с 4367 млн. руб до 21176 млн. руб.
Инвестиции в проект составили 9585 млн. руб.
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора или проверки параметров электрооборудования а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.
Рассчитаем токи КЗ закрытого распределительного устройства КРУ-10 кВ. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах. Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рисунке 2.1. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета.
Произведем выбор выключателей используя данные таблицы 1 и расчеты приведенные выше.
Для цепей «генератор-трансформатор» выбираем вакуумный выключатель типа ВБ-10-315 с номинальным током 1600А с выкатными элементами типа К-104М.
На ремонтную перемычку установленную проектом выбираем тот же вакуумный выключатель ВБ-10-315 с номинальным током 1600А с выкатными элементами для шкафа серии К-104М (с разъемными контактами).
Для присоединений трансформаторов местного района и трансформаторов собственных нужд подбираем вакуумный выключатель типа ВБ-10-315 с номинальным током 630А с выкатными элементами типа К-104М.
Все расчетные данные и данные по каталогу сведены в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчетные данные и данные по каталогу
I²ter·tter=315²·3=2977кА²·с
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
- по напряжению установки Uуст ≤
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке S2 ≤ Snom
где Snom – номинальная в выбранном классе точности при этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединенных в Y следует взять суммарную мощность всех трех фаз а для соединенных по схеме открытого - удвоенную мощность одного трансформатора;
S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения (ТН) ВА.
Для выбора трансформатора напряжения необходимо знать его вторичную нагрузку. Подсчет нагрузки трансформатора напряжения приведен в таблице 2.3.
Выбираем трансформатор напряжения НАМИТ-10.
Технические характеристики ТН типа НАМИТ-10:
- напряжение первичной обмотки Unom=10кВ;
- напряжение основной вторичной обмотки Uvt =100В;
- напряжение дополнительной обмотки Udop =100√3В;
- класс точности приборов 05;
- номинальная мощность в классе точности 05 120 ВА.
Таким образом трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 05.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 25 мм² по условию механической прочности.
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
- по току Inorm ≤ Imax ≤ I1nom.
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
- по конструкции и классу точности;
- по электродинамической стойкости iy ≤ ked√2I1nom
Выбираем трансформатор тока типа ТОПОЛ-101У3. Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.5.
По условию прочности для алюминиевых жил сечение не должно быть менее 4 мм² (согласно ПУЭ). Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм² для вторичных цепей ТТ.
Трансформатор тока типа ТОПОЛ-10-У3 предназначенный для питания измерительных приборов устанавливаем на шины генераторного напряжения на ремонтную перемычку а также на соединение обмоток генератора в звезду.
Произведем выбор трансформаторов тока для питания релейных защит.
На шинах присоединений местного района максимальный рабочий ток рассчитанный в п.п.2.5.1а составляет 1456А.
Принимаем трансформатор тока типа ТЛК10-У3
Выбор предохранителей высокого напряжения для защиты трансформаторов напряжения типа НАМИТ-10
Выбор предохранителей производится:
- по напряжению установки Uуст ≤ Uном;
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino ≤ Iотк
где Iотк – предельный ток отключения.
Выбираем предохранитель типа ПКТН-10. Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.8 – Расчетные данные и данные по каталогу
Выбор токоведущих частей
а) Выбор жестких шин
В закрытых распределительных устройствах 6-10кВ ошиновка и сборные выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала что и шины. Соединения шин по длине обычно осуществляется сваркой.
для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашивают при переменном токе фаза А в желтый фаза В – зеленый и фаза С – красный цвет.
Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные но и послеаварийные режимы а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин. Условие выбора Imax ≤ Iдоп где Iдоп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха отличной от принятой в таблице (оном=25С)
В настоящее время в КРУ-10кВ и на генераторном напряжении установлены алюминиевые шины: две полосы 80·10мм допустимый номинальный ток 2410А.
Максимальный ток на шинах блоков «генератор-трансформатор» и ремонтной перемычки составляет 1447А (таблица 2.2). По условию выбора Imax ≤ Iдоп 1447 2265. Условие выполняется следовательно шины по допустимому току подходят.
На ответвлениях к ТСН-1 и ТСН-2 и к трансформаторам местного района целесообразно установить аналогичные шины 2 (80·10)мм². Расчет проверки шин идентичен.
Выбор комплексного токопровода
От вводов главных силовых трансформаторов к шкафам комплектного распределительного устройства принимаем закрытый токопровод с общим для трех фаз круглым кожухом типа ТЗК-10-2000-128У1.
Условия проверки токопровода:
- по электродинамической стойкости iу ≤ iдин.
Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Расчетные данные и данные по каталогу
Токопровод подходит по всем параметрам.
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
- по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном;
- по допустимой нагрузке Fрасч ≤ Fдоп
где Fрасч – сила действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора
Обоснование необходимости отказа от реакторов
Из расчета токов КЗ видно что сверхпереходной ток в точке КЗ К1 по варианту 2 на шинах 10кВ составляет 2166кА ударный ток равен 5206кА. Сверхпереходной ток в точке КЗ К2 со стороны трансформатора местного района составляют 278кА ударный ток равен 668кА.
По существующей схеме между трансформаторами и выключателями типа ВМГ-133-2 местного района для ограничения токов КЗ установлены реакторы типа РБА-10-200-4 потому что ток короткого замыкания превосходит номинальный ток отключения данного выключателя равный 20кА.