• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

ВЭС - 22 МВт. Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей

  • Добавлен: 25.01.2023
  • Размер: 14 MB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

ВЭС - 22 МВт. Расширение электрической части с установкой ветроэнергетических установок 1 МВт. Разработка технических мероприятий по эксплуатации вакуумных выключателей

Состав проекта

icon
icon
icon п.5.7..doc
icon п.3.1..doc
icon п.3.4..doc
icon п. 1.4..doc
icon п.4.2..doc
icon Аннотация.doc
icon п.5.6..doc
icon п.3.2..doc
icon Чертёж.doc
icon Ведомость.doc
icon Тит. лист.doc
icon п. 1.3..doc
icon
icon Лист 71.cdw
icon Лист 8.cdw
icon Лист 2.cdw
icon Лист 1.cdw
icon Лист 5.cdw
icon Лист 3.cdw
icon Лист 61.cdw
icon Лист 62.cdw
icon Лист 72.cdw
icon ГРУ 6 кВ.cdw
icon Лист 4.cdw
icon Задание.doc
icon п.4.1..doc
icon п. 1.9..doc
icon п. 2..doc
icon п.5.5..doc
icon Приложения3.doc
icon Приложения1.doc
icon Список литер.doc
icon п.5.3..doc
icon п. 1.5..doc
icon п. 1.6..doc
icon Литерататура.doc
icon п.5.4..doc
icon Современные вакуумные выключатели и их обслуживание.doc
icon Заключение.doc
icon п.4.3..doc
icon Приложения2.doc
icon п. 1.2..doc
icon п.5.2..doc
icon п. 1.8..rtf
icon Приложения4.doc
icon п.4.6..doc
icon п. 1.7..rtf
icon п. 1.1..doc
icon Содержание.doc
icon п.4.5..doc
icon п.5.1..doc
icon п.4.7..doc
icon п.3.3..doc
icon Введение.doc
icon п.4.4..doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon п.5.7..doc

В п. 4.1 определены капиталовложения для сооружения ВЭС. Капитальные вложения в станцию составили 776325 тыс. рублей. Расчёт затрат производился по основным статьям калькуляции для станции.
В п. 4.2 представлены технико-экономические показатели станции.
В п. 4.3 расчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС которая составила Э=62279140 кВт.ч Определена выработка электроэнергии для каждого времени года: зима - Э=16481322 кВт.ч; весна - Э=18065190 кВт.ч; лето - Э=13123924 кВт.ч и осень - Э=14608726 кВт.ч. Выработка электроэнергии в течение 12 месяцев составила - Э=52937258 кВт.ч. Суточная выработка составила - Э=7460 кВт.ч. Наибольшая выработка электроэнергии приходится на весну и составляет около 29% от общей годовой выработки а наименьшая – летом и составляет 27%.
Также определена выработка электроэнергии по направлениям анализ которой показал максимум выработки электроэнергии приходится на западное и восточное направление а минимум на южное и северное направления. Общая выработка электроэнергии на площадке ВЭС составит:
-на восточное направление - 128 млн. кВт час (2415%);
-на южное направление - 23 млн. кВт час (438%);
-на западное направление - 93 млн. кВт час (1765%);
-на северное направление - 37 млн. кВт час (706%)
Выработка электроэнергии на основе интегральной кривой распределения скорости ветра на высоте 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки “Радуга 1”.
Общая выработка электроэнергии ВЭС и с учетом потерь (15%) составит в год около 52937 тысяч кВт ч. При установленной мощности 22 МВт число часов использования установленной мощности составит около 2406 часов.
Для расчета среднесезонной выработки электроэнергии применялись данные повторяемости скорости ветра как среднеарифметические из среднемесячных значений за многолетний период.
В п. 4.4. расчитаны экономические показатели ВЭС. Приведённые в разделе «Экономические показатели» расчеты свидетельствуют не столько о нерентабельности ВЭС сколько о непригодности действующих методик для оценки эффективности возобновляемых источников энергии. Эти методики базируются на экономически необоснованных ценах на топливо тарифах на электроэнергию директивно установленных сроках окупаемости и никак не учитывают ущерб наносимый альтернативными ТЭС окружающей среде. Впредь до выработки таких методик необходима государственная программа субсидий и льгот для ветроэнергетики. Энергосистемы должны своевременно выступить с соответствующей инициативой иначе убыточность первых ВЭС может затормозить дальнейшее развитие ветроэнергетики.
В результате технико-экономического расчёта выявлено что себестоимость трансформации электроэнергии 1 кВт×ч равна 88 копкВт×ч.
В п. 4.5 описан штат предприятия.
В п. 4.6 определена экономическая эффективность ВЭС.

icon п.3.1..doc

Глава вторая. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
1.Выбор вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ
Современное состояние электрических сетей и подстанций в России требует замены устаревшего морально и физически оборудования. Особое опасение вызывает техническое состояние сетей и трансформаторных подстанций напряжением 6-35 кВ т.к. в них доля оборудования требующего ремонта и замены достигает 60-70 процентов.
Эффективность функционирования электрических сетей и установок в значительной степени определяется надёжностью работы коммутационной аппаратуры в которой основным аппаратом является выключатель. В настоящее время процессы коммутации электрических цепей осуществляются выключателями следующих типов: масляные воздушные элегазовые вакуумные электромагнитные полупроводниковые (тиристорные) которые отличаются друг от друга как конструктивно так и способом гашения дуги.
2.Достоинства и недостатки вакуумных выключателей
К основным достоинствам вакуумных выключателей обеспечивающих им преимущества перед другими типами выключателей на средние напряжения можно отнести следующее.
Автономность работы
Автономность работы определяется отсутствием масляного и компрессорного хозяйств. Вакуумная дугогасительная камера не требует пополнения дугогасящей среды. Приводные устройства вакуумных выключателей могут работать от сети как постоянного так и переменного тока. Все приведенное позволяет в значительной мере снизить расходы на содержание парка вакуумных выключателей по сравнению с традиционными выключателями.
Высокая эксплуатационная надежность
К показателям надежности элементов схем электрических соединений относят: параметр потока отказов время восстановления частоту и длительность ремонтов. При прочих равных условиях то есть если даже принять в расчет что частота отказов и время восстановления после аварии равны для вакуумных и традиционных выключателей то частота и длительность ремонта последних несомненно выше.
Например для маломасляного выключателя ВК-10 масло необходимо заменить после 10 операций отключения тока 20кА. После совершения выключателем 2000 циклов операций включения и отключения необходимо проводить техническое обслуживание привода. После совершения выключателем 3000 циклов операций включения-отключения необходимо проводить капитальный ремонт. А средний ремонт выключателя должен производиться не реже одного раза в 4 года.
Вакуумные выключатели являются практически необслуживаемыми. Осмотр и периодические проверки ВВ рекомендуется проводить один раз в 3-5 лет. Во время этих проверок необходимо провести высоковольтные испытания вакуумной дугогасительной камеры и изоляции выключателя а также проверить переходное сопротивление контактов.
Механический ресурс и быстродействие
Число отключений номинальных токов допускаемое без ревизий и ремонта дугогасительных камер достигает 50 тысяч а номинальных токов отключения (токов короткого замыкания) – от 20 до 200 в зависимости от типа дугогасительной камеры и значения тока. При эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после 1000-2000 отключений номинального тока или 3-12 отключений номинального тока отключения.
Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь тем что ход контактов ВДК составляет от 6 до 10 мм на напряжения 6-10кВ. Для масляных и электромагнитных выключателей на эти же напряжения ход контактов достигает 100-200 мм а следовательно применяется более сложная конструкция привода требующая больших затрат энергии на включение и отключение выключателя что приводит к необходимости постоянного ухода и проверок состояния деталей привода что также повышает эксплуатационные расходы на содержание выключателя.
Высокий коммутационный и механический ресурс позволяют применять ВВ в схемах с частыми коммутациями а малая масса подвижных контактов ВВ обеспечивает высокое быстродействие что позволяет применять ВВ в схемах быстродействующих устройств.
Высокая коммутационная износостойкость
Основным заводским параметром определяющим необходимость вывода выключателя в ремонт как правило является коммутационный ресурс характеризуемый суммарным числом циклов ВО при токах короткого замыкания и при нагрузочных токах которое допускает выключатель без осмотра и ремонта дугогасительных устройств. В практике паспортное значение коммутационного ресурса не остаётся постоянным и с уменьшением значения отключаемого тока допустимое число отключений возрастает. На рисунке 2.1 приведена зависимость коммутационного ресурса от числа отключений: КР = f (N).
Рисунок 2.1 - Зависимость коммутационного ресурса от числа отключений
(1 - масляные выключатели; 2 – воздушные; 3 – вакуумные)
Данная зависимость рассчитана по нормативно-техническим данным для выключателей различного типа с номинальным током отключения Iн.отк.= 315 кА. Зона паспортного коммутационного ресурса лежит ниже кривой 1–2–3. При выработке коммутационного ресурса (зона выше кривой 1–2–3) выключатель следует выводить в ремонт. Для контроля выработанного коммутационного ресурса.
Из приведённых зависимостей видно что коммутационный ресурс при отключении токов меньших Iн.отк. существенно возрастает при этом его значение для масляных выключателей значительно ниже чем для воздушных элегазовых и вакуумных. Такая высокая коммутационная износостойкость позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию вакуумных выключателей а также перерывы в электроснабжении связанные с выполнением регламентных работ. Их обслуживание сводится к периодической смазке механизма привода и проверке износа контактов один раз в 5-10 лет или через 5-10 тысяч отключений. Замена дугогасительной камеры производится через 20-25 лет или после 20-30 тысяч операций.
Безопасность эксплуатации и культура обслуживания
Для вакуумных выключателей характерны малая энергия привода малые динамические нагрузки и отсутствие выброса газов масла.вакуумных выключателей значительно ниже массы выключателей других типов при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы повышает культуру обслуживания и предотвращает загрязнение окружающей среды. Кроме того герметичное исполнение дугогасительной камеры и отсутствие среды поддерживающей горение обеспечивает высокую пожаро- и взрывобезопасность и дает возможность работы в агрессивных средах.
Помимо достоинств вакуумные выключатели имеют недостатки к которым обычно относят:
Генерацию перенапряжений.
Возможность потери вакуума и вызываемые этим последствия.
Необходимость последовательного соединения нескольких дугогасительных камер в выключателях с номинальным напряжением более 35 кВ.
Более высокую стоимость по сравнению с маломасляными выключателями.
Указанные недостатки более подробно рассмотрим в п. 2.2.
1.2. Выбор выключателя Q8
Выбор выключателя производится:
По номинальному напряжению:
по номинальному току:
где Рн G cА = 11 МВт – активная мощность в длительном режиме;
cos н = 085 - коэффициент мощности нагрузки на шинах 6 кВ.
На проектируемой станции выбираем в РУ 6 кВ вакуумные выключатели.
В качестве Q примем вакуумные выключатели типа ВБЭК1–6–201600 УХЛ2 со следующими параметрами:
Uн Q = 6 кВ - номинальное напряжение;
Iн Q = 1600 А - номинальный ток;
Iн о = 20 кА - номинальный ток отключения;
bн% = 40 % - нормированное содержание апериодической составляющей в
Iпс = 20 кА - действующее значение сквозного тока;
Iнв = 20 кА - действующее значениеноминального тока включения;
Iтс = 20 кА - ток термической стойкости;
tтс = 3 c - время термической стойкости;
tвв = 01 c - время включения;
tво = 005 c - время отключения.
Условия эксплуатации
) выключатели изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ категория размещения 2 по ГОСТ 15150-69;
) выключатели предназначены для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м;
) верхнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации плюс 50оС;
) нижнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации минус 45оС;
) относительная влажность воздуха при температуре +25оС 100% с конденсацией влаги;
) атмосферные конденсированные осадки – в условиях выпадения росы.
Требования к надежности
) ресурс по механической стойкости – 25 000 циклов В–tn–О;
) ресурс по коммутационной стойкости при нагрузочных токах –25 000 циклов В–tn–O где tn– произвольная пауза;
) ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе отключения – 50 циклов ВО;
) срок службы выключателей до среднего ремонта не менее 12 лет;
) срок службы до списания – 25 лет.
Гарантиии изготовителя
Гарантийный срок эксплуатации – два года со дня ввода в эксплуатацию.
Структура условного обозначения выключателя
Выключатель ВБЭК1–6–201600 УХЛ2 – условное обозначение вакуумного выключателя стационарного варианта первого вида исполнения на номинальный ток 1600 А номинальный ток отключения 20 кА номинальное напряжение 6 кВ.
Проверка выключателя по режиму КЗ.
При КЗ в точке К2 через Q8 будет протекать максимальный ток КЗ.
Проверка выключателя на отключающую способность.
В качестве расчётного для этой проверки примем ток трёхфазного КЗ т. к. он больше двухфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую Iп t и апериодическую iаt составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя t в цепи Q8:
Согласно таблице 1.6.2:
Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя.
Iн о = 20 кА > Iпt = 12722 кА
т. е. условие проверки по периодической составляющей тока КЗ выполняется;
т. е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверка выключателя на термическую стойкость.
В качестве расчёного для этой проверки принимают трёхфазное КЗ (таблица 1.6.2).
Необходимо проверить выполнение условия Вк доп > Вк расч.
Допустимый тепловой импульс определяемый по параметрам выключателя:
Вк доп = I2 тс × t = 202 × 3 = 1200 кА2 × с.
Расчётный тепловой импульс:
Вк расч = Вк п + Вк а.
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ
Iп откл = 12722 кА;
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ:
- эквивалентная апериодическая составляющая питающих точку КЗ.
т. е. условие проверки по термической стойкости выполнено.
Проверка выключателя на динамическую стойкость.
Расчёт производится при трёхфазном КЗ (таблица 1.6.2).
Iпс = 20 кА > I`` = 12722 кА
т. е. условие проверки выполнено.
Проверка выключателя на включающую способность.
В данном случае расчёт производится по трёхфазному КЗ
т.к. ток при нём больше (табл.1.6.2).
Iнв = 20 кА > I`` = 12722 кА;
iнв = 52 кА > iу = 3332 кА
Параметры выключателя и соответствующие расчётные величины сведём в таблицу 2.1.
Параметры выключателя

icon п.3.4..doc

В п. 2.1 произведён анализ эффективности использования вакуумного выключателя определены его достоинства и недостатки. Выбран выключатель типа ВБЭК1-6 -201600УХЛ2.
В п. 2.2 проанализированы коммутационные перенапряжения и защита от них. Рассмотрено как ведёт себя выключатель при потере вакуума.
Для камер с числом коммутаций близким к коммутационному ресурсу наблюдается значительное увеличение отказов из-за возникновения дефектов в сильфоне. Это связано с усталостными явлениями и необратимыми процессами в материале.
для коммутационных задач в сетях среднего напряжения 6-35 кВ наиболее оптимальным является использование вакуумных выключателей
по уровню надежности коммутационным и механическим ресурсам по уровню затрат на эксплуатацию вакуумные выключатели значительно превосходят как элегазовые выключатели так и выключатели других типов
проблема коммутационных перенапряжений современных вакуумных выключателей является уже достаточно глубоко изученной и решенной
уровень перенапряжений которые могут возникнуть при коммутации вакуумными выключателями серии ВР (даже при отсутствии ОПН) не выше уровня перенапряжений создаваемых маломасляными и масляными выключателями
при отключении нагрузки вакуумными выключателями с ОПН напряжение на нагрузке определяется только типом применяемого ОПН
при коммутации вакуумными выключателями с ОПН высоковольтных электродвигателей коэффициент перенапряжений не превышает 25 что полностью безопасно для их изоляции
только при отключении двигателей и сухих трансформаторов параллельно нагрузке (в шкафу КРУ) необходимо устанавливать ограничители напряжений рекомендуются ОПН типов Polim D производства АВВ или ОПНС-10
В п. 2.3 произведён выбор ограничителей перенапряжения. Выбран ОПН – РС.

icon п. 1.4..doc

1.4.Технические данные ВЭУ “Радуга 1”
Ветроэнергитические установки “Радуга - 1” предназначены:
-для выработки электрической энергии при работе в составе ветроэнергитических станций или самостоятельно на объединенные энергосистемы или отдельные энергоузлы;
- автономной работы на нагрузку или параллельной работы с другими ВЭУ в составе ветроэлектрических станций без связи с энергосистемой.
Ветроэнергитические установки оборудованы системами которые обеспечивают удобную эффективную и безопасную эксплуатацию.
ВЭУ – пропеллерного типа с горизонтальной осью вращения с трёхлопастным ветровым колесом снабжённым полноповоротными лопастями.
Таблица 1.4.1 - Энергитические характеристики
Н а и м е н о в а н и е
Мощность на валу ветроколеса
Рабочий диапазон скорости ветра
Расчётная по мощности скорость ветра
Расчётная буревая скорость ветра
Частота вращения ветроколеса
Расчётная выработка эллектроэнергии за год
В качестве генератора используется асинхронный генератор с питанием ротора от тиристорного преобразователя частоты.
Таблица 1.4.2 - Электротехнические характеристики
Частота напряжения сети
Коэффициент мощности
Таблица 1.4.3 - Геометрические характеристики
Высота до оси вращения ветроколеса
Угол наклона оси вращения
Угол поворота гондолы
Таблица 1.4.4 - Массовые характеристики
Гондола без лопастей
Таблица 1.4.5 - Эксплуатационные характеристики
Срок службы основных узлов
Срок службы между капитальными ремонтами
Гарантийный период эксплуатации
Относительная влажность воздуха
Атмосферное давление
Диапазон температур воздуха
Конструктивное исполнение ВЭУ представлено на рисунке 1.4.1.
Рисунок 1.4.1 - Ветроэнергетическая установка “Радуга - 1”
- ступица ветроколеса;
- блок системы измерения параметров ветра;
- механизм поворота лопастей;
- вал соединительный;
- компенсационно-предохранительная муфта;
- заградитепьные огни;
- изолирующая перегородка;
- жалюзи поступления воздуха в гондолу;
- генератор асинхронизированный;
- крановое устройство;
- блоки системы управления;
- блоки электрооборудования;
- электронагреватель;
- платформа откидная;
- блок системы управления опорно-поворотного устройства;
- кожух и воздуховод отвода воздуха от генератора;
- модули привода опорно - поворотного устройства;
- заправочные трубопроводы и рукава;
- устройство подвески кабеля;
- электрогидравлический стопор;
- пневмогидроаккумуляторы;
- стопор стояночный;
- баллоны аварийного флюгирования лопастей;

icon п.4.2..doc

3.2.Идентификация негативных факторов
В соответствии с технологией производства на станции имеются следующие негативные воздействия:
-акустическое воздействие (шум инфразвук);
-влияние на линии связи (электромагнитное излучение помехи теле- и радиосвязи);
-влияние на флору и фауну;
-наличие высокого напряжения;
-электромагнитные поля большой напряжённости;
-недостаточность естественного освещения помещения ГЩУ.
Основные объекты возможного воздействия ВЭУ:
-здоровье населения близлежащих поселков и персонала ВЭС;

icon Аннотация.doc

В настоящем дипломном проекте освящены вопросы проектирования ветровой станции ВЭС – 22 МВт.
Дипломный проект состоит из четырёх частей охватывающих теоретический материал и расчеты. Объём дипломного проекта – 213 страниц; 50 рисунок; 43 таблицы; 31 источника информации.
В общей части дипломного проекта разработано расширение электрической части ветровой электростанции ВЭС – 22 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания на основании которого произведён выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей.
Расчитана релейная защита силового трансформатора.
В специальной части рассмотрены технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. Произведён выбор вакуумных выключателей и ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ.
В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум инфразвук) влияние на линии связи (электромагнитное излучение помехи теле- и радиосвязи) влияние на флору и фауну наличие высокого напряжения электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда. Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ – 110 кВ. Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.
В главе “Экономика и организация производства” определены капиталовложения для сооружения ВЭС. Представлены технико-экономические показатели станции. Расчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС. Расчитаны экономические показатели ВЭС. Описаны штат предприятия и экономическая эффективность ВЭС.

icon п.5.6..doc

4.6.Экономическая эффективность ВЭС
Экономическая эффективность ВЭС определяется сопротивлением затрат: капиталовложений и ежегодных издержек с доходом от отпуска выработанной энергии.
При выполнении энергоэкономических расчетов методом сравнительной экономической эффективности выясняется что ежегодные издержки ВЭС превышают издержки альтернативной ТЭС а при подсчете рентабельности эти издержки превышают доход исчисляемый по действующим тарифам. Это объясняется высокой стоимостью оборудования и соответственно высокими издержками которые определяются в основном амортизационными отчислениями и приняты в размере 58% от капвложений. При среднегодовой выработке ВЭС 529 млн. кВт ч (с учетом потерь) мощности 22 мВт стоимости строительства ВЭС 6015 млн. руб. показатели ВЭС:
- число часов использования установленной мощности – 2406 ч;
- удельные капвложения – 352875 руб кВт;
- себестоимость электроэнергии – 88 коп кВт.ч;
- годовая экономия условного топлива – 17457 т.
Для обеспечения безубыточной работы ВЭС потребуется дотация порядка 10% себестоимости.
Основное направление повышения рентабельности ВЭС – снижение стоимости оборудования. Резервы по сокращению других затрат на строительство сравнительно невелики.
Необходима разработка методики определения экономической эффективности ВЭС учитывающая экологическую чистоту энергии и возобновляемость энергетического ресурса.

icon п.3.2..doc

2.2. Анализ коммутационных перенапряжений
2.1. Перенапряжения и защита от них
Основными причинами перенапряжений на изоляции отдельного присоединения (и только его а не всей сети) при отключении нагрузки связанными с особенностями дугогасящей среды и конструкцией выключателя являются срез тока и эскалация напряжения. Рассмотрим по порядку данные явления.
При включенном выключателе падение напряжения между его контактами близко к нулю. В сети обычно преобладает индуктивная нагрузка ( 2) и в момент разрыва электрической цепи в межконтактном промежутке под действием напряжения внешней цепи возникает дуга. Выключатель любого типа отключает ток при прохождении его через ноль (со сдвигом по времени в разных фазах) когда подвод энергии к дуге со стороны сети уменьшается. Но в околонулевой области тока возможен быстрый распад канала дуги и принудительный спад тока от некоторого значения (как правило единицы – десятки ампер) до нуля за очень малое время (значительно раньше естественного нуля тока). Это явление называется срезом тока (рисунок 2.2.1). Очевидно что срез тока характерен для выключателей любого применяющегося в настоящее время типа (маломасляных электромагнитных воздушных вакуумных элегазовых).
Причиной среза тока в выключателях с гашением дуги в газовой среде являются интенсивное дутье и развитие высокочастотных колебаний на спадающем участке синусоиды отключаемого тока. Дутье вызывает значительное охлаждение плазмы в дуговом промежутке и быстрое уменьшение ее проводимости. Высокочастотные колебания развивающиеся в контуре: емкость на шинах – нелинейное сопротивление дуги – индуктивность и емкость присоединения налагаются на ток 50 Гц и приводят к тому что суммарный ток в дуговом промежутке переходит через ноль и происходит гашение со срезом.
Рисунок 2.2.1 - Зависимость перенапряжений от величины тока среза
а – при большом токе среза;
б – при малом токе среза.
В вакуумных выключателях как правило поверхность контактов имеет большое число микронеровностей и они прилегают друг к другу не всей плоскостьюа несколькими точками. В первые мгновения расхождения контактов точки соприкосновения электродов сохраняются но при этом площадь контактов стремительно уменьшается. Также стремительно поднимается температура мест соприкосновения причем к моменту отрыва поверхностей друг от друга металл переходит в жидкое состояние и между расходящимися контактами возникают мостики из расплавленного металла. Дальнейшее расхождение контакта сопровождается сжатием сечения мостиков увеличением температуры и давления. Данный этап заканчивается взрывом мостика и переходом к дуговому разряду в парах металла который обычно является неустойчивым особенно при малых токах.
При срезе тока в индуктивности нагрузки «запирается» энергия что следует из закона электромагнитной индукции:
Данная энергия затем освобождается на емкость присоединения и может вызывать перенапряжения. Кратность перенапряжений при этом определяется индуктивностью нагрузки емкостью присоединения (в основном длиной кабельной или воздушной линии) и величиной тока среза. Таким образом можно отметить следующее:
Перенапряжение возникает только при отключении индуктивной нагрузки
Величина перенапряжения прямо пропорциональна величине тока среза - di
Эскалация напряжения
Второй причиной возникновения перенапряжений при отключениях нагрузки является эскалация напряжения. Это явление характерно только для вакуумных выключателей. Однако оно возникает крайне редко только при отключении пускового тока не успевших развернуться или заторможенных электродвигателей (причем из 100 отключений пусковых токов только 5-10 могут сопровождаться эскалацией напряжения).
Как отмечалось ранее в вакуумных выключателях ствол дугового разряда на стартовых этапах имеет очень высокую проводимость которая значительно больше чем проводимость у элегазовых и масляных выключателей что в совокупности с конструктивными решениями контактной системы обеспечивает перенапряжения не превышающие допустимые.
После прохождения тока через ноль дуга гаснет и возникает разность потенциалов на контактах выключателя которая носит название переходного восстанавливающегося напряжения. Если данное напряжение в некоторый момент времени превышает значение электрической прочности промежутка между расходящимися контактами выключателя то происходит повторное зажигание дуги. При этом в кабеле отключаемого присоединения возбуждается волна напряжения перезаряжающая его до потенциала под которым находится секция шин. Амплитуда этой волны определяется разностью между напряжением сети и напряжением на присоединении до повторного зажигания дуги. Приходя к присоединенному объекту волна испытывает отражение близкое по характеру к отражению от холостого конца кабеля что приводит к удвоению ее амплитуды на вводах присоединения.
Частота высокочастотных колебаний вызванных пробегами волн в кабеле после повторного зажигания составляет десятки кГц а отличительной особенностью вакуумного выключателя является его способность к отключению высокочастотного тока этих колебаний каждый раз при переходе его через нулевое значение. После такого отключения возобновляется процесс восстановления напряжения на контактах выключателя но уже при иных начальных условиях. Напряжение на емкости и ток в индуктивности присоединения в момент отключения больше чем при первом отключении и это приводит к тому что максимум в кривой восстанавливающегося напряжения становится больше и возможно новое зажигание дуги. Возникающие многократные пробои приводят к эскалации перенапряжений которые при определенных начальных условиях могут достигать 6-7-кратных.
На рисунок 2.2.2 приведена осциллограмма отключения пускового тока электродвигателя 63 кВ 736 кВт подключенного кабелем сечением 3х95 длиной 70 м вакуумным выключателем с возникновением эскалации напряжения с кратностью 40 о.е. в первой отключаемой фазе выключателя.
Рисунок 2.2.2. Экспериментальная осциллограмма
Оценка перенапряжений и щита от них
Как было сказано выше максимальный уровень перенапряжения зависит от типа коммутационного аппарата индуктивности сети и емкости отключаемого электрооборудования. Его величина как правило оценивается с помощью коэффициента кратности: Кma Uн – номинальное напряжение сети (кВ).
С точки зрения среза тока уменьшение перенапряжений может быть достигнуто конструктивными решениями при изготовлении вакуумных дугогасительных камер. Для этого вместо так называемых "жестких" тугоплавких контактов применяемых в первых вакуумных камерах сначала в странах западной Европы а позднее и во всем мире стали вводить в основной материал контактов легирующие добавки (например хром) и применять для изготовления контактов новые материалы. Изменением материала контактов ток среза удалось уменьшить до 15-3 А.
На рисунке 2.2.3 приведена диаграмма относительных токов среза для выключателей с различными дугогасящими средами.
Рисунок 2.2.3 - Относительные токи среза выключателей различного типа
Как видно из рисунок 2.2.3 вакуумные выключатели с хром-медными контактами имеют наименьший ток среза поэтому большинство производителей вакуумных выключателей используют для изготовления контактов именно хром-медные композиции. Таким образом с точки зрения величины тока среза и создаваемых при этом перенапряжений масляные воздушные и элегазовые выключатели не имеют никаких преимуществ перед вакуумными.
Эскалация напряжения в значительной степени зависит от частоты тока которым сопровождается процесс перехода энергии магнитного поля линии в энергию электрического поля емкости отключаемого электрооборудования. В вакуумных выключателях коммутационный импульс имеет частоту в несколько раз превышающую частоту сети. С ее ростом возрастают крутизна переднего фронта импульса и его амплитуда т.е. увеличивается кратность коммутационных перенапряжений (рисунок 2.2.4).
Рисунок 2.2.4 - Зависимость кратности перенапряжений от частоты
Как показывают исследования наиболее опасным источником коммутационных перенапряжений вследствие эскалации напряжения являются электрические машины. Так для трансформаторов находящихся в эксплуатации до 5 лет допустимый коэффициент кратности составляет 43 а при эксплуатации свыше 5 лет - 28. Для электродвигателей и крупных генераторов допустимый коэффициент кратности равен - 24 если срок эксплуатации не превышает 5 лет и 18 при эксплуатации свыше 5 лет. Учитывая что срок службы указанного оборудования значительно превышает пятилетний то безопасные кратности перенапряжения соответственно будут равны 28 и 18.
Очевидно что частота импульса будет зависеть от присоединенной емкости и с ростом последней будет уменьшаться. Поэтому имеющие значительную емкость кабельные линии имеют свойство снижать частоту коммутационного импульса и как следствие кратность перенапряжения.
Как показывает опыт длина кабельной линии между вакуумным выключателем и трансформатором при которой не требуется защита от коммутационных перенапряжений должна быть более 1000м. Защита электродвигателей от коммутационных перенапряжений не требуется если длина кабельной линии между вакуумным выключателем и двигателем будет 1600м. Однако сама кабельная линия будет подвергаться опасным перенапряжениям кратность которых в зависимости от типа коммутационного аппарата и характера нагрузки будет колебаться от 3 до 6.
Начало кабельной линии которая связана с коммутационным аппаратом будет подвергаться опасным перенапряжения при включении а конец линии который связан с трансформатором или двигателем при отключении. Поэтому защиту кабельной линии от коммутационных перенапряжения необходимо выполнять с обоих концов линии. Принимая во внимание ограничение частоты коммутационного импульса кабельной линией целесообразно использовать для защиты нелинейные ограничители перенапряжения серий ОПН ОПНК ОПНСК ограничивающие перенапряжения до 28-3 за счет среза амплитуды импульса.
При коротком кабеле между выключателем и защищаемым объектом частота коммутационного импульса достаточно велика поэтому в данном случае для ограничения перенапряжения целесообразно применение RC- ограничителей. Это связанно с тем что RC-ограничитель является электрическим фильтром и эффективно поглощает высокочастотные составляющие которые возникают при коммутациях вакуумными выключателями. Кроме того RC-ограничитель за счет своей демпфирующей временной характеристики растягивает передний фронт импульса перенапряжения и делает его более пологим. Что в свою очередь ведет к более медленному нагреву изоляции электрических машин и кабельных линий позволяя избежать ее пробоя. Использование резистора в RC - ограничителе позволяет избежать повторных зажиганий дуги между контактами вакуумного выключателя.
Состояние коммутационных аппаратов во многом определяется герметичностью дугогасительных камер. И хотя потеря вакуума при эксплуатации вакуумных выключателей является гораздо более редким явлением чем разгерметизация выключателей с другой дугогасящей средой она может сопровождаться самыми тяжелыми последствиями. Обследование большого числа вакуумных выключателей находящихся в эксплуатации показало что основными причинами разгерметизации дугогасительных камер являются: возникновение дефектов в сильфоне возникновение микротрещин в местах пайки нарушения в технологии вакуумирования дефекты вносимые при монтаже и наладке.
В таблице 2.2 приведено распределение причин разгерметизации в % от общего числа отказов камер. В числителе указаны цифры для камер не отработавших коммутационный ресурс с запасом до 1000 коммутаций в знаменателе — цифры для камер отработавших ресурс и камер у которых остаточный ресурс составляет менее 1000 коммутаций.
Таблица 2.2 - Причины разгерметизации камер вакуумных выключателей
Причины разгерметизации
Микротрещины в местах пайки
Нарушения в технологии вакуумирования
Дефекты монтажа и наладки
Из таблицы видно что для камер с числом коммутаций близким к ресурсу наблюдается значительное увеличение отказов из-за возникновения дефектов в сильфоне. Это связано с усталостными явлениями и необратимыми процессами в материале.
При полной потере вакуума в ВДК разряд происходит в воздухе при нормальном давлении и высокой скорости нарастания тока. Для такого разряда характерен рост радиуса дугового столба вследствие гидродинамического расширения. Радиус канала расширяется со скоростью порядка 102 - 103 мс и канал играет роль цилиндрического поршня. В этих условиях давление достигает десятков атмосфер а в окружающем канал газе генерируется ударная волна которая может привести к взрыву камеры. Необходимо отметить что возможность взрыва определяется временными характеристиками разряда в воздухе а именно: является ли время формирования разряда более длительным чем период неодновременности коммутации в трехфазном включателе который в свое время зависит от давления в камере.
Таким образом последствия от потери вакуума во многом зависят от не одновременности коммутаций фаз выключателя и при правильной настройке привода выключателя последний может долго находиться в эксплуатации. Однако контактная система подвергается воздействию которое приводит к оплавлению поверхности электродов т.е. износ контактов происходит значительно быстрее.
В выключателях серии ВР применяются самые современные вакуумные камеры производства АВВ Calor Emag и SIEMENS с током среза не более 3А. Электрическая дуга в такой камере гасится практически при естественном переходе тока через нуль. При этом плазма паров металла имеющая высокую проводимость конденсируется на поверхности контактов в течение 2 мс. Этого времени достаточно для восстановления изоляции. Таким образом практически исключается вероятность повторного многократного зажигания дуги.
2.3. Программа испытаний выключателей
В Москве во всероссийском Научно-Исследовательском Центре по испытанию Высоковольтной Аппаратуры (НИЦ ВВА) нами были проведены коммутационные испытания всей серии выключателей ВР (выключателей с номинальными токами отключения 20 кА 315 кА и 40 кА) на соответствие ГОСТ 687 ("Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1 000 В") и получены положительные результаты которые подтверждаются протоколами испытаний и сертификатами соответствия.
Результаты испытаний подтвердили безопасность применения выключателей серии ВР при отключении любых видов нагрузки а так же позволили сделать следующие выводы:
только при отключении двигателей и сухих трансформаторов параллельно нагрузке (в шкафу КРУ) необходимо устанавливать ограничители перенапряжений (ОПН) рекомендуются ОПН типов Polim D производства АВВ или ОПНС-10
во всех остальных случаях - защитные мероприятия не обязательны
Результаты испытаний послужили основой для принятия решения об установлении четырехлетнего гарантийного срока эксплуатации наших выключателей.
Не так давно РАО "ЕЭС России" было принято решение согласно которому НИЦ ВАА который является организацией-экспертом РАО ЕЭС по применению высоковольтного оборудования должен проводить специальные испытания всех типов выключателей на возможность возникновения перенапряжений в наиболее неблагоприятном случае а именно при отключении заторможенного двигателя с пусковым током 100±10 А в момент времени непосредственно предшествующий переходу тока через нуль.
В этом случае напряжение на контактах восстанавливается быстрее чем они расходятся то есть существует вероятность многократных пробоев межконтактного промежутка и как следствие возникновения перенапряжений. По расчетам специалистов ведущих зарубежных фирм теоретическая вероятность возникновения такого режима составляет 01-02%.
Для испытаний в Москве нами была представлены выключатели серии ВР с номинальными токами отключения 20 кА 315 кА и 40 кА а также маломасляный выключатель ВКЭ-М-10-20630 У2.
Программа испытаний предусматривала испытания одной фазы вакуумных выключателей серии ВР при отключении малоиндуктивного тока 100 А при напряжении 10 кВ. Индуктивность нагрузки составляла 190 мГн емкость нагрузки - 01 мкФ а емкость источника - 05 мкФ. Две оставшиеся фазы были замкнуты. Тем самым имитировался режим отключения первой отключающей фазы в трехфазной схеме.
Все испытания были разбиты на три группы:
испытания вакуумных выключателей без ОПН
испытания маломасляного выключателя без ОПН
испытания вакуумных выключателей с ОПН
2.4. Результаты испытаний
Результаты испытаний вакуумных выключателей без ОПН были следующими:
при испытаниях выключателя ВР1-10-20630 У2 без ОПН только в одном из 7 случаев напряжение достигло 619 кВ
при испытаниях выключателя ВР2-10-315630 У2 без ОПН только в одном из 20 случаев напряжение достигло 650 кВ
при испытаниях выключателя ВР3-10-403150 У2 без ОПН только в одном из 8 случаев напряжение достигло 641 кВ
при испытаниях выключателя ВР6К-6-401600 У2 без ОПН только в одном из 7 случаев напряжение достигло 592 кВ
при испытаниях выключателя ВР6В-6-403150 У2 без ОПН только в одном из 9 случаев напряжение достигло 400 кВ
Очень интересными оказались результаты испытаний маломасляных выключателей так маломасляный
выключатель ВКЭ-М-10-20630 У2 без ОПН показал практически ту же вероятность появления и тот же уровень перенапряжений - до 61 кВ.
Результаты испытаний вакуумных выключателей с ОПН показали что напряжение не превышало того которое допускается ограничителем перенапряжений (для ОПН-6 это уровень 16 кВ а для ОПН-10 - соответственно 28 кВ).
Осциллограммы напряжений полученные в процессе испытаний показаны на следующих рисунках:
Рисунок 2.2.4.1 - Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР1-10-20630 У2 с использованием ОПН
Рисунок 2.2.4.2 - Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР3-10-403 150 У2 с использованием ОПН
Рисунок 2.2.4.3 - Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР6К -10-401 600 У2 с использованием ОПН

icon Чертёж.doc

Рис. 2.1. Зависимость коммутационного ресурса от числа отключений
(1 - масляные выключатели; 2 – воздушные; 3 – вакуумные).
Рис.2.2.1. Зависимость перенапряжений от величины тока среза.
а – при большом токе среза;
б – при малом токе среза.
Рис. 2.2.3. Относительные токи среза выключателей различного типа.
Рис. 2.2.2. Экспериментальная осциллограмма.
Рис 2.2.4. Зависимость кратности перенапряжений от частоты.
Рис.2.2.4.1. Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР1-10-20630 У2 с использованием ОПН
Рис.2.2.4.2. Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР3-10-403 150 У2 с использованием ОПН
Рис.2.2.4.3. Осциллограмма напряжений при отключении вакуумного выключателя ВР6К -10-401 600 У2 с использованием ОПН
Рис. 2.3.1. Вольт-амперные характеристики МО и SIC резисторов.
Рис. 2.3.2. Зависимость мощности выделяемой в ОПН Р и отводимой мощности с поверхности Q от температуры.
Р1Р2Р3 – мощности выделяемые в ОПН при напряжении
Q – мощность отводимая от ОПН (u1>u2>u3).
Рис. 2.3.3. Допустимая длительность временного повышения напряжения частоты 50 Гц.
Рис. 2.3.4. Вероятность дуговых перенапряжений.
Рис. 2.3.5. Зависимость дуговых перенапряжений в сети с компенсированной нейтралью от степени расстройства компенсации.
Рис. 2.3.6. Зависимость дуговых перенапряжений от отношения составляющей тока замыкания к ёмкостной.
Рис 1. Изменение коэффициента кратности коммутационных перенапряжений К в зависимости от мощности P типа двигателя и вида коммутационного аппарата.
графики 1 3 - соответствуют синхронным двигателям;
графики 2 4 - соответствуют асинхронным двигателям;
графики 1 2 - соответствуют масляным выключателям;
графики 3 4 - соответствуют вакуумным выключателям;
Рис 2. Изменение коэффициента кратности коммутационных перенапряжений в зависимости от мощности трансформатора и типа коммутационного аппарата: график 1 соответствует масляным выключателям а график 2 - вакуумным выключателям.
Рис 3. Изменение коэффициента кратности коммутационных перенапряжений в зависимости от длины сечения кабельной линии типа коммутационного аппарата.
Графики 123 - соответствуют масляным выключателям;
Графики 456 - соответствуют вакуумным выключателям;
Сечениям кабеля 3 3 52; 41.
Рис 3. Изменение коэффициента кратности коммутационных перенапряжений в зависимости от частоты коммутационного импульса.
Рис.2.4 Типы конструктивных исполнений ВБЭС1–ВБЭС8 ВБЭС21– ВБЭС28.
Рис.2.5 Типы конструктивных исполнений ВБЭС9–ВБЭС12 ВБЭС17– ВБЭС18 ВБЭС29– ВБЭС32 ВБЭС37– ВБЭС38
Рис.2.6 Типы конструктивных исполнений ВБЭК1–ВБЭК8 ВБЭК21– ВБЭК28 (СТ-7).
Рис.2.7 Типы конструктивных исполнений ВБЭК13–ВБЭК18 ВБЭК33– ВБЭК38 (К-104М).
Рис.2.8 Типы конструктивных исполнений ВБЭК9–ВБЭК12 ВБЭК19– ВБЭК20 ВБЭК29– ВБЭК32 ВБЭК39– ВБЭК40 (К-59).

icon Тит. лист.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ_100100 “Электрические Станции”
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
(ф.и.о. полностью подпись)
(должность уч. степеньф.и.о. подпись)
Наименование раздела (вопроса) должность уч. степень ф.и.о.
По общей части Расширение электрической части. __
доцент к.т.н. Тютин Андрей Валерьевич _
По специальной части Технические мероприятия по _
эксплуатации вакуумных выключателей. _
По безопасности жизнедеятельности Разработка вопросов _
НОВОЧЕРКАССК 2003 г.

icon п. 1.3..doc

3.1. Роль ВЭС в энергосистеме
Суммарная установленная мощность ВЭС составляет 22 МВт. ВЭС формируется из ветроустановок мощностью 1000 кВт. Режим работы по наличию ветра. Годовое число использования установленной мощности – 2000-3000.
В видимой перспективе кроме рассматриваемой ВЭС возможно появление и других объектов малой энергетики на базе низкопотенциального тепла термальных вод солнечной энергии и тепловой электростанции с парогазовыми установками порядка 50 МВт.
Учитывая специфику Калмыцкой энергосистемы - малая плотность электрических нагрузок большая протяженность электрических сетей можно предположить что малая энергетика в т.ч. рассматриваемая ВЭС здесь может стать достаточно эффективным и экономичным направленном развития энергосистемы.
В балансе мощности и электроэнергии покрытие нагрузок Калмыцкой энергосистемы предусматривается осуществлять за счет получения мощности по связям с Ростовской Астраханской Ставропольской и Дагестанской энергосистемами.
В приведенном балансе мощности темпы роста электропотребления и максимальной нагрузки энергосистемы приняты на основании проработок выполненных Южным отделением ЭСП при уточнении схемы развития ОЭС Северного Кавказа на период до 1995 года и перспективу до 2005 года. Они значительно ниже темпов роста принятых при разработке “Схемы развития Калмыцкого энергорайона Ростовской энергосистемы до 1995 года” что объясняется в основном снижением перспективных нагрузок орошения в Калмыцкой АССР и исключения нагрузок внешнего электроснабжения канала Волга-Чограй и орошения на его базе.
В электробалансе мощности и электроэнергии выполненном Южным отделением энергосетьпроекта рассматриваемая ВЭС учитывается как источник покрытия мощности и выработки электроэнергии. Однако по мнению Куйбышевгидропроекта ветроэлектростанция не может участвовать в суточном регулировании так как не является гарантированным источником мощности. Электроэнергия вырабатываемая на ВЭС должна приниматься энергосистемой в любое время так как ограничение располагаемой мощности ВЭС приводит к резкому ухудшению ее технико-экономических показателей. При этом ВЭС воспринимается энергосистемой как крупный потребитель с обратным знаком по мощности а случайные колебания по мощности ВЭС компенсируются регуляторами турбин ГЭС и ТЭЦ. Такая система энергетической поддержки позволит энергосистеме работать более эффективно уменьшить расход воды на ГЭС экономить органическое топливо на ТЭЦ и уменьшить потери электроэнергии в сети.
За счет пульсаций ветрового потока а следовательно выходной активной и реактивной мощности ВЭС возможны колебания напряжения на приемных подстанциях в районе расположения ВЭС так как этот район характеризуется относительно слабым развитием электрических сетей что видимо потребует для исправления этого установки на ВЭС специальных устройств компенсации реактивной мощности с автоматическим регулированием уровня напряжения на шинах ВЭС и обеспечения требуемого качества электроэнергии.
При наличии на ВЭС ВЭУ с синхронными генераторами в условиях слабых связей с системой возможно возникновение синхронных качаний в прилегающей сети. Эти качания могут быть отлажены за счет применения на генераторах ВЭУ АРВ сильного действия усиления линий связи с системой или отказа от применения ВЭУ с синхронными генераторами в пользу ВЭУ с генераторами других типов. Однако этот вопрос требует проведения специальных исследований на модели энергосистемы а также в реальных условиях опытной ВЭС.
Применение на ВЭС ВЭУ с преобразователями частоты может неблагоприятно воздействовать на потребителей ближайших подстанций путем искажения синусоидальности кривой напряжения причем гармонический состав и амплитуды высших гармонических составляющих меняются при пульсациях ветра и изменениях режимов работы ВЭС.
Установка на ВЭУ с преобразователями частоты фильтрокомпенсирующих устройств уменьшает коэффициент нелинейных искажений однако для опытных ВЭС все же возможно некоторая несинусоидальность напряжения.
3.2. Компановка электростанции
Площадка расположена на Ергенинской возвышенности в 20 км от Республики Калмыкия – г. Элисты.
Площадка Калмыцкой ВЭС расположена на площади 59 га в 33 км юго-западнее с.Хар-Булук и 17 км к западу от г. Элисты.
Особенности компановки с конфигурацией границ площадки и преобладающим направлением ветров.
В основу компановок положены ветроэнергитические установки “Радуга - 1” мощностью 1000 кВт.
При близком расположении установок возможно их взаимное ветровое затенение с потерей выработкипри больших удалениях ВЭУ друг от друга увеличивается занимаемая площадь станции удлиняются и удорожаются коммуникации. С учётом зарубежных аналогов и рекомендаций МКБ “Радуга” вдоль преобладающего направления ветров (восточное и западное) расстояние между агрегатами приняты равными десяти диаметрам ветроколеса а в перпендикулярном направлении – пяти диаметрам.
Площадка ВЭС расположена вблизи населённых пунктов характеризуется достаточно спокойным рельефом местности и компактным участком.
Выезды на ВЭС осуществляются с автодорог с твёрдым покрытием. Чёткая транспортная схема предусматривает связь каждой ветроустановки с соседней и комплексом управления и обслуживания станции. Все обслуживающие здания и сооружения сблокированы между собой и образуют функциональный и композиционный центр ВЭС.
Объединение всех этих зданий в крупный комплекс управления и обслуживания позволяет сократить протяжённость инженерных сетей и коммуникаций кубатуру зданий площадь наружных стен и остекления а следовательно и теплопотерь.
Раойн размещения находится преимущественно под влиянием юго-западной перифирии антициклона который обуславливает континентальность климата – холодная зима жаркое лето короткие переходные периоды (весна осень) большая амплитуда колебаний температуры воздуха небольшое количество осадков.
Такое расположение антициклона обуславливает большую повторяемость ветров восточного направления иногда сильных со скоростями 15 – 20 мс и более. Обильные осадки бывают редко.
Среднегодовая скорость ветра за период наблюдения с 1965 по 1982 годы составил 61 мс. В годовом ходе максимальные скорости ветра приходятся на холодный период а наименьшие – на летние месяцы.
Преобладающим направлением ветра является восточные (24%) и западные (17%). Повторяемость южного и северного направлений не превышает 6 %.
Наибольшее число дней с сильным ветром более 15 мс приходится на апрель месяц и составляет 88 мс наименьшее – на июль – 37 мс. Число дней со скоростью ветра 5 мс и более составляет около 300 дней в году.
На высоте флюгера (36 м) повторяемость энергитических ветров составляет около 71 % т.е. более 6200 часов.
Максимальные скорости ветра на высоте ветроэнергитических установок повторяемость 1 раз в 50 лет могут достигать до 43 мс а порывы – до 52 мс.
Нормативная глубина сезонного промерзания составляет 08 - 09 м по сейсмическим условиям район относится к 8-ми бальной зоне.

icon Лист 71.cdw

Лист 71.cdw

icon Лист 8.cdw

Лист 8.cdw
К дифференциальной защите
трансформатора и реле тока
К максимальной токовой защите
перегрузки и реле тока
устройства охлаждения
с пуском напряжения и
измерительным прибором
Цепи оперативного постоянного тока
Неисправность трансформатора
Неисправность цепей
От защиты при дуговых
замыканиях в КРУ 6 кВ
Контроль исправности
Повторитель пускового
Максимальная токовая
трансформатора ТД - 25000110.
Схема электрическая принципиальная.
ВМТ-110Б-201250 УХЛ1
К дифференциальной защите трансформатора
Цепи переменного тока
Газовая защита трансформатора
На сигнал "Указатель реле не поднят
Защита от перегрузки
К реле тока устройства охлаждения
От трансформаторов тока
цепи обходного выключателя Q2
через панель перевода

icon Лист 2.cdw

Лист 2.cdw
Схема электрическая принципиальная
главных соединений. 2 секция 6 кВ.
ВМТ-110Б-201250 УХЛ1

icon Лист 1.cdw

Лист 1.cdw
Схема электрическая принципиальная
главных соединений. 1 секция 6 кВ.
ВМТ-110Б-201250 УХЛ1

icon Лист 5.cdw

Лист 5.cdw

icon Лист 3.cdw

Лист 3.cdw

icon Лист 61.cdw

Лист 61.cdw

icon Лист 62.cdw

Лист 62.cdw

icon Лист 72.cdw

Лист 72.cdw

icon ГРУ 6 кВ.cdw

ГРУ 6 кВ.cdw

icon Лист 4.cdw

Лист 4.cdw
ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки
шиносоединительного выключателя Q2

icon Задание.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА Электрические Станции Зав. кафедрой
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ100100
“Электрические Станции”
(фамилия имя отчество полностью)
Тема утверждена приказом по университету № 1854-ЛС от ” 22 ” октября 2003г.
Исходные данные к проекту 2.1. Задание кафедры 2.2. Материалы ВЭС._
3. Методические материалы кафедры 2.4. Технические параметры:
Руст =22 МВт; тип РУ: ОРУ-110 кВ – 2 линии. Мощность трансформаторов 225 МВт._
Энергосистема 1: х1 = 477 Ом х0 = 294 Ом. _ _
Энергосистема 2: х1 = 659 Ом х0 = 5345 Ом. _ _
Энергосистема 3: х1 = 472 Ом х0 = 456 Ом. _ _
Содержание пояснительной записки (перечень вопросов подлежащих разработке): 1.Расширение электрической части ВЭС. 1.1.Характеристика ОАО_
Калмэнерго. 1.2.Мировая энергетика её перспективы. 1.3.Возможность исполь- _
главной схемы электрических соединений и повышающих трансформаторов. 1.6._
Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС. 1.7.Выбор электрических аппа-
ратов. 1.8.Выбор токоведущих частей. 2.Защита силового трансформатора _
Технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. 3.1.Выбор
вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ. 3.2.Анализ коммутационных
перенапряжений. 3.3.Выбор ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ. 4.Разра-_
ботка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности. 4.1. Социальное _
значение вопросов безопасности жизнедеятельности на ВЭС.4.2.Идентификация
негативных факторов. 4.3.Оценка воздействия негативных факторов. 4.4.Техни-_
ческие и организационные меры по снижению негативных факторов. 4.5.Меры по-
жарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при_
жаре. 4.6.Защита населения и территории в черезвычайных ситуациях. 5.Разра-_
ботка вопросов экономики и организации производства. 5.1.Капиталовложения. _
2.Технико-экономические показатели. 5.3.Энергитические показатели. 5.4.Эко- _
номические показатели. 5.5.Организация производства. 5.6.Экономическая эффек-
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):
Главная схема электрических соединений ВЭС. _
План и разрез ОРУ 110 кВ. _
План и схема заполнения ЗРУ 6 кВ. _
Релейная защита силового трансформатора. _
Конструкция выкатного элемента. _
Консультанты по отдельным вопросам проекта:
Наименование раздела (вопроса)должность уч. степень ф.и.о.
По общей части Расширение электрической части. __
доцент к.т.н. Тютин А. В._ _
По специальной части Технические мероприятия по эксплуатации вакуумных_
По безопасности жизнедеятельности Разработка вопросов обеспечения _
ст. препод. Казьмина Г. В. _
По экономике и организации производства Разработка вопросов экономики и организации производства _
проффесор д.т.н. Коваленко А.В. _
Срок сдачи студентом законченного проекта 26 ноября 2003 года _
выдачи задания 19 сентября 2003 года _
Руководитель Тютин А. В. доцент к.т.н.
(фамилия инициалы должность и ученая степень)
Задание принял к исполнению 19 сентября 2003 года _

icon п.4.1..doc

Глава третья. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1.Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности на ВЭС
В настоящем разделе в соответствии с заданием на проектирование представлен комплекс инженерных проектных решений имеющих целью создания на проектируемой станции наиболее безопасных условий труда снижения уровня воздействия вредных и опасных производственных факторов защиту окружающей среды. В связи с научно-техническим прогрессом проблема взаимодействия человека и современной техники стала весьма актуальной.
В нашей стране ветроэнергетика получила признание сравнительно недавно поэтому каких либо экспериментальных данных по экологическому состоянию прилегающих районов к объектам ВЭУ по-видимому нет. Следовательно предварительные соображения о воздействии первоочередных ВЭС на окружающую среду в первую очередь опираются на исследования зарубежных специалистов.

icon п. 1.9..doc

В п. 1.2 описана мировая ветроэнергетика с перспективами её развития.
Из п. 1.3 видно что на территории Республики Калмыкия возможна установка ветроэлектростанции учитывая её ветровой потенциал.
В п. 1.4 даны основные технические характеристики ветроэнергитической установки “Радуга - 1”.
В п. 1.5 приведена структурная схема ВЭС-22 МВт. Расчёт перетоков показал что станция во всех режимах не только питает нагрузку местного промышленного района но и выдаёт мощность в систему. Выбраны силовые трансформаторы которые при аварийном режиме будут работать с допустимым перегрузом. В качестве схемы коммутации для РУ 110 кВ принята схема с двумя рабочими и обходной системами шина для РУ 6 кВ принята схема с секционированной системой шин.
В п. 1.6 произведен ручной расчет и расчёт токов КЗ на ЭВМ в схеме ВЭС. Расхождение расчётов составило 1 % что связано неточностью ручного расчёта.
В п. 1.7 произведены выбор и проверка электрических аппаратов. Проверка показала что выбраные аппараты могут быть установлены.
В п. 1.8 произведены выбор и проверка токоведущих частей. Проверка показала что выбраные токоведущие части могут быть установлены. На секциях 6 кВ на каждое присоединение принят силовой кабель типа ААШв - 6 - 185.
В п. 1.9 описаны защиты трансформатора и произведён расчёт защит установленых на силовом трансформаторе.

icon п. 2..doc

2. Защита силового трансформатора
Основные защиты обеспечивают первоочередное отключение при повреждении на защищаемой части объекта или при режимах которые могут привести к разрушению оборудования. Основные защиты действуют как правило без выдержки времени.
Резервные защиты действуют при отказе основных защит и реагируют на внешние КЗ и действуют с выдержкой времени определяемой условиями избирательности. Резервные защиты действуют при отказах выключателей или защит смежных участков (дальнее резервирование). Кроме того на электрических станций и крупных подстанциях обязательно применение УРОВ осуществляющих ближнее резервирование отказов выключателей.
Защиты действующие на сигнал информируют оперативный персонал об отклонениях в режимах работы оборудования от нормальных режимов.
1. Защиты трансформаторов
Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды повреждений трансформатора или автотрансформатора и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени. К основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной нейтралью;
б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта сопровождающихся выделением газа а также при резком понижении уровня масла;
в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор синхронный компенсатор участки ошиновки).
Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты и реагируют на внешние КЗ действуя на отключение с двумя выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из сторон низшего напряжения (обычно той где установлена защита) со второй – все выключатели объекта. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
а) МТЗ без пуска по напряжению:
б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ ;
г) дистанционные защиты автотрансформаторов.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ нулевой последовательности.
Защиты действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне низшего напряжения (НН) работающей в режиме с изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии синхронного компенсатора или когда возможна работа с отключенным выключателем на стороне низшего напряжения;
б) МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если одна из обмоток имеет мощность 60% то защита от перегруза устанавливается и на этой стороне) для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой стороне объекта а для автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой выдержкой времени действующей на сигнал. Уставки выбираются также как и для генератора при симметричном перегрузе;
в) газовая защита действующая на сигнал при медленном выделении газа.
2. Исходные данные к расчету защит
Требуется рассчитать защиту двухобмоточного трансформатора
ТД-25000110 (115 ± 25%63 кВ) YD Uк ВН = 105%.
Сопротивление трансформатора:
Токи КЗ на шинах нисшего напряжения трансформатора берутся из п. 1.6 (точка К1 рисунок2.1):
- для трёхфазного КЗ из п. 1.6.2.2 таблица 1.6.2:
- для двухфазного КЗ из п. 1.6.4 таблица 1.6.4:
Рисунок 2.1 - Поясняющая схема (а) и схема замещения (б) расчета защиты повышающего трансформатора
3. Продольная дифференциальная токовая защита с реле
3.1. Основные условия выбора типа защит
Эти условия определяют расчетные режимы и требования предъявляемые к защите в зависимости от параметров трансформатора или автотрансформатора.
Продольная дифференциальная защита применяется для трансформаторов мощностью 63 МВА и выше а также для всех автотрансформаторов (при мощности трансформатора менее 63 МВА применяется токовая отсечка в сочетании с МТЗ). Для двухобмоточных трансформаторов используется двухрелейная схема защиты для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов - трехрелейная схема (на стороне низшего напряжения для повышения чувствительности ТТ соединяются в полную звезду). Защита выполняется с использованием дифференциальных реле типа РНТ ДЗТ. Реле типа РНТ-560 обеспечивают повышенную отстройку от переходных режимов с апериодической составляющей реле типа ДЗТ-11 обеспечивают повышенную отстройку от периодических токов небаланса. Реле типа ДЗТ-20 обеспечивают отстройку от апериодических и периодических токов небаланса.
Выбор типа реле определяется расчетом с учетом следующих условий. Реле типа РНТ-560 имеют повышенную отстройку от токов небаланса с апериодической составляющей в том числе и при однополярных бросках тока намагничивания трансформатора или автотрансформатора. Такие реле широко эксплуатируются но на вновь проектируемых подстанциях не рекомендуются к установке за исключением двухобмоточных трансформаторов мощностью менее 25 МВА. Реле типа ДЗТ-11 имеют магнитное торможение что обеспечивает отстройку от периодических токов небаланса в том числе на трансформаторах с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН).
Для выбора тока срабатывания защиты по условиям отстройки от тока небаланса рассматриваются такие режимы при которых ток небаланса будет наибольшим. Выбор расчетных условий определяется параметрами системы. Для трансформаторов с односторонним питанием расчетными являются трехфазные КЗ на шинах низшего (НН) напряжений (точки К1 рисунок 2.2). При двухстороннем питании расчетным может быть и КЗ на шинах высшего (ВН) напряжения (точка К2).
Для проверки чувствительности рассматриваются такие режимы при которых чувствительность будет минимальной. При одностороннем питании коэффициент чувствительности проверяется при внутреннем двухфазном КЗ на стороне НН в минимальном режиме работы системы (точки К3 рисунок 2.2). При двухстороннем питании расчетной по чувствительности может оказаться и однофазное или двухфазное КЗ на стороне ВН (точка К4 рисунок 2.2). Заметим что при нескольких трансформаторах на подстанции расчетным является режим раздельной работы. Это справедливо как для проверки чувствительности так и для выбора тока срабатывания.
Рисунок 2.2 - Поясняющая схема к расчету дифференциальной токовой защиты трансформатора
3.2. Предварительный расчет защиты
Первоначально определяется ток срабатывания защиты по большему из двух условий.
Отстройка от броска тока намагничивания возникающего при включении трансформатора и автотрансформатора на холостой ход или при восстановлении напряжения после отключения КЗ а также от переходных токов небаланса при внешних КЗ:
Iсз = к0× Iном = 15× 803 = 104 А
где к0 = 15 – коэффициент отстройки для реле типа ДЗТ;
– номинальный ток стороны трансформатора напряжение которой принято в качестве расчетной.
Отстройка от максимального периодического тока небаланса возникающего при внешних КЗ:
где коэффициент запаса по избирательности;
Iнб.расч - максимальный расчетный ток небаланса определяемый как сумма трех составляющих пропорциональных периодической слагающей тока КЗ
Составляющая обусловлена погрешностью трансформаторов тока:
где – максимальный ток внешнего КЗ приведенный к расчетной ступени напряжения.
Составляющая обусловлена регулировкой коэффициента трансформации силового трансформатора после того как защита была сбалансирована на средних отпайках. Эта составляющая определяется как сумма токов небаланса на сторонах где имеется регулирование:
где DUn – относительная погрешность регулировки напряжения принимается равной половине диапазона регулирования стороны n трансформатора (если регулирование 10% то Un=01); – максимальный периодический ток протекающий по стороне n трансформатора (рисунок 2.2).
Составляющая обусловлена неточностью установки на реле расчетных чисел витков:
где – погрешность выравнивания для стороны n трансформатора. При предварительном расчете эта составляющая не учитывается.
Выбор типа реле производится на основе оценки чувствительности защиты которая определяется приближенно полагая что весь ток повреждения (приведенный ко вторичной стороне) попадает в реле:
Дифференциальная защита с реле РНТ обеспечивает необходимую чувствительность а расчетной является отстройка от тока небаланса.
К установке применяется реле типа ДЗТ-11 имеющие магнитное торможение от сквозного тока КЗ. При выборе тока срабатывания защиты с реле ДЗТ-11 принимается Причем в качестве расчетного рассматривается внешне КЗ при котором торможение отсутствует.
Необходимо отметить что расчетные коэффициенты для отстройки от броска намагничивающего тока после уточнений рекомендованных в [14] могут быть снижены для реле ДЗТ-11 до к0 = 10 (08) при вторичном номинальном токе 5 (1) А.
При недостаточной чувствительности защиты с реле ДЗТ-11 применяют реле ДЗТ-20.
3.3. Расчет уставок реле ДЗТ
Определяются первичные номинальные токи для всех n сторон защищаемого оборудования
где Sном – номинальная мощность трансформатора или проходная мощность автотрансформатора;
Uном.n – номинальное напряжение стороны n защищаемого оборудования.
Определяются вторичные номинальные токи плеч защиты:
где ксх.n – коэффициент схемы соединения вторичных обмоток ТТ на стороне n объекта (при соединении обмоток в звезду ксх = 10; при соединении обмоток в треугольник ксх = );
КIn – коэффициент трансформации ТТ принятый стороны n объекта (при выборе коэффициента ТТ надо учитывать чтобы вторичные номинальные токи существенно не превышали паспортные значения токов 5 А или 1 А). Сторона с наибольшим вторичным током принимается в качестве основной что обеспечивает наименьшую погрешность выравнивания для реле ДЗТ-11.
Расчет первичного и вторичного токов сторон трансформатора приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора
Из таблицы 2.1 следует что в качестве основной следует взять сторону НН (63 кВ) имеющей больший вторичный номинальный ток.
Определяется ток срабатывания реле для основной стороны трансформатора:
где номинальное напряжение стороны соответствующей расчетной ступени напряжения.
Находится расчетное число витков для основной стороны:
wосн.расч = FсрIср.осн = 1004717 = 212 витков.
Принимается wраб.осн = 2 витка что соответствует фактическому току срабатывания реле Iср.осн = 1002 = 50 А.
Если расчетное число витков оказывается дробным то принимается ближайшее меньшее целое значение wосн что обеспечивает запас избирательности.
Рисунок 2.3 - Упрощенные схемы токораспределения дифференциальных защит с реле ДЗТ-11
Расчетные числа витков для других сторон защиты выбираются по условиям баланса на реле МДС защиты при внешнем КЗ или нормальном режиме (рисунок 2.3) т.е. устанавливаются на рабочих обмотках разных сторон для обеспечения баланса МДС на реле:
Для неосновных сторон к установке на реле принимается ближайшее целое значение wn что обеспечивает наименьшую погрешность выравнивания.
Для стороны 110 кВ wрасч.I = 2(183174) = 21. Принимается wI = 2;
Находится ток срабатывания защиты с учетом составляющей при КЗ на той стороне где ток небаланса наибольший и уточняется ток срабатывания реле.
где DwI = (wI расч – wI)wI расч = (21 – 2)21 = 0048.
Уточненный расчетный ток срабатывания реле:
Поскольку уточненный расчетный ток срабатывания реле (653 А) больше фактического (50 А) то выбор рабочих витков не закончен. Расчет повторяется.
Расчетное число витков для основной стороны. Принимаем на единицу меньше wраб.осн = 1 виток что соответствует фактическому току срабатывания реле Iср.осн = 1001 = 100 А.
Расчетные числа витков для других сторон
Для стороны 110 кВ wрасч.I = 1(183174) = 105. Принимается wI = 1;
Находится ток срабатывания защиты.
где DwI = (wI расч – wI)wI расч = (105 – 1) 105 = 0049.
Поскольку уточненный расчетный ток срабатывания реле (6566 А) меньше фактического (100 А) то выбор рабочих витков закончен.
Число витков тормозной обмотки обеспечивающее надежную отстройку реле от тока небаланса при данном виде КЗ определяется как
где кз = 15 – коэффициент запаса;
Iторм.n – первичный тормозной ток стороны n трансформатора
на которой включена тормозная обмотка;
tg=075 - тангенс угла наклона касательной проведенной из начала координат к нижней расчетной по избирательности тормозной характеристике (рисунок 2.4).
В реле ДЗТ-11 тормозную обмотку включают обычно на той стороне КЗ на которой дает наибольший ток небаланса (точка К1 рисунок 2.1). При этом указанный ток небаланса при выборе тока срабатывания не учитывается.
Таким образом в установке на реле принимаются следующие витки:
w1 = 1 wII = 1 и wторм = 1.
Рисунок 2.4 - Определение чувствительности дифференциальной защиты с реле типа ДЗТ-11 при наличии торможения
Проверка чувствительности защиты при внутренних повреждениях без торможения (например точка К3 рисунок 2.1):
где МДС срабатывания реле ДЗТ при отсутствии торможения;
где IВn – вторичный ток плеча защиты при КЗ в расчетной точке;
wраб.n – число рабочих витков реле на стороне n трансформатора.
Чувствительность при внутреннем КЗ с торможением (точка К3 при наличии питания со стороны n = I) производится следующим образом. Первоначально определяется рабочая и тормозная МДС подводимые к реле
В дальнейшем на чертеже тормозной характеристики откладывают точку соответствующую внутреннему КЗ с торможением. Точку А соединяют с началом координат прямой линией. Пересечение этой линии с верхней расчетной по чувствительности тормозной характеристикой дает точку Б (рисунок 2.4). Проекция точки Б на ось ординат дает МДС срабатывания (Fср) реле при наличии торможения для данного расчетного режима.
Чувствительность защиты определяется приближенно по первичным токам при расчетном КЗ на стороне НН для случаев минимального и нормального регулирования трансформатора
кч = 1101843826 = 25 икч = 1272243826 = 29
где Iс.з = 43826 А – фактический ток срабатывания защиты по Iс.р = 100 А.
Поскольку коэффициент чувствительности защиты практически соответствует нормируемому то защита с реле ДЗТ-11 применяется к установке. Заметим что включение тормозной обмотки на сумму вторичных токов стороны НН позволяет выбрать ток срабатывания по условию п.1 а и обеспечить кч ³ 2 во всех режимах.
4. Максимальная токовая защита
4.1. Особенности выполнения защиты
Выбор схем выполнения защиты [13] производится в зависимости от типа защищаемого оборудования (трансформатор) числа обмоток и схемы питания (одностороннее).
Для двухобмоточных трансформаторов защита устанавливается на стороне питания (ВН) и выполняется в двухрелейном исполнении с соединением ТТ в треугольник для повышения чувствительности. Первоначально рассчитывается МТЗ без пуска по напряжению а если чувствительность недостаточна то применяют пуск по назначению с помощью двух блокирующих реле напряжения включенных соответственно на междуфазное напряжение и напряжение обратной последовательности. Если на стороне низшего напряжения (НН) имеется сдвоенный реактор или обмотка НН расщеплена (и имеет токоограничивающие реакторы) то в цепи каждого ответвления устанавливается отдельная МТЗ как правило с пуском по напряжению. Защита действует с двумя выдержками времени. С первой выдержкой отключается выключатель ответвления НН со второй все выключатели объекта.
МТЗ с комбинированным пуском по напряжению дополнительно устанавливается на стороне НН автотрансформатора так как МТЗ обратной последовательности имеет недостаточную чувствительность к КЗ на стороне НН. Для увеличения зоны действия защиты токовые реле подключают к встроенным ТТ на стороне НН автотрансформатора блокировка по напряжению осуществляется со стороны НН. При наличии на стороне НН регулировочных устройств и сдвоенного реактора на каждом ответвлении реактора к секциям НН дополнительно устанавливается отдельная МТЗ с комбинированным пуском по напряжению выполняемые также как и для стороны НН трансформаторов.
4.2. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты
Для двухобмоточных трансформаторов с односторонним питанием в качестве резервной защиты рекомендуется установка на стороне питания МТЗ с пуском или без пуска по напряжению.
Ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки:
Iс.з = (кзкв)×кс×Iнагр.макс = (1209)×25× 1255 = 4183 А;
где кз = 12 – коэффициент запаса по избирательности;
кв = 08 – коэффициент возврата реле РТ-40;
кс – коэффициент самозапуска учитывающий увеличение тока заторможенной двигательной нагрузки реле восстановления напряжения (определяется расчетом). Принят кс = (1525)
Iнагр.макс – максимальный ток нагрузки обычно принимается равным номинальному току трансформатора.
Коэффициент чувствительности защиты определяется при двухфазном металлическом КЗ в минимальном режиме на шинах НН:
При выполнении МТЗ функции основной защиты шин – кч ³ 15; при выполнении защиты функции резервирования смежных элементов – кч = 12 – при КЗ в конце зоны резервирования.
Выдержка времени защиты выбирается по условиям согласования с временем действия tс.з.см чувствительных защит резервируемых элементов
tс.з = tс.з.см + Dt.
Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от номинального тока трансформатора или автотрансформатора Iном на стороне где установлена защита
Значения коэффициентов кз и кв такие же как и в п.1.
Напряжение срабатывания пускового органа минимального напряжения выполненный в виде реле включенного на междуфазное напряжение определяет по условиям возврата реле после отключения внешнего КЗ
а также отстройки от токов самозапуска двигательной нагрузки при восстановлении напряжения
где кв = 12 – коэффициент возврата для реле минимального напряжения;
Uмин – минимальное междуфазное напряжение после отключения внешнего КЗ;
Uс.мин – минимальное междуфазное напряжение в условиях самозапуска при восстановлении напряжения (приняты Uмин = 09×Uном Uс.мин = 07×Uном).
Напряжение срабатывания пускового органа по обратной последовательности комбинированного пуска по напряжению принимается равным минимальной уставке фильтр-реле
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце зоны резервирования (на шинах НН объекта) т.е. при КЗ на приемной стороне трансформатора куда и подключены блокирующие реле т.е. а
для минимального реле напряжения
для фильтр-реле напряжения обратной последовательности
где Uз.макс и U2 з.мин – расчетные значения напряжения в месте установки защиты при КЗ в конце зоны резервирования (Uз.макс и U2 з.мин определяются на шинах в месте установки защиты).
Значения нормируемых коэффициентов чувствительности такие же как и для токового органа (см.п.2).
Поскольку при КЗ на приемной стороне трансформатора кч >15 то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не устанавливать.
Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза действующей на сигнал определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне где установлена защита по выражению:
Выдержки времени МТЗ согласуются с выдержками времени защит на стороне НН.

icon п.5.5..doc

4.5.Организация производства
Ветроэлектростанция относящаяся к объектам малой энергетики является первым генерирующим источником в Калмыцкой энергосистеме. Она должна находиться в административно-хозяйственном подчинении ПО Калмэнерго и в оперативном управлении ЦЭС ПЭО Калмэнерго.
Техническое обслуживание плановые капитальные и текущие ремонты основного оборудования целесообразно выполнять с помощью заводов изготовителей – сервисным методом. Функции планирования нормирования снабжения оплаты труда бухгалтерского учета и отчетности должны выполняться централизованно.
В составе ВЭС входят следующие подразделения:
-управление – 5 человек;
-группа оперативного персонала – 7 человек;
-ремонтная группа – 6 человек;
-группа административно-хозяйственного обслуживания – 10 человек;
-среднегодовая численность привлекаемого для выполнения ремонтных работ персонала – 5 человек.
Предусматриваются следующие виды технического обслуживания и ремонта ВЭУ:
-регламентированное техническое обслуживание ТО-1 и ТО-2;
-капитальный ремонт.
Реальные трудоемкости их выполнения и межремонтные сроки
определяются на основании опытной эксплуатации ветроустановок.
Персонал состоящий в штате ВЭС а так же привлекаемый для выполнения сервисного обслуживания размещается в административном корпусе на РЭБ-Н Калмэнерго откуда выезжает на ВЭС для выполнения необходимых работ.

icon Приложения3.doc

ОРУ-110 кВ. Разрез и план
ячейки шиносоединительного
ВМТ - 110Б - 251250 У1
ячейки шиносоединительного выключателя Q2.
Ведомость спецификации.

icon Приложения1.doc

01.Д03.233.01.02..Э3
ВЭС - 22 МВт. Схема электрическая принципиальная
Трансформатор напряжения
Плавкий предохранитель
Заградитель высокочастотный
Линия электропередач
ВЭС - 22 МВт. Схема электрическая принципиальная главных соединений.
Перечень элементов.

icon Список литер.doc

Внутренние перенапряжения и работа загрязнённой изоляции.
Международная конференция по большим электрическим системам (СИГРЭ-72).
М.: "Энергия" 1975. - 224 с.
И.Ф.Половой Ю.А.Михайлов и др.
Внутренние перенапряжения на электрооборудовании высокого и сверхвысокого напряжения. - Л:"Энергоатомиздат" ленинградское отделение 1990. - 150 с.
Физика отключения тока короткого замыкания в вакуумных коммутационных аппаратах. - Журнал "Обзор АВВ" 1993г. №5 стр.3-10.

icon п.5.3..doc

4.3.Энергетические показатели
3.1. Методика расчета
Возможная выработка электроэнергии определена на основе интегральной кривой распределения скорости ветра пересчитанной на высоту 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки ”Радуга 1” (рисунок 4.3.1).
Рисунок 4.3.1 - Мощностная характеристика ВЭУ
По кривой распределения скорости ветра построены кривые распределения мощности (суточные сезонные годовые) для каждого значения скорости ветра по характеристикам (рисунок 4.3.2 рисунок 4.3.3 рисунок 4.3.4 рисунок 4.3.5 рисунок 4.3.6 рисунок 4.3.7). Выработка может быть определена по формуле:
где N(V) – мощность ВЭУ в функции скорости ветра;
t(V) – повторяемость скорости ветра в часах за сутки (месяц сезон год).
Практически это сводится к определению площади фигуры (рисунки 4.3.2 - 4.3.7) ограниченной кривой распределения мощности и осями ординат (площадь АВСД).
3.2. Годовая выработка электроэнергии
Количество часов (Т ч) энергетического ветра соответствующей мощности и годовая выработка электроэнергии (Э кВт.ч.) приводится в таблице 4.3.2.
Таблица 4.3.2 - Расчет выработки электроэнергии по кривой распределения мощности
Общая выработка ВЭС состоящая из 22-х агрегатов мощностью 1000 кВт каждый составит:
Приведенное значение выработки должно быть снижено с учетом следующих факторов (потери в %):
-потери из-за неполного использования розы ветров (5%);
-потребление на собственные нужды (5%);
-потери из-за технических простоев (5%).
С учетом этих потерь реальная выработка ВЭС составит:
ЭВЭС=62279140 – 9341871 = 52937269 кВт.ч.
При установленной мощности 22000 кВт число часов использования установленной мощности составит:
Рисунок 4.3.2 - Кривая распределения мощности (годовая выработка)
3.3. Сезонная выработка электроэнергии
Количество часов (Т ч) энергетического ветра соответствующей мощности и по сезонам выработка электроэнергии (Э кВт.ч.) приводится в таблице 4.3.3.
Таблица 4.3.3 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по сезонам
Э на 1 агрегат кВт.ч.
Э с учетом потерь кВт.ч.
Сезоны года взяты следующим образом:
-зима – декабрь-февраль;
-лето – июнь-август;
-осень – сентябрь-ноябрь.
Из таблицы 4.3.3 видно что наибольшая выработка электроэнергии приходится на весну и составляет 29% от общей годовой выработки а наименьшая – летом составляет 21%.
Рисунок 4.3.3 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка зима)
Рисунок 4.3.4 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка весна)
Рисунок 4.3.5 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка лето)
Рисунок 4.3.6 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка осень)
3.4. Месячная выработка электроэнергии
Количество часов (Т ч) энергетического ветра и выработка электроэнергии (Э кВт.ч.) по месяцам приводятся в таблице 4.3.4.
Анализ данных таблиц 4.3.3 и 4.3.4 показывает что выработка электроэнергии не зависит от количества часов энергетического ветра а зависит от повторяемости более высоких скоростей ветра в долях от времени периода (сутки месяц сезон год).
Таблица 4.3.4 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по месяцам
3.5. Суточная выработка электроэнергии
Изменение скорости ветра в течение суток представляет значительный интерес с точки зрения использования ветра в энергетике.
Судя по среднемесячной и годовой скорости ветра в различные часы суток в суточном разрезе характерно увеличение выработки электроэнергии в дневное время и превышает ночное – в 14 раза. Суточные колебания выработки электроэнергии более резко выражены в теплый период и меньше в зимний.
На рисунке 4.3.7 показан график распределения мощности (суточная выработка). Количество часов энергетического ветра составляет 168 часов а число часов использования установленной мощности – 75 часов.
Рисунок 4.3.7 - Кривая распределения мощности (суточная выработка)
3.6. Выработка электроэнергии по направлениям
Количество часов (Т ч) энергетического ветра соответствующей мощности и по сезонам выработка электроэнергии (Э кВт.ч.) представлены в таблице 4.3.6.
Таблица 4.3.6 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по направлениям
Сравнительный анализ таблицы 4.3.6 показывает что максимум выработки электроэнергии приходится на восточное и западное направления а минимум на южное направление ветра.
На рисунке 4.3.8 показана энергетическая роза где хорошо виден вклад ветров по направлениям: восточного (241%) западного (176%) северо-восточного (155%) в годовое количество выработки электроэнергии.
Рисунок 4.3.8 - Годовая энергетическая роза ветров

icon п. 1.5..doc

1.5.Выбор главной схемы электрических соединений ВЭС – 22МВт и повышающих трансформаторов
5.1. Выбор генераторов распределение их по напряжениям.
Принимаем к установке 22 генератора типа АГВ 500 S6 У3.
Их основные характеристики [12 с.106]:
Uн G = 63 кВ – напряжение генератора;
Pн G = 1 МВт – активная мощность генератора;
Iн G = 83 А – ток статора генератора;
Iнf G = 453 А – ток ротора генератора;
х1 G = 547 Ом – индуктивное сопротивление статора генератора;
х2 G = 565 Ом – индуктивное сопротивление ротора генератора;
хad G = 13605 Ом – сопротивление рассеяния генератора;
r1 G = 0597 Ом – активное сопротивление статора генератора;
r2 G = 066 Ом – активное сопротивление ротора генератора.
Целесообразным вариантом структурной схемы ВЭС является схема представленная на рисунке 1.5.1.
Рисунок 1.5.1. - Структурная схема ВЭС
5.2. Расчёт перетоков мощности
Полная мощность генератора МВА:
Расход мощности на собственные нужды МВА
Генерируемая мощность на шинах РУ ВН МВА:
Максимальная мощность потребителей на высшем напряжении МВА:
Переток мощности в нормально-максимальном режиме в систему МВА:
Минимальная мощность потребителей на высшем напряжении МВА:
Переток мощности в нормально-минимальном режиме в систему МВА:
Генерируемая мощность на шинах РУ-ВН при аварийном отключении трансформатора Т2 МВА:
Переток мощности в аварийно-минимальном режиме в систему МВА:
Результаты расчётов приведены в таблице 1.5.1.
Таблица 1.5.1 - Сводная таблица
Нормально-максимальный
Нормально-минимальный
Аварийно-максимальный
Аварийно- минимальный
Вывод: на основании данных таблицы 1.5.2 видно что станция во всех режимах не только питает нагрузку местного промышленного района но и выдаёт мощность в систему. При аварийном отключении трансформатора Т2 переток мощности через Т1 составляет 2556 МВА.
5.3. Выбор силовых трансформаторов.
Выбор двухобмоточных трансформаторов работающих на шинах генераторного напряжения.
SнGcА = 11× SнG = 11×1176 = 1294 МВА;
Принимаем к установке трансформаторы типа ТД-25000110. Их основные характеристики [1 с.146]:
Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд:
Sсн ВЭС = 22 × Sсн G = 22 × 0015 = 033 МВА;
Принимаем к установке трансформаторы типа ТСЗ-4006. Их основные характеристики [1 с.120]:
В качестве резервного питания устанавливаем дизельные генераторы мощность выбирается исходя из суммарной мощности генераторов секции А.
5.4. Выбор схем коммутации РУ.
Согласно учебникам [2 с.415-420; 3 с.365-377] для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими (А1 А2) и обходной (А0) системами шин (рис. 1.5.4).
Согласно учебникам [2 с.402-411] для РУ 6 кВ принимаем схему с одной секционированной системой шин.
Схема коммутации представлена на рисунке 1.5.4.
Рисунок 1.5.4 - Схема коммутации

icon п. 1.6..doc

1.6.Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС
Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью на основе схемы (рисунок 1.5.4) и исходной схемы участка сети (рисунок 1.6.1) составим схему замещения прямой последовательности (СЗПП) рисунок 1.6.2.
Рисунок 1.6.1 - Исходная схема участка сети
На рисунке 1.6.2 у каждого элемента в виде дроби приведены:
- в числителе значение индуктивного сопротивления СЗПП;
- в знаменателе значение активного сопротивления СЗПП;
Расчёт ТКЗ производится в относительных единицах с приближённым приведением [8].
Задаёмся следующими параметрами:
Рисунок 1.6.2 - Схема замещения прямой последовательности
6.1. Расчёт параметров элементов схемы замещения
Схема замещения включает следующие элементы:
где nGсА = 11 – количество генераторов секции А;
где nGсБ = 11 – количество генераторов секции Б;
- повышающие трансформаторы:
- линии связи с системой;
Согласно [I. c. 432-433] для линий 110 кВ:
- системы [(xr =30) - прил. 1-6 с. 51-53]:
где хнС1 = 477 Ом – сопротивление системы С1;
где хнС2 = 659 Ом – сопротивление системы С2;
где хнС3 = 472 Ом – сопротивление системы С3;
6.2. Расчёт трёхфазного КЗ
Приведём схему на рисунке 1.6.2 к схеме на рисунке 1.6.3 для которой определим значения сопротивлений:
Рисунок 1.6.3 - Схема замещения
Преобразовав звезду (рисунок 1.6.3) в треугольник получим схему представленную на рисунке 1.6.4.
Рисунок 1.6.4 - Схема замещения
Преобразовав треугольник (рисунок 1.6.4) в звезду получим схему представленную на рисунке 1.6.5.
Рисунок 1.6.5 - Схема замещения
Рисунок 1.6.6 - Схема замещения
Рисунок 1.6.7 - Схема замещения
6.2.1. Расчёт при КЗ в точке К1
Преобразовав схему на рисунке 1.6.7 к точке КЗ получим радиальную схему представленную на рисунке 1.6.8.
Рисунок 1.6.8 - Радиальная схема
Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.8):
Заполнение таблицы 1.6.1 производится по формулам:
- сверхпереходный ток КЗ ветви кА:
- расчётное сопротивление ветви:
- постоянная времени ветви с:
- ударный коэффициент:
- ударный ток КЗ ветви кА:
- момент времени расхождения контактов выключателя:
t = tРЗ min + tсв = 001 + 0035 = 0045 с
tсв = 0035 с - собственное время отключения выключателя;
- максимальное время существования КЗ:
t = tРЗ mах + tов = 01 + 006 = 016 с
tов = 006 с - полное время отключения выключателя;
- коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ:
- апериодическая составляющая тока КЗ в момент t кА:
- периодическая составляющая тока КЗ кА:
где gt - коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ.
Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.1.
Таблица 1.6.1 - Сводная таблица
Точка К1 трёхфазное КЗ Uб = 115 кВ Iб = 502 кА
Продолжение таблицы 1.6.1
t = 0045 с tоткл = 016 с
6.2.2. Расчёт при КЗ в точке К2
Преобразовав схему на рисунке 1.6.7 к точке КЗ получим радиальную схему представленную на рисунке 1.6.9.
Рисунок 1.6.9 - Радиальная схема
Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.9):
Заполнение таблицы 1.6.2 производится по формулам:
t = tРЗ mах + tов = 01 + 005 = 015 с
tов = 005 с - полное время отключения выключателя;
Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.2.
Таблица 1.6.2 - Сводная таблица
Точка К2 трёхфазное КЗ Uб = 63 кВ Iб = 91643 кА
Продолжение таблицы 1.6.2
t = 0045 с tоткл = 015 с
6.3. Расчёт однофазного КЗ в точке К1
Расчёт выполняется при условии х0 х1 так как ток однофазного КЗ больше трёхфазного и является расчётным при проверке выключателей на коммутационную способность.
По рисунку 1.5.4 и рисунку 1.6.1 с учётом возможных путей циркуляции токов нулевой последовательности составим схему замещения нулевой последовательности (СЗНП) рисунок 1.6.9.
Расчёт параметров СЗНП:
Сопротивления такие же как и на рисунке 1.6.1.
- сопротивления линий
rпог = 012 Омкм определено по xr =3
- сопротивления систем:
где х0С1 = 294 Ом – сопротивление нулевой последовательности С1;
где х0С2 = 5345 Ом – сопротивление нулевой последовательности С2;
где х0С3 = 456 Ом – сопротивление нулевой последовательности С3
Рисунок 1.6.10 - Схема замещения нулевой последовательности
Определение эквивалентных сопротивлений СЗНП (рисунок 1.6.10):
Рисунок 1.6.11 - Схема замещения
Преобразовав звезду (рисунок 1.6.10) в треугольник получим схему представленную на рисунок 1.6.11.
Рисунок 1.6.12 - Схема замещения
Преобразовав треугольник (рисунок 1.6.12) в звезду получим схему представленную на рисунке 1.6.13.
Рисунок 1.6.13 - Схема замещения
Рисунок 1.6.14 - Схема замещения
Эквивалентное сопротивление прямой последовательности:
Эквивалентное сопротивление нулевой последовательности:
Эквивалентное сопротивление обратной последовательности:
Добавочное сопротивление при однофазном КЗ:
Составляем комплексную схему замещения (рисунок 1.6.15)
Рисунок 1.6.15 - Комплексная схема замещения
Сворачивая схему представленную на рисунке 1.6.15 к точке К1 получим радиальную схему рисунке 1.6.16.
Рисунок 1.6.16 - Радиальная схема
Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рисунок 1.6.16):
Заполнение таблицы 1.6.3 по формулам:
Результаты расчётов приведены в таблице 1.6.3.
Таблица 1.6.3 - Сводная таблица
Точка К2 однофазное КЗ Uб = 115 кВ Iб = 502 кА
Продолжение таблицы 1.6.3
6.4. Расчёт двухфазного КЗ в точке К2.
Цель расчёта (согласно правил [5]) определение теплового импульса Вк при двухфазном КЗ так как он может оказаться большим чем при трёхфазном КЗ.
Исходной для расчёта является таблица 1.6.2.
Порядок заполнения таблицы 1.6.4 следующий:
В столбцах Sн и Та записывают соответствующие значения Sнi и Таi (значения Sн и Та для каждой ветви) взятые из таблицы 1.6.2 в этой точке
- сверхпереходные токи ПП по ветвям I1i"(2) (I1i"(2) = IбXб )
- токи ПП по ветвям в соответствующие моменты времени Iпti
(Iпti = gti × I1t"(2) )
- суммарные значения токов заполнив строку I1
- периодические составляющие тока 2х ф КЗ в разные моменты времени
В столбцах r*б ку iу It iat проставляют прочерки.
В соответствии с изложенным заполняют таблицу 1.6.4.
Таблица 1.6.4 - Сводная таблица
Точка К2 двухфазное КЗ Uб = 63 кВ Iб = 91643 кА
Продолжение таблицы 1.6.4
t = 0045 с tmin = 04 с tоткл = 4 с
6.5. Расчёт ТКЗ на ЭВМ.
Рисунок 1.6.17 - Схема замещения прямой последовательности
Рисунок 1.6.18 - Схема замещения нулевой последовательности
Согласно схемы замещения прямой последовательности (рисунок 1.6.17) заполняется таблица 1.6.5.
Таблица 1.6.5 - Сводная таблица прямой последовательности
Согласно схемы замещения нулевой последовательности (рисунок 1.6.18) заполняется таблица 1.6.6.
Таблица 1.6.6 - Сводная таблица нулевой последовательности
6.5.1. Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А :
Число дополнительных ветвей: 0
МЕСТО КЗ 1 Uпа 8.70 0
суммарные величины в месте несимметрии
6.5.2. Расчёт трёхфазного КЗ в точке К2
МЕСТО КЗ 8 Uпа 158.70 0
6.5.3. Расчёт однофазного КЗ в точке К1
Z1 (0.03 0.70) Z2 (0.03 0.70) Z0 (0.12 1.85)
I1 1612 -87 I2 1612 -87 3I0 4837 -87
-0 I1 0 0 3I0 1354 92
-2 I1 993 93 3I0 1459 94
-3 I1 475 92 3I0 669 94
6.5.4. Расчёт двухфазного КЗ в точке К2
Z1 (0.33 4.61) Z2 (0.33 4.61)
I1 9910 -86 I2 9910 94
-0 I1 3636 96 I2 3636 -84
-1 I1 6279 93 I2 6279 -87

icon Литерататура.doc

Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат 1989.- 608 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учеб. М.: Энергоатомиздат 1987. 648 с.
Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М. : Энергоиздат 1982. 400 с.
Васильев А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1990. 576 с.
Усов А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. М.: Энергия 1980. 608 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций : Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1986. 640 с.
Смирнов А. Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика М.:
Энергоатомиздат 1987. 568с.
Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учеб. М.: Энергия 1970. 520 с.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР.-Энергоатомиздат 1986.-648 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии.- М.: Энергоатомиздат 1988.-880 с.
Асинхронизированный синхронный генератор типа АГВ-500-S6-У3. Техническое описание и нструкция по эксплуатации ЖБИК 528631.013 ТО. 1991г.
Ветроэлектростанции. Ветроэнергетическое оборудование. 1780-Т1. Куйбышевгидропроект. 1990г.
Руководящие указания по релейной защите. Вып.13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы.-М.: Энергоатомиздат 1985.- 112с.
Руководящие указания по релейной защите. Вып.13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты.-М.: Энергоатомиздат 1985.- 96с.
Внутренние перенапряжения и работа загрязнённой изоляции.
Международная конференция по большим электрическим системам (СИГРЭ-72). М.: "Энергия" 1975. - 224 с.
И.Ф.Половой Ю.А.Михайлов и др.
Внутренние перенапряжения на электрооборудовании высокого и сверхвысокого напряжения. - Л:"Энергоатомиздат" ленинградское отделение 1990. - 150 с.
Физика отключения тока короткого замыкания в вакуумных коммутационных аппаратах. - Журнал "Обзор АВВ" 1993г. №5 стр.3-10.
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановокУпр. по технике безопасности и пром. санитарии Минэнерго СССР. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 144 с. ил.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Издательство НЦ ЭНАС 2001. – 192 с.
Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузовПод ред. Б. А. Князевского. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1983. – 336 с. ил.
Правила устройства электроустановокМинэнерго СССР. – 7-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 2000. – 648 с.: ил.
Охрана труда в энергетике: Учебник для техникумовЛ. Г. Борисов Б. А. Князевский С. М. Кучерук и др.; под ред. Б. А. Князевского. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 376 с. ил.
Гражданская оборона. Учебник для вузовВ. Г. Атаманюк Н. И. Ширшев Н. И. Акимов. Под ред. Д. И. Михайлика. – М.: Высш. шк. 1986. – 207 с.: ил.
Гигиенические нормы инфразвука на рабочих местах.
Е. И. Теняков. Общие требования и правила оформления текстовых документов в учебном процессе. Юж.-Рос. гос. техн. ун-т Новочеркасск: ЮРГТУ 1999. – 29 с.
Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. –2-е изд. - М.: Энергоатомиздат 1984.- 448 с. ил.
Физические величины: Справочник А.П. Бабичев Н.А. Бабушкина А.М. Братковский и др.; Энергоатомиздат 1991.-1232 с.
СниП 23-05-95. Естественное и искуственное освещение. М: Минстрой России 1996 – 30 с.
Природоохранные нормы и правила хозяйственной деятельности.
ГОСТ 12.1.003 – 91. Шум. Общие требования безопастности.
Санитарные нормы допустимых уровней инфразвука и низкочастотного шума на территории жилой застройки №4949-89.

icon п.5.4..doc

4.4.Экономические показатели
В энергетике принято вести расчеты экономической эффективности двумя методами.
Основной метод – сравнение рассматриваемой электростанции с альтернативной тепловой имеющей ту же энергоотдачу. Если капиталовложения рассматриваемой электростанции больше чем альтернативной а ежегодные издержки меньше то можно определить срок окупаемости дополнительных капвложений в рассматриваемую станцию. Если этот срок окупаемости меньше нормативного – 125 лет то станция признается эффективной.
Метод абсолютной экономической эффективности заключается в определении отношения ежегодной прибыли к капиталовложениям т.е. к определению коэффициента рентабельности. Прибыль определяется как разность дохода исчисленного по тарифам и ежегодных издержек.
Если полученный коэффициент выше нормативного 012 или хотя бы выше установившегося в системе – рассматриваемая станция признается экономически эффективной.
Ввиду высокой стоимости оборудования показатели ВЭС таковы что ежегодные издержки больше издержек альтернативной ТЭС доход меньше ежегодных издержек. Поэтому расчеты изложенными методами заведомо показывают нерентабельность ВЭС. Это относится не только к Калмыцкой ВЭС но и к любым другим станциям работающих в крупных энергосистемах.
Для объективной оценки экономики ВЭС целесообразно определить себестоимость вырабатываемой ВЭС энергии. Она определяется:
Ежегодные издержки ИВЭС складываются из двух величин
где ИаВЭС – амортизационные отчисления на реновацию и капремонты
ИэВЭС – эксплуатационные расходы (зарплата текущий ремонт материалы).
В предварительных расчетах ежегодные издержки принимают обычно определенным процентом от капвложений.
Стоимость оборудования ВЭС составляет около 65% капвложений поэтому определяющей составляющей издержек будут амортизационные отчисления. Принимая отчисления на ВЭУ в размере 5% и по аналогии с другими ВЭС для ВЭС в целом можно принять ИВЭС в размере 6% от капвложений КВЭС. Такой процент рекомендуется также отделом экономики и перспективы энергетики объединения “Гидропроект”.
Важным показателем используемым для сравнения различных станций является удельная стоимость установленного киловатта.
Энергетическую эффективность удобно оценивать числом часов использования установленной мощности:
где Р – процент определяющий издержки
Подсчет себестоимости электроэнергии ВЭС представлен в таблице 4.4 из которой видно что ее значение составляет в среднем 14666 копкВт.ч.
Таблица 4.4 - Расчет экономических показателей ВЭС
установленная мощность
число часов использования
удельные капиталовложения
себестоимость электроэнергии
Для Калмэнерго вводится двухставочный тариф: 60 руб. за 1 кВт нагрузки и 30 коп. за 1 кВт.ч энергии.
Оценивая мощностной эффект ВЭС необходимо считаться с тем что мощность эта всецело зависит от ветрового режима и в отдельные отрезки времени может вообще отсутствовать. Поэтому мощность эту нельзя рассматривать как вытесняющую. Однако при незначительной доли ВЭС в энергосистеме ее мощность не обязательно следует дублировать другими генерирующими мощностями так как при простоях ВЭС ее мощность можно скомпенсировать частью резерва энергосистемы.
Доля мощности ВЭС которую можно считать вытесняющей должна определяться расчетами по реальным графикам нагрузи. С учетом рекомендаций Гидропроекта в первом приближении ее можно принять равной половине мощности ВЭС. С учетом этого можно вычислить приведенный к киловатт-часу тариф:
где ТN – тариф по мощности рубкВт;
ТЭ – тариф по выработке копкВт.ч
Результат подсчета означает что разность между себестоимостью и тарифом: 88 – 425 = 455 копкВт.ч и составляет 51%. Эта доля себестоимости должна быть покрыта либо за счет государственной дотации (что практикуется во всех западных странах развивающих ветроэнергетику) либо за счет увеличения тарифа в энергосистеме.
На рисунке 4.4 представлена номограмма по которой определяется себестоимость энергии ВЭС в зависимости от принятого для исчисления издержек процента и отношения kВЭС Тисп. Более подробный анализ составляющих элементов издержек которые может выполнить энергосистема позволит уточнить с помощью номограммы значение себестоимости.
Приведенные расчеты не являются основой для выводов по нецелесообразности ВЭС. Во-первых при организации серийного производства ВЭУ общая стоимость ВЭС снизится (но не более чем вдвое). Во-вторых существующие методики базируются на недостаточно научно-обоснованных значениях таких величин как стоимость топлива тарифной электроэнергии нормативный срок окупаемости и коэффициент эффективности процент амортизационных отчислений – эти значения даются директивно.
И наконец – полностью отсутствует методика которая позволила бы оценить принципиальную разницу между сжиганием органического топлива с отсутствующим загрязнением окружающей среды и использованием возобновляемого экологически чистого источника энергии.
Введение оплаты за вредные выбросы ТЭС чрезвычайно малы и их учет мало влияет на экономику. Такое положение тормозит развитие не только ветроэнергетики но и других возобновляемых источников энергии.
Рисунок 4.4 - Номограмма для определения себестоимости энергии ВЭС

icon Современные вакуумные выключатели и их обслуживание.doc

«Современные вакуумные выключатели и их обслуживание»
«Энергетик» 2002 №11
АПОЛЬЦЕВ Ю.А. ВОРОБЬЕВ М.Н. инженеры Москва
В настоящее время на класс напряжения 6 - 10 кВ выпускаются в основном вакуумные выключатели (ВВ) широкое применение которых вызвано их умеренной стоимостью и высокими эксплуатационными качествами прежде всего - большой коммутационной и механической износостойкостью высокой надежностью и низкими эксплуатационными затратами.
Сейчас к вакуумным выключателям массового применения предъявляется требование возможности работы без ремонта в течение всего срока службы (25 лет). Цель статьи - ознакомить читателей с вопросами создания и обслуживания таких выключателей.
Конструкции современных ВВ должны исключать необходимость проведения внеочередных текущих и средних ремонтов и большинства периодических плановых проверок состояния ВВ характерных для других типов выключателей. Для этих целей больше всего подходят конструкции с электромагнитными приводами. Применение пружинных приводов менее целесообразно из-за сложности их конструкции и меньшей надежности в работе что подтверждается многолетним опытом их эксплуатации. Они требуют также более квалифицированного и частого обслуживания.
Достоинством пружинных приводов является небольшое потребление тока и способность совершать оперативное включение при ручном взведении пружин которое может быть использовано для включения вводного выключателя на обесточенной подстанции. Однако конструкции электромагнитных приводов имеющих возможность работать также от низковольтных (12 - 24 В) источников питания лишают пружинные приводы этого преимущества.
При создании ВВ нового поколения вопросы их ремонтопригодности отступают на второй план в тех случаях когда их реализация снижает другие более важные качества выключателей. Так например открытая установка вакуумных дугогасительных камер (ВДК) применяемая рядом фирм удобна для их замены в эксплуатации однако она не защищает ВДК от механических ударов и воздействия дуги тока КЗ которые могут привести к их повреждению.
С целью удобства обслуживания приводов на которые ранее приходился основной объем ремонтных и профилактических работ они устанавливались на некотором расстоянии от высоковольтных полюсов в сторону зоны обслуживания. При этом разработчики были вынуждены использовать для их соединения не самые простые кинематические схемы что снижало надежность выключателей.
Непосредственное соединение силового элемента привода с подвижными контактами ВДК через тяговый изолятор снижает ремонтопригодность ВВ но существенно увеличивает надежность работы. Поэтому при разработке ВВ на первый план выступает вопрос обеспечения их долговременной надежной работы за счет применения простой конструкции привода с эффективной кинематической схемой.
Однако как бы ни была надежна конструкция ВВ необходимо считаться с возможными случаями отказа их в работе и повреждениями узлов и деталей в том числе ВДК.
При существующей форме обслуживания оборудования потребители не могут безоговорочно согласиться с недостаточной ремонтопригодностью ВВ. Этого можно достигнуть организацией новой формы обслуживания при которой производитель в течение длительного гарантийного срока восстанавливает работоспособность ВВ отказавшего в работе по его вине а при его истечении выполняет сервисные работы по договоренности с потребителем.
Новая форма обслуживания значительно снижает эксплуатационные затраты исключает необходимость приобретения запасных частей специального инструмента и приспособлений а также подготовки потребителем квалифицированного ремонтного персонала. Выгода производителя заключается в повышении конкурентоспособности своей продукции что имеет существенное значение в новых экономических условиях.
При всей привлекательности этой формы обслуживания она оправдана только при условии высокой надежности работы ВВ отсутствия необходимости проведения внеочередных и плановых ремонтов большого гарантийного срока эксплуатации и своевременного выполнения производителем своих гарантийных обязательств.
Надежность работы сроки внеочередных и плановых ремонтов определяются конструкцией ВВ качеством их изготовления коммутационной и механической износостойкостью.
Коммутационная износостойкость современных ВДК составляет 20 - 50 тыс. циклов "ВО" номинального тока и 50 -150 циклов "ВО" номинального тока отключения. При таких значениях износостойкости ВДК и соответствующей механической износостойкости ВВ очевидно что их ресурс не может быть исчерпан в течение 25 лет. Следовательно в течение этого срока отпадает необходимость во внеочередных ремонтах ВВ установленных на присоединениях с нормальным числом коммутаций. В цепях с частыми коммутациями должны применяться ВВ специального исполнения коммутационная износостойкость которых по ГОСТ 18397 должна составлять не менее 120 тыс. циклов "ВО" номинального тока.
Необходимость в периодических плановых ремонтах имеет место у выключателей технические характеристики которых могут изменяться с течением времени например из-за высыхания смазки загрязнения изоляции коррозии и износа деталей разрегулировки узлов и других подобных причин. Для них вопрос ремонтопригодности остается актуальным. Однако конструкции современных ВВ позволяют эксплуатировать их без проведения таких ремонтов. Примером этому является конструкция выключателя BBTEL-10-201000 У2 (патент РФ № 202063) производства предприятия "Таврида Электрик" разрез полюса которого представлен на рисунке.
Разрез полюса выключателя
В состав полюса входят: ВДК 2 с неподвижным 1 и подвижным 3 контактами и сильфоном 4 гибкий токосъем 5 тяговый изолятор 6 и электромагнитный привод. Он состоит из электромагнита 9 крышки 7 якоря 13 катушки 12 пружин отключения 11 и поджатия 10 тяги 8 устройства ручного отключения и межполюсного вала 14. Корпуса полюсов изготовлены из прозрачного механически прочного и дугостойкого полимерного материала.
Отличительной особенностью выключателя BBTEL является пофазный электромагнитный привод с магнитной защелкой для удержания ВВ во включенном положении после прерывания тока в катушке электромагнита. Для включения и отключения ВВ используется одна и та же катушка 12 создающая при включении магнитный поток под действием которого якорь движется вверх до упора и остается во включенном положении за счет остаточной индукции электромагнита. Вместе с якорем 13 вдоль одной оси движутся пружина поджатия 10 тяговый изолятор 6 и подвижный контакт 3 После замыкания контактов пружина сжимается на 2 мм создавая необходимое контактное нажатие.
Отключение происходит путем подачи на катушку 12 напряжения противоположной полярности которое размагничивает магнитную систему после чего якорь под действием пружин отключения и поджатия перемещается вниз. Подвижные части ВВ удерживаются в отключенном положении усилием отключающей пружины.
Исключительно простая кинематическая схема небольшое число деталей незначительное трение движущихся частей способных работать без смазки и замена механической защелки на магнитную обеспечивают ВВ большую механическую стойкость и надежность в течение всего срока службы без проведения ремонтных работ.
Фактический механический ресурс выключателя BBTEL определяется ресурсом сильфона 4 который составляет не менее 100 тыс. операций "ВО". Ресурс по коммутационной стойкости BBTEL составляет 50 тыс. операций "ВО" тока 1000 А 100 операций "ВО" или 150 операций "О" тока 20 кА.
Выключателям BBTEL не требуется проводить в эксплуатации проверки и регулировки характерные для других типов выключателей. К ним относятся: проверки скоростных характеристик разновременности замыкания и размыкания контактов хода контактов состояния изоляции работоспособности при нижнем и верхнем пределе напряжения питания регулировка момента срабатывания вспомогательных блок-контактов проверка и подтяжка резьбовых соединений проверка и регулировка буферного устройства различных зазоров расстояний и положений защелок обеспечивающих работоспособность выключателей и др.
Основанием для отказа от выполнения этих работ служит следующее.
При небольшом трении и ходе контактов (6 мм) их скорость определяется только параметрами катушки электромагнита и пружин отключения и поджатия которые стабильны в течение всего срока службы. Учитывая также большое быстродействие выключателя BBTEL (собственные времена включения и отключения не более 50 и 10 мс соответственно) создающего большой запас между фактическими и предельными значениями скоростей включения и отключения а также разновременности замыкания и размыкания контактов контролировать эти характеристики не требуется.
Ход и величина поджатия контактов устанавливаются на заводе так что в эксплуатации они могут изменяться только за счет износа контактов который после совершения 50 тыс. операций отключения номинального тока не превышает 1 мм что соответствует норме.
Момент срабатывания блок-контакта в цепи управления включением имеет большое значение для работы большинства выключателей. Так при преждевременном его размыкании выключатель может не включиться а при установке позднего момента размыкания может произойти отказ в его срабатывании с повреждением катушки электромагнита и контактов реле вторичных цепей. В выключателях BBTEL этот блок-контакт участвует в управлении только в первый момент (необходимо его замкнутое состояние) так как дальнейший процесс происходит под действием блока управления (БУ) который формирует управляющий импульс длительностью 60 - 80 мс при времени включения не более 50 мс. Это позволяет в заводских условиях устанавливать момент размыкания блок-контакта оптимальным для надежного срабатывания которое не требуется контролировать в эксплуатации.
Для включения используется энергия предварительно заряженных малогабаритных конденсаторов которые устанавливаются в БУ. Применение стабилизаторов напряжения в схеме зарядки конденсаторов обеспечивает работоспособность ВВ при больших колебаниях напряжения внешней сети. Так при напряжении сети переменного тока 220 В нижний предел допустимого напряжения составляет 80 В а верхний - 300 В. Таким образом эти источники энергии гарантируют работу ВВ в значительно большем диапазоне напряжения питания чем это требуется по ГОСТ 687-78.
Указанная схема питания ВВ имеет ряд преимуществ перед обычными схемами. Одно из них состоит в независимости включающей способности ВВ от значительного снижения напряжения питания во время включения ВВ на близкое КЗ. Это имеет важное значение для эксплуатации так как снимает вопрос характерный для других типов выключателей о необходимости применения индуктивных накопителей энергии в схеме питания выпрямленным током. Другое состоит в том что для зарядки конденсаторов требуется небольшой ток а при потере оперативного напряжения включение ВВ можно произвести с помощью стандартных элементов питания подключив их к низковольтному входу БУ (12 - 24 В). В этой части выключатели BBTEL не уступают выключателям с пружинными приводами.
Выключатели BBTEL не имеет буферных устройств. Необходимость в них отсутствует из-за небольшой массы подвижных частей в каждом полюсе и низких значений скоростей при коммутациях. В выключателе отсутствуют защелки и узлы которые требовалось бы контролировать и регулировать в них какие-либо зазоры или расстояния. Большой ресурс по механической стойкости исключает необходимость проверки и подтяжки резьбовых соединений.
Изоляция выключателя обладает высокой электрической прочностью которая определяется свойствами полимерного материала и повышенной длиной пути утечки. Она выдерживает в сухом состоянии относительно земли испытательное напряжение не менее 55 кВ и не менее 38 кВ в условиях выпадения росы. Учитывая также незначительную загрязняемость полимерной изоляции она не требует проведения профилактических работ в эксплуатации.
Как видно из конструкции и перечисленных качеств выключателя BBTEL им не требуются внеочередные и плановые ремонты. Поэтому предприятие гарантирует эксплуатацию выключателей BBTEL в течение 25 лет без проведения ремонтных работ а их техническое состояние рекомендует проверять 1 раз в 5 лет только путем измерения электрической прочности ВДК и электрического сопротивления токоведущей цепи. Для выполнения этих измерений разборка выключателя не требуется.
Вопросы гарантийного обслуживания ВВ каждая фирма решает по-своему но общей тенденцией является увеличение гарантийного срока эксплуатации до 3 - 5 лет.
Предприятие "Таврида Электрик" не только увеличило с 01.01.02 гарантийный срок эксплуатации выключателей BBTEL с 2 до 7 лет но и с момента своего образования стало организовывать в регионах центры гарантийного обслуживания (ЦГО) для оказания потребителям всесторонней помощи во внедрении и эксплуатации своей продукции. Без организации подобных ЦГО невозможно реально осуществлять гарантийное обслуживание ВВ и своевременно оказывать потребителям помощь в восстановлении поврежденных или отказавших в работе ВВ.
ЦГО собирают сведения об опыте эксплуатации оборудования и осуществляют обратную связь между изготовителем и потребителями для учета их интересов в разработке новых и усовершенствовании конструкции эксплуатируемых изделий. Они своевременно оказывают помощь потребителям своего региона при любом нарушении нормальной работы выключателей BBTEL в том числе по причинам не зависящим от качества выключателей. Финансовые вопросы решаются между сторонами после восстановительных работ и анализа причин отказа или повреждения ВВ. В спорных случаях расходы по восстановлению ВВ предприятие берет на себя.
При такой форме обслуживания вопрос ремонтопригодности ВВ для потребителей не является приоритетным а предприятию это позволило сделать конструкцию выключателя BBTEL максимально простой и надежной что подтверждается положительным опытом эксплуатации более 35 тыс. этих выключателей. Затраты на отдельные восстановительные работы столь незначительны что в этом случае уместно говорить не о затратах а об общей экономической и технической выгоде потребителя и производителя.
Конструкции современных вакуумных выключателей массового применения должны обеспечивать их эксплуатацию без проведения ремонта в течение всего срока службы (25 лет).
Обязательства заводов-изготовителей по гарантийному обслуживанию вакуумных выключателей должны быть длительными (не менее 5 лет) и реально осуществимыми.
«Перенапряжения в сетях 6(10) кВ создаются при коммутациях как вакуумными так и элегазовыми выключателями»
«Новости Электротехники» 2002 5(17)
Георгий Евдокунин д.т.н. профессор кафедры "Электрические системы и сети" СПбГТУ
Сергей Титенков к.т.н. преподаватель кафедры "Электрические системы и сети" СПбГТУ
В России у эксплуатационного персонала предприятий электрических сетей сложилось довольно устойчивое мнение что перенапряжения создают вакуумные выключатели а элегазовые этого недостатка лишены. Но так ли это? Попробуем разобраться в причинах перенапряжений.
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В СЕТЯХ
Начнем с простого утверждения очевидного для любого человека знакомого с курсом ТОЭ: любая коммутация (включение или отключение) какого-либо элемента сети (трансформатора электродвигателя конденсаторной батареи воздушной или кабельной линии и т.д.) вызывает переходный процесс. Это связано с тем что сеть является совокупностью индуктивностей и емкостей основного электротехнического оборудования поэтому подключение или отключение некоторого элемента ведет к установлению нового режима. Переход сети от режима до коммутации к режиму после коммутации сопровождается изменениями токов в элементах и напряжений на них. Как правило этот переход имеет вид затухающих колебаний в процессе которых напряжение на емкостях оборудования относительно земли или между фазами может достигать величин значительно больших чем номинальное. Это и называется перенапряжениями.
Подобный процесс объективен и не зависит от типа используемого выключателя. Например можно показать что при включении (пуске) высоковольтного электродвигателя возможно возникновение перенапряжений с кратностью до 33 относительных единиц (о.е.) по отношению к амплитуде наибольшего рабочего напряжения [1] что представляет опасность для его изоляции. Перенапряжения в этом случае не зависят от типа дугогасящей среды и определяются только моментом включения и разбросом замыкания контактов разных фаз. Исключить эти перенапряжения регулировкой хода контактов выключателя не представляется возможным.
При отключении выключателем любого типа (маломасляным вакуумным элегазовым электромагнитным) практически каждого двойного или двухфазного замыкания на землю в сети 6-10 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью на все присоединения включенные на данную секцию воздействуют перенапряжения с кратностью до 34 о.е. Причиной их является неодновременное отключение тока в поврежденных фазах когда на первой отключившейся фазе напряжение восстанавливается от нуля до амплитуды линейного. При этом в процессе колебаний напряжение достигает величины двойного линейного. Именно эти перенапряжения могут вызывать многоместные повреждения изоляции (и такие случаи известны в эксплуатации) когда из строя выходят сразу несколько высоковольтных электродвигателей или кабелей. И дело тут не в типе дугогасящей среды используемой в выключателе а в объективно существующих явлениях.
Теперь рассмотрим проблему перенапряжений при использовании вакуумных и элегазовых выключателей с учетом особенностей дугогасящей среды и конструкций этих аппаратов а также нагрузок ими коммутируемых.
При включениях нагрузки (трансформатора электродвигателя конденсаторной батареи) правильно спроектированным выключателем (не дающим отскоков контактов) его дугогасящая среда с точки зрения возникновения перенапряжений не играет никакой роли. Перенапряжения в этом случае обусловлены особенностями сети и коммутируемого присоединения как многоконтурных индуктивно-емкостных схем моментом включения по времени и разбросом в замыкании контактов разных фаз выключателя (см. выше).
Основными причинами перенапряжений на изоляции отдельного присоединения (и только его а не всей сети) при отключении нагрузки связанными с особенностями дугогасящей среды и конструкцией выключателя являются срез тока и эскалация напряжения. Рассмотрим эти явления по порядку.
Любой выключатель отключает ток при прохождении его через ноль (со сдвигом по времени в разных фазах) когда подвод энергии к дуге со стороны сети уменьшается. В околонулевой области тока возможен быстрый распад канала дуги и принудительный спад тока от некоторого значения (как правило единицы - десятки ампер) до нуля за очень малое время (значительно раньше естественного нуля тока). Это явление называется срезом тока. Возникает оно при отключении малых индуктивных токов (например токов холостого хода трансформаторов и электродвигателей) неустановившихся токов включения трансформаторов пусковых токов электродвигателей токов шунтирующих реакторов.
Срез тока характерен для выключателей любого применяющегося в настоящее время типа (маломасляных электромагнитных воздушных вакуумных элегазовых). Причиной среза тока в выключателях с гашением дуги в газовой среде являются интенсивное дутье и развитие высокочастотных колебаний на спадающем участке синусоиды отключаемого тока [2]. Дутье вызывает значительное охлаждение плазмы в дуговом промежутке и быстрое уменьшение ее проводимости. Высокочастотные колебания развивающиеся в контуре: емкость на шинах -нелинейное сопротивление дуги - индуктивность и емкость присоединения налагаются на ток 50 Гц и приводят к тому что суммарный ток в дуговом промежутке переходит через ноль и происходит гашение со срезом. В вакуумных выключателях причиной среза тока является неустойчивость дуги при малых токах так как она горит в парах металла контактов.
При срезе тока в индуктивности нагрузки "запирается" энергия которая затем освобождается на емкость присоединения и может вызывать перенапряжения. Как известно кратность перенапряжений при этом определяется индуктивностью нагрузки емкостью присоединения (в основном длиной кабельной или воздушной линии) и величиной тока среза. Последний параметр различается для выключателей с разными дугогасящими средами. На рис.1 приведена диаграмма относительных токов среза для выключателей разного типа заимствованная из [3].
Относительные токи среза выключателей
с разными дугогасящими средами.
Как видно из рис.1 вакуумные выключатели с хром-медными контактами имеют наименьший ток среза. Он составляет 5-6 А по данным различных исследований информация о которых приведена в [4]. Большинство производителей вакуумных выключателей используют для изготовления контактов именно хром-медные композиции. Элегазовые выключатели с гашением дуги вращением (rotary-arc type) или автодутьём (self-pressurising type) имеют ток среза практически такой же как и вакуумные выключатели. Это связано с тем что интенсивность дугогашения у них зависит от величины протекающего тока. У компрессионных (puffer type) и комбинированных элегазовых выключателей с дополнительным поршнем токи среза выше чем у вакуумных выключателей. В принципе ток среза элегазовых выключателей зависит от величины отключаемого тока конструкции выключателя и емкости присоединения и может значительно превышать таковой для вакуумных [2]. Таким образом с точки зрения величины тока среза и создаваемых при этом перенапряжений элегазовые выключатели не имеют никаких преимуществ перед вакуумными.
Кроме величины тока на перенапряжения при срезе как уже указывалось выше влияют индуктивность нагрузки (или мощность) и емкость присоединения (длина воздушной или кабельной линии). При значительной длине присоединения перенапряжений из-за среза тока в выключателе вообще не возникает. Наличие даже небольшой активной нагрузки на вторичной стороне отключаемого силового трансформатора также исключает возникновение перенапряжений по причине среза. Использование таких современных защитных аппаратов как ОПН вообще снимает вопрос перенапряжений вне зависимости от типа используемого выключателя.
Следует отметить что в настоящее время в сетях эксплуатируются тысячи маломасляных выключателей с токами среза гораздо больше чем у вакуумных выключателей. То есть потенциально маломасляные выключатели также способны создавать перенапряжения и причем более высокие чем вакуумные.
ЭСКАЛАЦИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Рассмотрим теперь вторую причину перенапряжений при отключениях нагрузки: эскалацию напряжения. Это явление характерно только для вакуумных выключателей. Однако оно возникает крайне редко только при отключении пускового тока не успевших развернуться или заторможенных электродвигателей (причем из 100 отключений пусковых токов только 5-10 могут сопровождаться эскалацией напряжения). Физическая сущность этого явления описана в [4]. Перенапряжения в этом (и только в этом) случае могут достигать 6-7-кратных. Осциллограмма (заимствована из [5]) иллюстрирующая подобный процесс приведена на рис.2.
Экспериментальная осциллограмма отключения пускового тока электродвигателя 63 кВ 736 кВт подключенного кабелем сечением 3х95
длиной 70 м вакуумным выключателем с возникновением эскалации напряжения
с кратностью 40 о.е. в первой отключаемой
фазе выключателя [5].
Экспериментальных данных по отключению пусковых токов электродвигателей элегазовыми выключателями практически нет. Создается впечатление что фирмам - производителям элегазового оборудования неизвестно о перенапряжениях в этом случае либо публикация таких данных им невыгодна.
Исходя из имеющейся информации [4] можно предполагать что элегазовые выключатели не склонны к эскалации напряжения. Однако их повышенные по сравнению с вакуумными выключателями токи среза и возможность однократных повторных зажиганий вероятно могут быть причиной перенапряжений при отключениях холостых трансформаторов и пусковых токов электродвигателей (при малых длинах кабеля).
Еще раз отметим что рассмотренный случай отключения пускового тока - достаточно редкое событие а в некоторых случаях практически невозможное. Поэтому сопоставление элегазовых и вакуумных выключателей с точки зрения коммутационных перенапряжений следует проводить исходя из величины тока среза.
Таким образом на основании рассмотрения характерных причин возникновения перенапряжений связанных с характером дугогасящей среды выключателя можно утверждать что элегазовые выключатели в этом отношении не имеют преимуществ по сравнению с вакуумными.
Откуда же все-таки возникло такое предубеждение что только вакуумные выключатели создают перенапряжения? По-видимому истоки его следует искать на заре внедрения вакуумной коммутационной техники. В первых вакуумных выключателях установленных в эксплуатацию еще в СССР в начале 80-х годов для изготовления контактов использовался вольфрам. Разработчики вакуумных камер полагали что применение этого тугоплавкого металла позволит снизить износ контактов. Однако выключатели с вольфрамовыми контактами были способны создавать значительные срезы тока порядка 20-30 А. Именно это обстоятельство а также отсутствие средств защиты от перенапряжений в сетях 6-10 кВ в то время привело к значительному ущербу в результате пробоев изоляции. Энергетика - отрасль консервативная и однажды сформировавшееся мнение а особенно отрицательное очень сложно изменить.
Васюра Ю.Ф. Гавриков В.И. Евдокунин Г.А. Коммутационные перенапряжения на высоковольтных двигателях собственных нужд электростанций Электротехника. - 1984. - №12. - С.4-7.
Working group paper: Interruption of small inductive currents (chapter 12) Electra. - 1980. - №72. - pp.73-103.
Headley A. Meeting system requirements with modern switchgear Proceedings IEEE Symp. on trends in modern switchgear design 33-150 kV. - Newcastle. - 1984. - pp.9.1-9.5.
Евдокунин Г.А. Тилер Г. Современная вакуумная коммутационная техника для сетей среднего напряжения. - С.-Петербург: Издательство Сизова М.П. 2002. - 147 с.
Colombo E. Costa G. Piccarreta L. Results of an investigation on the overvoltages due to a vacuum circuit-breaker when switching an h.v. motor IEEE Transactions on power delivery. - 1988. - №1. - vol.3. - pp.205-213.
«К вопросу коммутаций индуктивных нагрузок вакуумными выключателями»
«Промышленная энергетика» 2002 №7
Широкое применение вакуумных выключателей в качестве коммутирующих устройств в сетях 6-35 кВ возможно благодаря ряду их существенных преимуществ по сравнению с другими выключателями. Вакуумные выключатели обладают высокими надежностью и ресурсом просты в обслуживании взрыво- и пожаробезопасны бесшумны стойки к ударным и вибронагрузкам.
Наряду с перечисленными выше достоинствами вакуумные выключатели обладают способностью срезать отключаемые токи до их естественного перехода через нулевое значение. Это свойство выключателя а также способность отключения высокочастотных токов могут приводить к возникновению в процессе коммутации перенапряжений представляющих опасность для изоляции электрооборудования.
Опасные воздействия сопровождающие процесс отключения.
Для выбора параметров защитных устройств и места их установки необходимо четкое представление о характере опасных воздействий сопровождающих процесс отключения малых индуктивных токов вакуумным выключателем.
Источником опасных воздействий сопровождающих процесс отключения является срез тока в вакуумной камере до его естественного перехода через нулевое значение. При этом магнитная энергия запасенная в индуктивности нагрузки колебательным образом переходит в собственную емкость нагрузки и кабеля присоединения. Кратность возникающих перенапряжений зависит от соотношения индуктивности и емкости отключаемого присоединения. У двигателей 6-10 кВ индуктивность имеет относительно небольшое значение (менее 100 мГн) запасенная в ней энергия в момент среза тока невелика и выделение ее в емкость присоединения не приводит к опасным перенапряжениям. Амплитуда переходной составляющей напряжения определяется в основном разностью между напряжением на двигателе до отключения и величиной смещения нейтрали вызванного отключением и практически не зависит от тока среза.
После среза тока промышленной частоты напряжение в отключаемой фазе на стороне секции шин остается практически неизменным за счет большого числа присоединений и примерно равным амплитудному значению фазного рабочего напряжения. Напряжение на полюсе отключаемой фазы выключателя со стороны присоединения изменяется в соответствии с переходным процессом вызванным перезарядом емкости присоединения и рассеянием индуктивной энергии двигателя. Разность потенциалов на контактах выключателя носит название переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН). Если ПВН в некоторый момент времени превышает значение электрической прочности промежутка между расходящимися контактами выключателя то происходит повторное зажигание дуги. При этом в кабеле отключаемого присоединения возбуждается волна напряжения перезаряжающая его до потенциала под которым находится секция шин. Амплитуда этой волны определяется разностью между напряжением сети и напряжением на двигателе до ПЗ. Приходя на двигатель эта волна испытывает отражение близкое по характеру к отражению от холостого конца кабеля что приводит к удвоению амплитуды волны на зажимах двигателя. Это объясняется тем что постоянная времени контура "волновое сопротивление кабеля - индуктивность двигателя" составляет доли секунды и индуктивность практически не участвует в волновом процессе. Наличие собственной емкости двигателя приводит к затягиванию фронта набегающей волны за счет перезарядки емкости через волновое сопротивление кабеля. Постоянная времени перезарядки для кабелей и двигателей не превышает 1 мкс. Перепад напряжения на двигателе за столь короткое время равный удвоенному значению волны напряжения представляет опасность для продольной (межвитковой) изоляции двигателя и требует рассмотрения при выборе защитных устройств.
Частота высокочастотных колебаний вызванных пробегами волн в кабеле после ПЗ определяется длиной кабеля и при длинах меньших 1 км превышает 50 кГц. Отличительной особенностью вакуумного выключателя является его способность к отключению высокочастотного тока этих колебаний при переходе его через нулевое значение. После такого отключения возобновляется процесс восстановления напряжения на контактах выключателя однако уже при иных начальных условиях. Напряжение на емкости двигателя и ток в его индуктивности в момент отключения больше чем при первом отключении. Это приводит к тому что максимум в кривой ПВН становится больше; возможно новое зажигание дуги. Возрастание максимума кривой ПВН объясняет тот факт что уровень перенапряжений при ПЗ на присоединениях с двигательной нагрузкой значительно выше чем при одиночном срезе тока промышленной частоты и тем больше чем больше число ПЗ. Так например для двигателя мощностью 630 кВт при длине кабеля 80 м кратность перенапряжений при одиночном срезе тока 5 А по расчетам составляет 1.77 а при возникновении повторных зажиганий достигает 7-кратной величины.
Проведенный выше анализ раскрывает механизм возникновения опасных воздействий при отключении двигателей и показывает опасность перенапряжений для двигательной нагрузки.
Выбор защитных устройств для присоединений с двигательной нагрузкой.
Существует два вида защитных устройств предназначенных для защиты от перенапряжений вызванных отключением малого индуктивного тока вакуумным выключателем: защитная RC-цепочка и нелинейный ограничитель перенапряжений (ОПН). Далее рассмотрено их влияние на процесс отключения с учетом возможности их установки как на зажимах нагрузки так и на выключателе со стороны отключаемого присоединения.
Выбор защитного устройства должен проводиться исходя из ограничения воздействий как на главную так и на продольную изоляцию двигателя. ОПН представляет собой активное сопротивление вольт-амперная характеристика которого имеет ярко выраженный нелинейный характер. До тех пор пока напряжение в переходном процессе не достигает остающегося напряжения ОПН он не влияет на переходный процесс и на его начальные условия то есть установка ОПН не снижает вероятности возникновения ПЗ.
Рассмотрим вариант установки ОПН на выключателе со стороны присоединения. Возникшие повторные зажигания развиваются до тех пор пока электрическая прочность промежутка между расходящимися контактами выключателя не достигнет разности между остающимся напряжением ОПН и потенциалом сети после чего повторные зажигания прекращаются. При этом напряжение на двигателе отделенном от ОПН кабелем не может существенно превысить остающееся на ОПН напряжение чем обеспечивается защита главной изоляции. Однако продольная изоляция двигателя остается при этом незащищенной. Объясняется это следующим образом.
Поскольку срез тока и сопровождающие его ПЗ происходят вблизи нуля тока промышленной частоты а заторможенный двигатель представляет собой чисто индуктивную нагрузку то напряжение сети во время рассматриваемого процесса близко к амплитудному значению рабочего напряжения 5 кВ. В отключаемой фазе присоединения при этом развивается переходной процесс в котором напряжение на выключателе не может превысить ±(12-14) кВ в соответствии с типом ОПН. Поскольку ОПН не влияет на переходной процесс пока напряжение на выключателе не превышает значения остающегося напряжения то последнее повторное зажигание происходит при потенциале на ОПН -13 кВ. Возникшая при этом волна напряжения перезаряжающая кабель до потенциала сети имеет амплитуду 18 кВ которая приходя на двигатель удваивается до значения 36 кВ. Перепад напряжения на двигателе величиной 30 кВ происходит за время меньшее 1 мкс что соответствует постоянной времени перезарядки емкости двигателя через волновое сопротивление кабеля.
Отметим что если в процессе отключения возникли повторные зажигания что определяется в основном углом отключения то перенапряжения неизбежно достигнут указанного выше уровня. Это справедливо для всех двигателей независимо от их мощности. Таким образом установку ОПН на зажимах выключателя следует признать недостаточной по условиям защиты продольной изоляции электродвигателей.
При установке ОПН на зажимах двигателя продольная изоляция оказывается в более мягких условиях но все же уровень воздействий остается опасным. Перепад напряжения составляет 27 кВ а длительность его не превышает 1 мкс
Установка ОПН параллельно контактам выключателя приводит к более эффективному ограничению перенапряжений. Это обусловлено тем что при повторных зажигании дуги в вакуумном выключателе ОПН ограничивает разность потенциалов между источником и присоединением. Как следствие значительно снижается свободная составляющая переходного процесса и уровень перенапряжений в целом. Таким образом из трех рассмотренных способов подключения ОПН приоритетным является - ОПН параллельно контактам.
На основании проведения большого количества расчетов можно предложить упрощенные рекомендации по защите двигательной и трансформаторной нагрузки. Они сведены в таблицу 1.
Параллельноконтактам
ОПН-РТTEL669 или 10115
ОПН-КРTEL660 или 10105
Рядом с двигателем или линейный отсек КРУ за трансформаторами тока
Линейный отсек КРУ за трансформаторами тока
Рекомендации по защите двигателей и трансформаторов при коммутации вакуумными выключателями.
«Вакуумная коммутационная техника на рубеже столетий»
Информационно-справочное издание «Новости ЭлектроТехники» 2000 3(3)
Сергей Виноградский Сергей Васильев
В последние годы мировая практика электроаппаратостроения ориентируется на направление связанное с применением новых нетрадиционных видов изоляции. В частности в области создания коммутационных аппаратов для электрических сетей напряжением 6-35 кВ в настоящее время стали доминирующими вакуумные выключатели. Так доля вакуумных выключателей в общем количестве выпускаемых аппаратов в странах Европы и США достигает 70% в Японии 100%. В России в последние годы эта доля имеет постоянную тенденцию к росту и составляет более 50%. Вакуум как дугогасительная и изолирующая среда благодаря своим замечательным свойствам позволяет создавать коммутационные аппараты в простейшем с конструктивной точки зрения виде. Резюмируя целый ряд преимуществ вакуумных выключателей перед традиционно применяемыми в средних классах напряжения масляными и электромагнитными выключателями можно выделить основные:
- высокая надежность;
- низкие затраты на обслуживание.
Применение вакуумной техники особенно оправданно для работы с частыми коммутациями рабочих токов например для коммутации реакторов конденсаторных устройств компенсации реактивной мощности промышленных дуговых печей где присутствуют не только частые коммутации но и довольно большой коммутируемый ток для пусков и переключений электродвигателей мощностью от десятков до тысяч киловатт. Многие повреждения особенно в воздушных сетях являются по природе временными. Например межфазное дуговое замыкание вызванное ударом молнии или схлестыванием проводов из-за сильного ветра. В таких обстоятельствах целесообразным видится быстрое отключение аварийного участка для прекращения дугового разряда с последующим восстановлением питания аварийного участка на котором причина возникновения замыкания к этому моменту как правило исчезает. Вся операция занимает доли секунды. Аппараты предназначенные для таких целей называют реклоузерами. Большинство современных промышленных реклоузеров являются вакуумными поскольку они лучше всего соответствуют предъявленным требованиям к массогабаритным показателям быстродействию и минимизации энергопотребления при выполнении операций.
Предельные параметры вакуумных выключателей достигнутые в серийном производстве составляют по номинальному току 4000 А по току отключения – 100 кА при 72 кВ и 315 кА при 35 кВ. Таким образом в последние годы усилия разработчиков направлены не на повышение основных параметров аппаратов а на создание более экономичных конструкций и повышение их надежности. По первому направлению работа идет в основном по пути совершенствования конструкции и технологии изготовления вакуумных дугогасительных камер стоимость которых является определяющим фактором стоимости вакуумного выключателя в целом. В области создания приводов традиционного типа (пружинно-моторные пружинно-рычажные) возможности с точки зрения снижения производственных затрат практически исчерпаны. Второе направление - повышение надежности вакуумных выключателей – в основном связано с повышением надежности их приводов так как надежность камер при современной технологии производства практически безупречна. Однако при сохранении традиционного подхода к проектированию выключателя маловероятно ожидать существенного повышения надежности аппарата и снижения производственных издержек.
Принципиально отличным изделием на рынке вакуумных выключателей явился аппарат разработанный специалистами предприятия "Таврида Электрик". В отличие от "классического" вакуумного выключателя с приводом использующим механизм свободного расцепления в основе построения привода выключателя BBTEL-10 заложен принцип соосности электромагнитов каждой из фаз и соответствующей вакуумной камеры. В качестве механизма удерживающего контакты выключателя в замкнутом состоянии использован и впервые реализован применительно к высоковольтному коммутационному аппарату известный принцип "магнитной защелки". Оптимизация привода по критерию минимума потребляемой мощности в сочетании с конденсаторным принципом управления и малогабаритной вакуумной камерой позволило в конечном итоге создать аппарат рекордный по своим массогабаритным показателям коммутационному и механическому ресурсу и не требующий обслуживания в течение всего расчетного срока эксплуатации. Подтверждением правильности выбранного пути могут служить многочисленные положительные отзывы эксплуатирующих организаций. Статистика такова – на начало 2000 года введено в эксплуатацию порядка 15000 аппаратов в том числе и в ряде зарубежных стран. Разработаны проекты по адаптации выключателя и реконструкции порядка 60 различной конфигурации ячеек КРУ(Н) как бывшего союзного производства так и производства России Польши Чехословакии ГДР Великобритании и т. д. Подход к конструированию выключателей с "магнитной защелкой" вслед за фирмой "Таврида Электрик" стали применять (сначала в конструкциях реклоузеров) фирмы "Joslin" "Cooper" "Whipp & Burn". Наконец в 1997 г. фирма "АВВ" представила силовой выключатель основанный на этом подходе. Можно утверждать что благодаря указанным преимуществам вакуумные выключатели с "магнитной защелкой" становятся доминирующим видом коммутационных аппаратов в среднем классе напряжения.
Очевидно что с появлением современного коммутационного оборудования наметились новые тенденции в КРУ-строении. На наш взгляд наиболее важной задачей на сегодняшний день представляется разработка и внедрение в серийное производство полного спектра комплектных распределительных устройств как внутренней так и наружной установки продолжающих концепцию выключателя т. е. не требующих обслуживания в течение всего срока службы и максимально эффективно использующих указанные преимущества выключателя с "магнитной защелкой". Так для распределительных сетей 10 кВ специалистами "Таврида Электрик" разработан реклоузер на номинальный ток 400 А и ток отключения 125 кА который предназначен для секционирования и защиты воздушных линий электропередачи (ВЛ) в аварийных режимах осуществления АВР и АПВ. Выключатель BBTEL может выполнять цикл О-01с-ВО-1с-ВО-1с-ВО. Реклоузер работает в автономном режиме – источником питания выключателя устройств защиты и автоматики служит аккумуляторная батарея (АБ) 12 В необслуживаемого типа производства фирмы "Hawcker Energi" емкостью 25 А*ч и сроком службы 15 лет. Для подзаряда АБ используются трансформаторы напряжения подключаемые к ВЛ с двух или одной стороны в зависимости от схемы питания.
Реклоузер состоит из высоковольтного модуля (ВМ) и шкафа управления. Корпус ВМ выполнен из алюминиевого сплава со степенью защиты IP65. Он имеет приспособление для крепления его на деревянных и бетонных опорах. В нем кроме вакуумного выключателя установлены трансформаторы напряжения датчики тока (катушки Роговского) и емкостные датчики напряжения. При необходимости на крышке ВМ устанавливаются ограничители перенапряжений. В нижней части ВМ имеется рычаг ручного отключения приводимый в действие посредством специальной штанги. Подсоединение к проводам ВЛ осуществляется при помощи изолированных проводов типа SAX фирмы "NOKIA".
Шкаф управления (ШУ) устанавливается на столбе под высоковольтным модулем. В нем размещаются: источник бесперебойного питания (ИБП) с аккумуляторной батареей блок управления выключателем микропроцессорное устройство защиты и автоматики интерфейс RS485 для подключения средств телерадиокоммуникаций. Управление выключателем может осуществляться от местного пульта управления в ШУ дистанционного пульта при помощи инфракрасных лучей или с помощью средств телемеханики.
Микропроцессорное устройство выполняет функции направленной токовой защиты защиты от замыканий на землю ЗМН АЧР АВР с указанием стороны источника питания и нагрузки АПВ (одно-трехкратное).
Направленная токовая защита содержит 10 времятоковых кривых (ВТК) по 5 для каждого направления мощности. Каждая ВТК состоит из 4 ступеней одна из которых может быть с зависимой характеристикой выдержки времени. Имеется возможность ускорения действия защит при включении.
Микропроцессорное устройство выполняет функции направленной токовой защиты защиты от замыканий на землю.
«Новое поколение вакуумных выключателей для электрических сетей среднего напряжения»
«Промышленная энергеника» 1999 №3; «Электрические станции» 1999 №4
ГУСЕВ А.А. ХВОРОСТ В.Ю. инженеры ЧАЛЫЙ А.М. доктор техн. наук
Фирма «Таврида Электрик»
В настоящее время вакуумные выключатели (ВВ) стали доминирующими аппаратами для электрических сетей напряжением 6-36 кВ. Так доля вакуумных выключателей в общем количестве выпускаемых аппаратов в Европе и США достигает 70% в Японии - 100%. В России в последние годы эта доля имеет постоянную тенденцию к росту и в 1997 г. превысила 50%-ную отметку.
Основными преимуществами ВВ (по сравнению с масляными и газовыми выключателями) определяющими рост их доли на рынке являются:
- более высокая надежность;
- меньшие затраты на обслуживание.
Вакуумные выключатели в России пока еще более дорогие чем масляные однако в последние годы имеется устойчивая тенденция к сокращению разницы в цене.
Сегодня вакуумную коммутационную технику можно считать достаточно "взрослой" которая может применяться для уровня токов короткого замыкания вплоть до 100 кА так что в последние годы усилия разработчиков направлены не на повышение основных параметров ВВ а на создание более экономичных конструкций и повышение их надежности.
По первому направлению работа идет в основном по пути совершенствования конструкции и технологии производства вакуумных дугогасительных камер составляющих 30 - 40% стоимости вакуумного выключателя. В области приводов традиционного типа (преимущественно пружинно-моторных) возможности разработки с точки зрения снижения производственных затрат практически исчерпаны. Из разработок 90-х годов следует отметить создание выключателей серии ЗАН фирмы SIEMENS где удешевление конструкции достигнуто за счет более "тонкой" оптимизации конструкции и снижения требований к механическому ресурсу.
Второе направление - повышение надежности ВВ в основном связано с повышением надежности их приводов так как надежность вакуумных дугогасительных камер при современной технологии производства практически безупречна (декларируемая наработка на отказ ВДК лучших производителей составляет 2000 лет).
В 90-х годах ряд фирм представил конструкции приводов не требующих обслуживания в течение всего срока эксплуатации.
Вместе с тем очевидно что при сохранении традиционных подходов к проектированию ВВ существенного прогресса в области снижения производственных затрат (которые разумеется влияют и на цену ВВ на рынке) и повышения надежности приводов ожидать не приходится.
Для прогресса конструкций вакуумных выключателей необходимо искать новые технологические и конструктивные возможности. Одна из таких возможностей - вакуумный выключатель с магнитной защелкой запатентованный фирмой "Таврида Электрик" в 1994г. (патент РФ № 2020631).
Конструкция вакуумных выключателей с магнитной защелкой фирмы "Таврида Электрик". Вакуумный выключатель фирмы "Таврида Электрик" в котором изготовитель использует ВДК собственного производства конструктивно отличается от большинства вакуумных выключателей выпускаемых в настоящее время. Внешний вид выключателя представлен на рис. 1. В основу его конструкции заложен принцип соосности электромагнита привода и вакуумной дугогасительной камеры в каждом полюсе выключателя. Такая компоновка выключателя позволяет существенно упростить кинематическую схему отказаться от нагруженных узлов трения что в свою очередь позволяет изготовить выключатель с механическим ресурсом 50 тыс. операций В - О не требующий обслуживания в течение всего срока службы.
Устройство выключателя и его принцип действия показаны на рис. 2. Каждый полюс состоит из опорного изолятора из органического изоляционного материала деталей главных цепей (вакуумной дугогасительной камеры 1 гибкого токосъема 4 ) размещающихся внутри опорного изолятора и электромагнита который находится в общем основании выключателя и соединен с подвижным контактом 3 ВДК тяговым изолятором 5. На схеме рис. 2 условно показан только один полюс выключателя. Два других полюса соединены с ним посредством общего вала.
Работа привода. Включение выключателя. Рассмотрим принцип работы привода на примере одного полюса выключателя (рис. 2). В исходном состоянии контакты вакуумной дугогасительной камеры (2 - неподвижный контакт 3 - подвижный контакт ВДК) разомкнуты за счет воздействия на них отключающей пружины 7 через тяговый изолятор 5. При прикладывании напряжения положительной полярности к катушке 9 электромагнита в зазоре магнитной системы нарастает магнитный поток.
В момент когда сила тяги якоря создаваемая магнитным потоком превосходит усилие пружины отключения 7 (линия 1 рис. 3) якорь 11 электромагнита вместе с тяговым изолятором 5 и подвижным контактом 3 вакуумной камеры начинает движение вверх сжимая пружину отключения. При этом в катушке возникает двигательная противо-ЭДС которая препятствует дальнейшему нарастанию тока и даже несколько уменьшает его. В процессе движения (промежуток между линиями 1 и 2 рис. 3) якорь набирает скорость около 1 мс что позволяет избежать предпробоев при включении и исключить дребезг контактов ВДК.
При замыкании контактов вакуумной камеры (линия 2 рис. 3) в магнитной системе остается зазор дополнительного поджатия равный 2 мм. Скорость движения якоря резко падает так как ему приходится преодолевать еще и усилие пружины дополнительного контактного поджатия 6. Однако под воздействием усилия создаваемого магнитным потоком и инерцией якорь 11 продолжает двигаться вверх сжимая пружину отключения 7 и пружину 6 дополнительного контактного поджатия. В момент замыкания магнитной системы (линия 2а рис. 3) якорь соприкасается с верхней крышкой 8 привода и останавливается. Двигательная ЭДС становится равной нулю в катушке 9 снова начинается рост тока В промежуток времени между линиями 2а и 3 (рис. 3) заканчивается механический переходный процесс в электромагните и контактной системе полюса а также формируется необходимая остаточная индукция кольцевого постоянного магнита 10 (запасается магнитная энергия необходимая для удержания выключателя во включенном состоянии). После окончания процесса включения (линия 3 рис. 3) ток катушки привода отключается.
Выключатель остается во включенном положении за счет остаточной индукции создаваемой кольцевым постоянным магнитом 10 который удерживает якорь 11 в притянутом к верхней крышке 8 положении без дополнительной токовой подпитки. В таком положении якорь остается неограниченно долго пока постоянный магнит не будет размагничен импульсом тока отрицательной полярности либо магнитная система не будет разорвана механически (ручное отключение). Данный принцип удержания коммутационного аппарата во включенном положении известный в электротехнике под названием "магнитная защелка" широко применяется в слаботочных аппаратах (поляризованные реле). Современные достижения в области магнитотвердых материалов больших энергий позволили реализовать на этом же принципе силовой коммутационный аппарат. Запас по усилию удержания (сила необходимая для отрыва якоря 11 от верхней крышки 8 ) составляет 450 - 500 Н для одного полюса выключателя т.е. 1350 - 1500 Н для выключателя в целом что вполне достаточно для надежного удержания выключателя во включенном положении даже в условиях воздействия на выключатель вибраций и ударных нагрузок.
Отключение выключателя. Для отключения выключателя необходимо приложить к выводам катушки напряжение отрицательной полярности (линия 4 рис. 3). Ток протекающий по обмотке размагничивает магнит 10. Якорь 11 электромагнита под давлением пружины отключения 7 и пружины дополнительного контактного поджатия 6 разгоняется и наносит удар по тяговому изолятору 5 соединенному с подвижным контактом 3 вакуумной камеры (линия 5 рис. 3). Ударное усилие создаваемое якорем электромагнита превышает 200 кгс что способствует разрыву точек сварки которые могут возникать между контактами при пропускании токов короткого замыкания. Кроме того подвижный контакт 3 вакуумной камеры практически мгновенно приобретает высокую стартовую скорость что положительно сказывается на отключении токов КЗ.
После упомянутого удара якорь 11 электромагнита движется вниз вместе с подвижным контактом 3 вакуумной камеры и тяговым изолятором 5 под действием пружины отключения пока все детали не займут положение обозначенное на рис. 2 (линия 6 рис. 3).
Привод с магнитной защелкой требует незначительной энергии для "сброса" защелки. При отключении от источника постоянного напряжения время приложения напряжения обычно ограничивается 10 мс. При этом ток в цепи отключения не превышает 15 А при напряжении 220 В.
Якоря электромагнитов всех трех полюсов выключателя соединены между собой общим валом 14. При движении якорей винт 13 входящий в прорезь вала 14 поворачивает вал а вместе с ним и закрепленный магнит который управляет герметизированными контактами для внешних вспомогательных цепей 16.
Управление выключателем может также осуществляться от предварительно заряженной конденсаторной батареи путем разряда ее на катушки электромагнитов. В этом случае механические характеристики выключателя не зависят от качества питания вспомогательных цепей снижается потребление тока от внешних вспомогательных цепей упрощается стыковка выключателя с существующими схемами РЗиА. На этом принципе построен конденсаторный привод которым укомплектован выключатель.
Конденсаторный привод BBTEL является связующим звеном (интерфейсом) между вакуумным выключателем серии BBTEL (далее BBTEL) и устройствами РЗиА.
Основной отличительной особенностью конденсаторного привода БУТЕL-220-10У2 (далее привод) является его способность обеспечить взаимозаменяемость с существующими электромагнитными и пружинно-моторными приводами на постоянном и переменном токе. Взаимозаменяемость по функциям выполняемым в существующих приводах расцепителями обеспечивается блоками расцепителей БЭОTEL-01 и БОTEL-01 поставляемыми по отдельному заказу.
БЭОTEL-01 имеет в своем составе аналоги двух максимальных токовых расцепителей (РТВ или РТМ) независимый расцепитель напряжения и минимальный расцепитель напряжения.
БОTEL-01 имеет в своем составе аналоги двух электромагнитов отключения для схем с дешунтированием и аналог независимого расцепителя напряжения.
Привод обеспечивает:
- местное и дистанционное управление выключателем;
- блокирование от многократных включений;
- аварийное включение выключателя при отсутствии оперативного напряжения от вспомогательного напряжения;
- аварийное отключение выключателя от источника напряжения аварийного отключения независимо от наличия или отсутствия оперативного напряжения;
- контроль исправности цепей электромагнитов
- сигнализацию: аварийного отключения готовности к включению неисправности в цепях электромагнитов
- индикацию: наличия оперативного напряжения неисправности в цепях электромагнитов BBTEL и работы модуля аварийного включения;
- гальваническую развязку между цепями оперативного питания цепями включения цепями отключения и цепями сигнализации.
Конструктивное исполнение. Привод выполнен в металлическом корпусе.
На лицевой поверхности привода размещены: разъемы для подключения привода к внешним цепям; индикатор наличия оперативного питания; индикатор наличия вспомогательного напряжения для аварийного включения; индикатор неисправности в цепях электромагнитов.
Структурная схема и схема соединений показаны на рис. 4.
Гальваническое разделение между цепями питания управления и сигнализации нечувствительность к виду оперативного питания стойкость к перегрузкам малая потребляемая мощность за счет встроенного накопительного конденсатора гибкий интерфейс делают привод одинаково пригодным как для решения задач модернизации старых подстанций так и для применения в новых проектах.
Основные параметры и характеристики выключателей типа BBTEL приведены в таблице. Все новые модели выключателей сначала проходят всестороннюю проверку в испытательной лаборатории предприятия "Таврида Электрик" (включая испытания коммутационной способности и импульсной электропрочности) а затем в лабораториях головного испытательного центра РАО "ЕЭС России" НИЦ ВВА (Москва). Кроме того все модификации выключателей экспортируемые в страны Европы Азии и Америки проходят испытания и сертификацию в независимом испытательном центре КЕМА (Нидерланды) - одной из наиболее авторитетных испытательных организаций в мире. На рис. 5 показана осциллограмма одного из опытов при испытаниях выключателя класса напряжения 12 кВ по МЭК с номинальным током отключения 16 кА в лаборатории ИЦ КЕМА.
Выключатель выполняет коммутационный цикл О - пауза 03 с - В - О. На осциллограмме представлены напряжения и токи в фазах выключателя.
Технические параметры и характеристики выключателей приведенные в таблице подтверждены сертификатами соответствия национальным российским стандартам а также стандартам МЭК. Более десяти типоисполнений выключателей имеют сертификаты соответствия ГОСТ-Р шесть типоисполнений - сертификаты соответствия МЭК.
Основные параметры и характеристики выключателей типа ВВTEL
Применяемый стандарт
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Сквозной ток короткого замыкания:
- наибольший пик кА
- начальное действующее значение периодической составляющей кА не более
Ток термической стойкости (3с) действующее значение кА
Нормированное содержание апериодической составляющей % не более
Время включения собственное мс не более
Время отключения полное мс не более
Время отключения собственное мс не более
Ресурс по коммутационной стойкости при отключении:
- номинального тока тыс.операций;
- (60-100)% IО НОМ число операций.
Ресурс по механической стойкости (число циклов В-О) тыс.
Номинальное напряжение цепей питания и цепей управления В
Диапазон напряжений при включении % номинального значения
Диапазон напряжений при отключении % номинального значения
Мощность потребляемая приводом по цепям питания Вт(ВА) не более:
- после подачи оперативного питания и после операции включения в течение времени не более 10 с;
- в установившемся режиме.
Мощность потребляемая блоком управления по цепям управления Вт(ВА) не более:
- в процессе включения (отключения) при номинальном напряжении;
* - для выключателя однофазного исполнения.
На предприятии создана и функционирует система управления качеством основанная на подходах международного стандарта ISO 9002. Соответствие системы качества требованиям этого стандарта подтверждено международным сертификатом IQ Net.
Как следует из представленного рассмотрения новая серия вакуумных выключателей с магнитной защелкой выпускаемая предприятием "Таврида Электрик" обладает следующими преимуществами по сравнению с вакуумными выключателями "традиционного типа": отсутствие необходимости обслуживания в течение всего срока эксплуатации; простота и надежность привода; высокий механический ресурс; малые габариты и масса; простота адаптации к различным видам КРУ и КСО; пригодность практически к любым циклам АПВ.
Можно утверждать что данный подход к конструированию вакуумных выключателей оказался достаточно плодотворным. Вслед за фирмой "Таврида Электрик" приводы с магнитной защелкой стали применять (сначала в конструкциях автореклоузеров) фирмы Joslyn Cooper Whipp & Bourn. Наконец в 1997г. фирма ABB представила силовой вакуумный выключатель основанный на этом подходе. Можно ожидать что благодаря указанным преимуществам вакуумные выключатели с магнитной защелкой получат дальнейшее развитие и станут доминирующим видом коммутационных аппаратов в среднем классе напряжения.
Вакуумные выключатели серии ВВTEL
Вакуумные выключатели серии ВВTEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.
Выключатели ВВTEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки а также в камерах КСО как при новом строительстве так и при замене выключателей прежних лет выпуска.
Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВTEL-10:
Высокий коммутационный и механический ресурс
Вакуумные выключатели ВВТЕL-10-201000 общепромышленного исполнения рассчитаны на коммутационный ресурс - 50 000 циклов "ВО" при номинальном токе механический ресурс привода при этом составляет 150 000 циклов "ВО" а выключатели для частых коммутаций ориентированные на работу в электротермических установках выдерживают 150 000 циклов "ВО" при номинальном токе при этом все выключатели имеют ресурс 100 циклов "ВО" или 150 операций отключения при номинальном токе отключения 20 кА. Такого числа циклов В-О не могут предложить даже зарубежные аналоги стоимость на приобретение которых значительно превосходят стоимость выключателей ВВTEL.
Отсутствие необходимости в проведении текущего среднего и капитального ремонтов
Выключатель ВВTEL действительно не требует проведения планово-предупредительных ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации благодаря высокой надежности конструкции отсутствию изнашивающихся деталей и высокой стабильности заводских регулировок выключателя. Для поддержания высокой эксплуатационной готовности рекомендуются следующие операции по обслуживанию выключателя (согласно ИТЕА 674152.003 РЭ р.3):
протирка изоляции сухим безворсовым материалом;
проверка электрической прочности главных цепей выключателя промышленным напряжением 42 кВ (1 мин);
замер переходного сопротивления главных цепей выключателя;
проверка выключателя многократными опробываниями (не менее 5 включений - отключений).
Рекомендуемая периодичность проверок - через 2 года после установки выключателя в дальнейшем подобные проверки производить один раз в 5 лет. При этом рекомендуется провести вторую проверку до истечения гарантийного срока - 7 лет с момента изготовления выключателя.
Безотказность работы выключателя обеспечивается соблюдением условий монтажа и эксплуатации:
Минимальная рабочая температура
Максимальная рабочая температура
Группа по стойкости к внешним механическим воздействиям (работа в машинных залах а так же вблизи молотов дробилок прессов)
Максимальная относительная влажность (допускается конденсация росы)
Максимальная высота над уровнем моря (без изменения рабочих характеристик)
Питание от сети постоянного выпрямленного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений
Блоки управления выключателями имеют входы для питания по цепям постоянного выпрямленного и переменного оперативного тока. Шкала номинальных напряжений имеет следующие значения 24 30 48 60 110 220 В постоянного тока 100 127 220 В переменного тока. Работоспособность сохраняется при колебании напряжения в диапазоне 80-125% от номинального напряжения. При отсутствии оперативного тока включение выключателя ВВTEL возможно одним из следующих способов:
) от вспомогательного источника 12-30 В например 2-х 9 вольтовых элементов питания типа "Крона";
) от блока автономного включения BAVTEL-220-02 (при применении блока BUTEL-220-05a совместно с BPTEL-220-02a).
Малое потребление мощности по цепи оперативного питания
Все модификации устройств управления имеют встроенные конденсаторы включения и отключения которые обеспечивают дозированную подачу электроэнергии на электромагниты выключателя ВВTEL обеспечивая тем самым оптимальные условия для его работы. При этом потребление энергии от сети оперативного питания небольшое так как расходуется только на заряд конденсаторов и на работу внутренней схемы устройств управления.
Например потребляемая мощность блока BUTEL-220-05a (совместно с BPTEL-220-02a) составляет 120 ВА при подготовке к включению в течение 4 сек. и 35 ВА в стационарном режиме.
Вышеперечисленное позволяет использовать облегченные источники оперативного питания например УСН-24-01 или UPS (автоматы бесперебойного питания).
В цепи электромагнита выключателя ВВTEL величина тока составляет 16 А при включении и 2 А при отключении. Непосредственно из сети оперативного питания данный ток не потребляется!
Высокое быстродействие при включении и отключении
Движение механизма при включении и отключении происходит вдоль одной линии механическая часть привода выключателя практически не содержит вращающихся частей величина перемещения составляет не более 8 мм. Блоки управления приводом выключателя строятся на современной микропроцессорной элементной базе. Все это обеспечивает полное время включения и отключения выключателя не более 60 мс (с момента подачи команды включенияотключения на блок управления).
Возможность отключения при потере оперативного питания
Для отключения выключателя используется энергия предварительно накопленная в конденсаторе отключения что дает возможность отключения выключателя в течение 10-30 с после исчезновении оперативного напряжения.
Кроме того блоки управления выключателями имеют входы для подключения цепей трансформаторов тока что обеспечивает:
а) возможность отключения выключателя в аварийном режиме по схеме с дешунтированием;
б) дополнительное питание отключающего конденсатора блока управления.
Не требуется изменения существующих схем вторичной коммутации
Несколько модификаций блоков управления с разными функциональными возможностями и техническими параметрами позволяют гибко подойти к выполнению схем вторичной коммутации:
) повторить существующую схему
) провести модернизацию схем в связи с внедрением микропроцессорных защит или изменением требований к релейной защите и автоматике.
Совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО
Конструктивные особенности выключателя ВВTEL позволили разработать более 60 проектов модернизации (ретрофита) причем на сегодняшний день 17000 выключателей применены при модернизации в соответствии с этими проектами.
Выключатель ВВTEL так же активно применяется при новом строительстве. Более 30 КРУ и КСО - строительных заводов Российской Федерации являются активными партнерами компании "Тавриды Электрик". В изделиях КРУ и КСО наших партнеров применено 23000 выключателей.
Допускается работа в любом пространственном положении
Отсутствие дугогасящей среды для которой важно положение в пространстве (дуга гасится в вакууме) позволяет устанавливает выключатель в любом пространственном положении без ухудшения качественных параметров выключателя. Это создает дополнительные удобства при монтаже.
Малые габариты и вес
Габаритные размеры нашего выключателя и вес меньше тех же параметров аналогичных выключателей других производителей. Опять же это имеет преимущество при производстве монтажа (такой параметр как "человеко-часы" у нашего выключателя гораздо меньше чем у конкурентов).
При габаритах 474 х 540 х 265 мм (высота ширина и глубина аппарата с межполюсным расстоянием 200 мм) и массе 35 кг выключатель ВВTEL существенно облегчает операции по его обслуживанию и монтажу.
Все вакуумные выключатели серии ВВTEL полностью испытаны на соответствие требованиям российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ Р.
Основные технические характеристики
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Ток динамической стойкости (наибольший пик)А
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты кВ
Ресурс по коммутационной стойкости
а) при номинальном токе циклов "ВО"
б) при номинальном токе отключения операций "О"
в) при номинальном токе отключения циклов "ВО
Собственное время отключения мс не более
Полное время отключения мс не более
Собственное время включения мс не более
Верхнеенижнее значение температуры окружающего воздуха °С.
Стойкость к механическим воздействиям группа по ГОСТ 17516.1-90
Масса модуля коммутационного кг не более
а) с межполюсным расстоянием 200 мм
б) с межполюсным расстоянием 250 мм
Срок службы до списания лет

icon Заключение.doc

Дипломный проект состоит из четырёх частей.
В общей части дипломного проекта разработано расширение электрической части ветровой электростанции ВЭС – 22 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания на основании которого произведён выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей показал что расхождение расчётов ручного расчёта и расчёта токов КЗ на ЭВМ в схеме ВЭС составило 1 % что связано неточностью вычисления. Токи КЗ на шинах 110 кВ составили I(3) = 8094 кА и I(1) = 4882 кА. Токи КЗ на выводах генератора составили I(3) = 20036 кА и I(2) = 17352 кА. Большими получились токи трёхфазного КЗ по которым проверялись аппараты и токоведущие части.
Расчитана релейная защита силового трансформатора.
В специальной части рассмотрены технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. Произведён выбор вакуумных выключателей и ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ. Произведён анализ эффективности использования вакуумного выключателя определены его достоинства и недостатки. Выбран выключатель типа ВБЭК1- 6 -201600УХЛ2. Проанализированы коммутационные перенапряжения и защита от них. Рассмотрено как ведёт себя выключатель при потере вакуума. Для камер с числом коммутаций близким к коммутационному ресурсу наблюдается значительное увеличение отказов из-за возникновения дефектов в сильфоне. Это связано с усталостными явлениями и необратимыми процессами в материале. Произведён выбор ограничителей перенапряжения. Выбран ОПН – РС.
В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум инфразвук) влияние на линии связи (электромагнитное излучение помехи теле- и радиосвязи) влияние на флору и фауну наличие высокого напряжения электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда. Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ – 110 кВ. Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.
В главе “Экономика и организация производства” определены капиталовложения для сооружения ВЭС которые составили 776325 тыс. рублей. Представлены технико-экономические показатели станции. Расчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС. Выработка электроэнергии на основе интегральной кривой распределения скорости ветра на высоте 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки “Радуга 1”. Общая выработка электроэнергии ВЭС и с учетом потерь (15%) составит в год около 52937 тысяч кВт ч. При установленной мощности 22 МВт число часов использования установленной мощности составит около 2406 часов. Расчитаны экономические показатели ВЭС. В результате технико-экономического расчёта выявлено что себестоимость трансформации электроэнергии 1 кВт×ч равна 88 копкВт×ч.. Описаны штат предприятия и экономическая эффективность ВЭС.

icon п.4.3..doc

3.3.Оценка воздействия негативных факторов
Оценка воздействия ВЭС на окружающую среду приводится с учетом требований нормативно-методических документов и специальной литературы.
3.1. Гигиеническая оценка ВЭС как источников шума и инфразвуков
К инфразвуковому диапазону относятся звуковые колебания с частотами ниже 20 Гц.
Инфразвук обладает рядом особенностей:
-распространяется на значительно большие расстояния чем шум; из-за большой длины волны свободно огибаются препятствия экраны;
-может усиливаться за зданиями;
-может усиливаться в помещении при закрытых дверях и окнах.
“Гигиенические нормы инфразвука на рабочих местах” №2274-90 устанавливающие предельно допустимые уровни инфразвука по общему уровню 110 дБ и 105 дБ в октавных полосах частот 2 4 8 16 Гц; для частоты 315 Гц как ненормируемый в звуковом диапазоне установлен уровень 102 дБ. Допустимые уровни инфразвука на жилой территории составляет 90 дБ в соответствии с “Санитарными нормами допустимых уровней инфразвука и низкочастотного шума на территории жилой застройки” №4948-89.
Инфразвук уровнем более 100 дБ оказывает неблагоприятное воздействие на центральную нервную систему сердечно-сосудистую систему объективное самочувствие. При этом индивидуальная чувствительность к инфразвуку у людей различная.
При воздействии инфразвука интенсивностью 180 дБ (частота 7 Гц) в течение 15 мин. Можно получить серьезную травму всего организма.
Болевой порог находится на уровне для частоты 2-3 Гц – 165 дБ 10 Гц – 148 дБ 15-20 Гц 140 дБ 100 Гц – 120 дБ.
Колебаний частотой 1-100 Гц интенсивностью до 150 дБ при экспозиции от 25 с до 2 мин находится в пределах человеческой выносимости более 150 дБ – совершенно непереносим.
3.2.Акустическое воздействие шум
Звук – это энергия распространяющаяся в той или иной среде с различными скоростями (в воздухе со скоростью 340 мс). Слышимые человеком звуки находятся в частотных пределах от 20 Гц до 20 кГц. Звуки с частотой до 20 Гц – инфразвуки свыше 20 кГц – ультразвуки. Они не воспринимаются человеческим слухом но существенно влияют на его самочувствие. Понятие звука и понятие шума различны. Шумом является неритмичное звукообразование беспорядочное смешение звуков.
Наименьший порог силы звука воспринимаемый человеческим ухом равен 1 дБ. Тихий шепот на расстоянии 15 м оценивается в 10 дБ тихий разговор в 40 дБ разговор средней громкости 50 дБ. Пороговая выносливость человеческого уха принятая на основе болевых ощущений равна 130 дБ.
Шум от ВЭУ зависит от ее мощности и размеров. Он подразделяется на 2 категории:
Механический шум от генератора подшипников и других соединений. Он не превышает нормируемого значения.
Аэродинамический шум который создается вращением лопастей. Один компонент этого шума широкодиапазонной который лежит в пределах до нескольких кГц и создает ритмичный свистящий звук. Другой компонент создает колебания вызывающие низкочастотные резонансные шумы. Также не превышает нормируемого значения.
Из двух критериев доминирующим является первый.
3.3.Электромагнитное излучение и помехи телевизионной радиосвязи
Существенное значение имеют помехи вызванные отражением электромагнитных волн лопастями ветровых турбин. Они могут сказываться на качестве телевизионных и микроволновых линиях радиосвязи.
Наиболее радикальный способ уменьшения помех – это удаление ветрового парка на соответствующее расстояние от коммуникаций. В ряде случаев помехи можно избежать установкой ретрансляторов.
Лопасти из проводящих материалов оказывают большее влияние на электромагнитное излучение чем лопасти из электроизоляционных материалов. Большое значение в этом случае имеет геометрия лопастей.

icon Приложения2.doc

ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки линии W1.
ВМТ - 110Б - 251250 У1
Заградитель высокочастотный
Ведомость спецификации.

icon п. 1.2..doc

1.2.Мировая ветроэнергитика перспективы её развития
Ограниченность мировых запасов топлива и энергии неравномерность их распределения по планете ухудшение экологической ситуации всё острее ставят вопрос о всемирном использовании нетрадиционных экологически чистых энерготехнологий и использования возобновляемых энергоресурсов.
Из таких энергоресурсов наиболее распространённым и доступным является ветер. Эксплуатация ветроустановок не требует топлива и воды они могут быть полностью автоматизированы отчуждаемая территория минимальна и по расчётам составляет 3-5 м2кВт установленной мощности. Эти установки – практичны полностью заводской готовности и дл их монтажа требуется минимальное время (фундамент и подключение к сети). Вот почему ветроэнергетика бурно развивается.
В настоящее время в мире установлены и находятся в эксплуатации ветроэнергитические установки (ВЭУ) суммарной мощностью более 25000 МВт.
Установленная мощность ветроэнергетических установок действующих в странах мира к началу 2001 года составляла 18710 МВт.
Рынок ВЭУ в настоящее время является одним из наиболее быстроразвивающихся рынков его рост превышает 20% в год.
Ведущими производителями ВЭУ в мире в настоящее время являются фирмы Германии Дании Испании. На рынке ВЭУ существует острая конкуренция между ведущими фирмами и в последние годы некоторые крупные производители ВЭУ разорились и появились новые.
В настоящее время ведущие производители ВЭУ (Vestas Bonus Enercon NEG Micon Gamesa Nordex) производят коммерческие установки единичной мощностью более 500 кВт т.е. 1000 1500 2000 кВт.
Рынок в основном обеспечивается установками шести-восьми крупных фирм а количество мелких производителей ВЭУ сокращается.
За последние 20 лет изменялись основные характеристики ВЭУ: мощность размеры лопастной системы (радиус ветроколеса) и высоты башни.
По мнению специалистов Германии Дании США стоимость электроэнергии вырабатываемой ВЭУ в ближайшие годы может быть снижена до 2 центов за кВт×ч.
Крупные фирмы сегодня проводят очень гибкую политику выпуская ВЭУ для различных условий и требований заказчика.
На конец I квартала текущего года в Германии установленная мощность ВЭУ составила 8754 МВт в США – 4258 МВт в Испании – 3337 МВт в Дании – 2500 МВт в Индии 1500 МВт.
По мнению экспертов в следующие 5 лет мощность действующих в мире ВЭУ должна утроиться и достичь 75060 МВт.
В Евросоюзе доля не традиционных возобновляемых энергоисточников (НВИЭ) должна к 2010 году возрасти на 22 % в основном за счёт ветроэнергитики.
Уже сейчас в Дании на НВИЭ производится почти 20 % электроэнергии в том числе на ВЭУ – 15 %.
Задачу довести эту долю до 10 % к 2010 году ставят Германия Испания Англия.
Особенно быстро ветроэнергетика развивается в Германии. В июне текущего года общая установленная мощность ВЭУ в Германии должна превысить 10000 МВт. Предполагается что к 2001году общая мощность ВЭУ может достичь 25000 МВт
До 1998 года ветроэнергетике в Германии не уделяли серьезного внимания. Ситуация резко изменилась в 1999 году когда в стране было введено больше 1500МВт. За 2001 год ввод мощности составил 2659 МВт.
В настоящее время в стране работают около 12000 ВЭУ которые в средний по ветровым условиям в год производят 35% электроэнергии.
Плановые задания по вводу в эксплуатацию ВЭУ имеют все федеральные земли.
По данным Федерального союза ветроэнергетики насчитывающего более 12000 тысяч человек наиболее успешно ветроустановки внедряются в Северных землях расположенных на побережье Северного и Балтийских морей и горных регионах т.е. там где наилучшие ветровые условия.
Дания бесспорно является одной из ведущих стран мира в области ветроэнергетики.
Недостаток ресурсов органического топлива и особенно энергетический кризис середины 70-х годов ХХ века вызвали в стране бум ветроэнергетики. Дания является крупнейшим экспортёром ветроэнергетической техники.
В Дании насчитывается около 6000 ВЭУ со средней мощностью более 400 кВт. В последние годы в связи с необходимостью повышения эффективности ВЭУ недостатком земли в стране во-первых происходит замена ВЭУ мощностью до 250 300 и даже 500-600 кВт находящихся в эксплуатации по 8-10 лет на новые ВЭУ мощностью до 750 кВт; во-вторых крупные ВЭУ и ВЭС размещаются в море в прибрежной зоне.
В связи с этим Дания экспортирует в соседние страны в частности и в Россию ВЭУ бывшие в употреблении. Цена на такие установки в 2-3 раза ниже стоимости новых ВЭУ. Но они достаточно надёжны могут работать ещё 15-16 лет.
Строительство ВЭС в акватории прибрежной зоны позволяет увеличить выработку электроэнергии не отчуждать дорогую землю уменьшив вредное воздействие на окружающую среду.
Морские ВЭС в ряде стран (Дании Голландии Швеции Англии) становятся новым направлением развития ветроэнергетики.
Строительство ВЭС ведётся на западном побережье фирмами Vestas и на восточном побережье и в северной части страны фирмами Bonus и NEG Micon.
Из других стран полезно отметить Испанию и США.
В течение последних 5-8 лет в США не принималось серьёзных шагов по развитию ветроэнергетики. Ежегодные вводы новых мощностей не превышали 30-500 МВт однако в 2000 году было принято решение о резком увеличении темпов развития ветроэнергетики и доведения установленной мощности ВЭУ до 80000 МВт к 2020 году.
По-видимому в связи с этим США в 2001 году приобрели крупнейшую немецкую ветроэнергетическую компанию Tacke и сегодня является крупным экспортёром ветротехники предлагая её поставки и в Россию.
США также проводят замену парка ВЭУ смонтированных в 80 - 90-х годах предлагая демонтированные ВЭУ на российский Дальний Восток.
Испания наряду с Индией в последние годы является крупнейшим покупателем и производителем ветроэнергетической техники хотя в этих странах освоено лицензионное производство современных ВЭУ. Ежегодные вводы новых ветроэнергомощностей в этих странах достигли 900 МВт.
Испанская фирма Gamesa является крупнейшим производителем ВЭУ мощностью до 1000 кВт.
Строительство ВЭС ведётся как прибрежных так и в горных районах страны.
Испания закупает автономные и ветродизельные установки для “островного” энергоснабжения.
Развитие ветроэнергетики в Испании Китае Монголии странах Латинской Америки Африки осуществляется путём создания совместных предприятий с ведущими фирмами Германии Дании в основном на базе производства ВЭУ средних мощностей: 150 250 300 500 600 кВт.
Такой путь развития ветроэнергетики мог бы быть подходящим и для России. Необходимо только учитывать что практически все производимые в настоящее время за рубежом ВЭУ не рассчитывались на эксплуатацию в климатических условиях характерных для большей части территории России а именно для работы при диапазоне температур окружающего воздуха от +40 до –40 (50)оС.
В числе стран с которыми сравнивают Россию часто называют Канаду. Однако при этом надо иметь в виду что если например в Монреале и Ванкувере среднегодовая температура окружающего воздуха 9-12 оС то в Москве составляет 3-4 оС.

icon п.5.2..doc

4.2.Технико-экономические показатели
Технико-экономические показатели ВЭС представлены в таблице 4.2.2.
Таблица 4.2.2 - Технико-экономические показатели ВЭС
Установленная мощность
Годовая выработка электроэнергии
(средняя многолетняя)
Число часов использования
Съём мощности с общей площади
Сметная стоимость строительства
-объекты производственного назначения
-жилищно-гражданское строительство
Годовая продукция в отпускных ценах
Издержки производства в год
Себестоимость электроэнергии
Годовая экономия условного топлива
Удельные капиталовложения
-на 1 кВт установленной мощности
-на 1 кВт.ч среднемноголетней выработки электроэнергии

icon Приложения4.doc

ЗРУ-6 кВ. Конструкция шкафа КРУ.
Втычной разъединитель
Заземляющий разъединитель
Ведомость спецификации.

icon п.4.6..doc

3.6.Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях
Современное ракетно-ядерное оружие обладает огромной разрушительной силой. Под ударами могут оказаться не только вооруженные силы военные объекты но и административно-политические центры промышленные предприятия объекты энергетики крупные узлы коммуникаций. Обеспечение устойчивости работы объектов народного хозяйства страны в военное время составляет одну из главных задач гражданской обороны. Электроэнергетика является важнейшей отраслью промышленности определяющей технический уровень народного хозяйства.
Обеспечение надёжной защиты рабочих и служащих станции достигается тремя основными способами: укрытием рабочих и служащих объектов энергетики продолжающих работу в военное время в защитных сооружениях гражданской обороны; рассредоточением рабочих служащих и эвакуацией членов их семей; использованием средств индивидуальной защиты.
Защита основных производственных фондов станции достигается следующими способами:
-повышением в определённой степени сопротивляемости зданий сооружений воздействию ударной волны световому излучению;
-укрытием наиболее уязвимого оборудования в пассивных кранах в защитных устройствах;
-частичным изменением технологии производства тепловой и электрической энергии;
-вывозом в безопасные районы излишков взрыво- и пожароопасных веществ.
Рассмотрим некоторые способы и мероприятия повышающие устойчивость работы объектов энергетики осуществляемые в мирное время в период угрозы и при внезапном нападении противника.
Защита наиболее уязвимых элементов оборудования может быть выполнена следующими способами: подвеской над ними металлических сетей к фермам кровли для защиты от падающих элементов повреждённой кровли; установкой платформ мостовых кранов защищающих уязвимое оборудование и повышающих пространственную жёсткость здания цеха; установкой защитных устройств (зонтов камер шатров и других).
Повышение устойчивости гидроизоляции кровли к воздействию светового излучения можно выполнить побелкой известковой эмульсией. Придание тёмной кровле светлого тона повысит её устойчивость к воздействию светового излучения не менее чем в 15 2 раза что исключит воспламенение рубероида толи при световом импульсе 670 кДжм2 соответствующем примерно избыточному давлению во фронте ударной волны 20 кПа.
Придание светлого тона резервуарам с мазутом трансформаторным маслом бакам трансформаторов масляным выключателям повысит их устойчивость к воздействию светового излучения.
Повысить устойчивость кровли зданий к воздействию светового излучения можно установкой перфорированных труб для орошения гидроизоляции тёплой водой поступающей от системы автоматического пожаротушения срабатывающей по тепловому излучению ядерного взрыва.
Оперативно диспетчерский персонал в военное время должен в сложной обстановке массовых аварий принимать быстрые решения по ускоренной подаче электрической энергии потребителям первой категории восстановлению нормального функционирования объектов. Он должен детально знать схемы связей электроснабжения способы создания временных схем.
Наиболее трудоёмкие работы требующие больших материальных и финансовых затрат (строительство убежищ противорадиационных укрытий замена сгораемой кровли на несгораемую заглубление в землю резервуаров с мазутом маслом ёмкостей с сильнодействующими ядовитыми веществами и другие) выполняются в мирное время строительными монтажными организациями при расширении реконструкции объекта.
Электромагнитный импульс ядерного взрыва как поражающий фактор способен распространяться на десятки и сотни километров по линиям электропередачи связи трубопроводам. Он может оказывать воздействие на объекты энергетики там где ударная волна световое излучение проникающая радиация теряет своё значение как поражающие факторы.
На станции создана группа штаба гражданской обороны в которую входят начальники служб оповещения и связи противорадиационной и противохимической защиты убежищ и укрытий медицинская охраны общественного порядка [23].

icon п. 1.1..doc

Глава первая. РАСШИРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВЭС
апреля 2004 года исполнится 40 лет со дня создания электроэнергитической системы Республики Калмыкия.
Первые автономные маломощные дизельные электростанции появились на территории республики в 20-е годы. К 1939 году их насчитывалось 23 к началу 60-х годов – около 340. Владельцами их в основном были богатые колхозы и совхозы. Основным предназначением электростанций было обеспечение электроэнергией внутрихозяйственных нужд и работой в течение 3 – 5 часов в сутки. До начала 60-х годов абсолютное большинство жителей республики электроэнергией не пользовались.
Электроэнергия на территорию республики Калмыкия была подана от Ростовской энергосистемы в 1962 году с вводом в строй линий электропередачи 110 кВ Ремонтное – Элиста и подстанции 1103510 кВ Элиста – Западная мощностью 75 МВА а также в этом же году от Волгоградской энергосистемы с вводом в строй ЛЭП – 35 кВ Малые Чепурники – Садовое и подстанции 3510 кВ мощностью 1 МВА в райцентре Садовое. Только с 1960 по 1977 годы было построено ЛЭП протяжённостью 11000 км. Из них более 1700 км – напряжением 35 кВ и выше.
В 1969 году г. Элиста получил резервное питание от Ставропольской энергосистемы по ВЛ – 110 кВ “Дивное – Элиста” что дало возможность расширить объём работ по электрификации сельского хозяйства. Из года в год росли капиталовложения в развитие электроэнергетики.
В “Калмэнерго” входят 7 предприятий: 4 электросетевых предприятия которые обслуживают 126 подстанций напряжением 35 кВ и выше и 24702 км линий электропередачи; производственно-ремонтное предприятие; предприятие “Энергонадзор”; дирекция строящихся электростанций.
Производственное объединение энергетики и электрификации “Калмэнерго” входит в состав ОЭС Северного Кавказа. Обслуживает потребителей республики.
В настоящее время “Калмэнерго” имеет незначительную собственную выработку за счёт ветровой электростанции и в основном получает электроэнергию из Ростовской и Ставропольской энергосистем входящих в ОЭС Северного Кавказа а также из Астраханской и Волгоградской энергосистем ОЭС Центра. Поэтому с 1992 года начато строительство собственных электростанций:
-Элистинской парогазовой станции общей мощностью 320 МВт электрической и 160 Гкал тепловой мощности. Ввод в эксплуатацию 4-х блоков ПГУ-80 Элистинской ПГЭС мощностью 320 МВт при годовой выработке энергии 1477 млн. кВт час позволит удовлетворить потребность республики в электроэнергии энергосистема самосбалансируется что очень важно для экономической самостоятельности региона.
-Калмыцкой ветровой электрической станции общей мощностью 22 МВт. В условиях энергитического кризиса растёт цена на органическое топливо а республика Калмыкия обладает очень высоким ветропотенциалом особенно район “Чёрные земли”. Оценивая перспективу на 10 – 15 лет возможна значительная рентабельность ветровых установок. Их можно монтировать по Ергенинской возвышенности на “Чёрных землях” в акватории Каспийского моря.
Планируется строительство солнечно-топливной парогазовой электростанции в г. Городовиковске мощностью 25 МВт.
Передача электроэнергии между производственными объединениями и центрам нагрузок производится по линиям электропередачи напряжением 220 110 кВ.
Передача электроэнергии потребителям сельского хозяйства осуществляется по линиям электропередачи 110 35 кВ. Сети 110 и 35 кВ в основном резервированы.
Годовой максимум нагрузки “Калмэнерго” составил 127 МВт.
Протяжённость ВЛ электропередачи находящихся на балансе “Калмэнерго” по трассе 2305585 км по цепям 2328078 км.
ВЛ 110кВ – 200274 км
ВЛ 10кВ – 1447586 км

icon Содержание.doc

Ведомость дипломного проекта
Глава первая. РАСШИРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВЭС
Мировая ветроэнергитика перспективы её развития
3.1. Роль ВЭС в энергосистеме
3.2. Компановка электростанции
Технические данные ВЭУ “Радуга 1”
Выбор главной схемы электрических соединений ВЭС – 22 МВт и повышающих трансформаторов
5.1. Выбор генераторов распределение их по напряжениям
5.2. Расчёт перетоков мощности
5.3. Выбор силовых трансформаторов
5.4. Выбор схем коммутации РУ
Расчёт токов короткого замыкания в схеме ВЭС
6.1. Расчёт параметров элементов схем замещения
6.2. Расчёт трёхфазного КЗ
6.2.1. Расчёт при КЗ в точке К1
6.2.2. Расчёт при КЗ в точке К2
6.3. Расчёт однофазного КЗ в точке К1
6.4. Расчёт двухфазного КЗ в точке К2
6.5. Расчёт ТКЗ на ЭВМ
6.5.1. Расчёт трёхфазного КЗ в точке К1
6.5.2. Расчёт трёхфазного КЗ в точке К2
6.5.3. Расчёт однофазного КЗ в точке К1
6.5.4. Расчёт двухфазного КЗ в точке К2
Выбор электрических аппаратов
7.1. Выбор оборудования РУ 110 кВ
7.1.1. Выбор выключателя Q4
7.1.2. Выбор разъединителя QS4 в цепи линии W1
7.1.3. Выбор трансформаторов тока (ТА) в цепи линии W1
7.1.4. Выбор трансформатора напряжения (ТV) в ОРУ 110 кВ
7.2. Выбор оборудования ГРУ
7.2.1. Выбор трансформаторов тока (ТА)
7.2.2. Выбор трансформатора напряжения (ТV)
Выбор токоведущих частей
8.1. Выбор токоведущих частей РУ 110 кВ
8.1.1. Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ
8.1.2. Проверка сборных шин РУ 110 кВ
8.1.3. Выбор ошиновки линии 110 кВ
8.2. Выбор токоведущих частей 6 кВ
8.2.1. Выбор и проверка силовых кабелей в цепи генератора
8.2.2. Выбор проводов сборных шин ЗРУ 6 кВ
8.2.3. Проверка сборных шин ЗРУ 6 кВ
8.2.4. Выбор и проверка гибких токопроводов для установки в цепи тарнсформатора
Защита силового трансформатора
9.1. Защиты трансформаторов
9.2. Исходные данные к расчёту защит
9.3. Продольная дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ-11
9.3.1. Основные условия выбора типа защит
9.3.2. Предварительный расчёт защиты
9.3.3. Расчёт уставок реле ДЗТ-11
9.4. Максимальная токовая защита
9.4.1. Особенности выполнения защиты
9.4.2. Расчёт уставок срабатывания максимальной токовой защиты
Глава вторая. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ВАКУУМНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выбор вакуумных выключателей для установки в цепях 6 кВ
1.1. Достоинства и недостатки вакуумных выключателей
1.2. Выбор выключателя Q8
Анализ коммутационных перенапряжений
2.1. Перенапряжения и защита от них
2.2. Потеря вакуума
2.3. Программа испытания выключателя
2.4. Результаты испытаний
Выбор ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ
3.1. Выбор ограничителей перенапряжений
3.2. Выбор по наибольшему допустимому напряжению
3.3. Выбор по воздействию временного повышения напряжения
3.4. Выбор по допустимой энергоёмкости ОПН
3.5. Выбор по координационному интервалу ограничения грозовых перенапряжений
3.6. Выбор по координационному интервалу ограничения внутренних перенапряжений
Глава третья. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности на ВЭС
Идентификация негативных факторов
Оценка воздействия негативных факторов
3.1. Гигиеническая оценка ВЭС как источников шума и инфразвуков
3.2. Акустическое воздействие шум
3.3. Электромагнитное излучение и помехи телевизионной радиосвязи
Технические и организационные меры по снижению негативных факторов
4.1. Обеспечение микроклимата на рабочем месте диспетчера станции
4.1.1. Характеристика работ по категории тяжести на рабочем месте диспетчера станции
4.1.2. Нормирование микроклимата
4.1.3. Расчёт расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании
4.2. Производственное освещение
4.2.1. Системы и виды производственного освещения
4.2.2. Расчёт искусственного освещения помещения ГЩУ
4.3. Заземление ОРУ 110 кВ
Меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре
Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях
Глава четвертая. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ЭКОНОМИКИ И ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА
Технико-экономические показатели
Энергетические показатели
3.1. Методика расчёта
3.2. Годовая выработка электроэнергии
3.3. Сезонная выработка электроэнергии
3.4. Месячная выработка электроэнергии
3.5. Суточная выработка электроэнергии
3.6. Выработка электроэнергии по направлениям
Экономические показатели
Организация производства
Экономическая эффективность ВЭС

icon п.4.5..doc

3.5. Меры пожарной безопасности при проведении
огневых работ на объектах станции и при пожаре
Руководителем тушения пожара на энергообъекте до прибытия первого пожарного подразделения является старший смены (начальник смены дежурный инженер станции) или руководитель энергообъекта.
По прибытии первого пожарного подразделения старший смены (руководитель энергообъекта) должен информировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарного подразделения и передать ему руководство тушением пожара выдачей письменного допуска.
Если горящая электроустановка не отключена и находится под напряжением то тушение её представляет опасность поражения электрическим током. Как правило тушить ручными средствами пожар электрооборудования следует при снятом с него напряжении. Если почему-либо снять напряжение невозможно то допускается тушение установки находящейся под напряжением но с соблюдением особых мер электробезопасности которые предусмотрены Инструкцией по тушению пожаров в электроустановках электростанций и подстанций.
Тушение пожаров ручными средствами в сильно задымленных помещениях энергообъектов с проникновением в них без снятия напряжения не допускается.
При пожаре трансформатора он должен быть отключён со всех сторон после чего немедленно следует приступать к тушению воздушно-механической пеной распылённой водой или огнетушителями. Горящее масло не следует тушить компактной водяной струёй во избежание увеличения площади пожара. При тушении трансформатора установленного в камере необходимо предупредить распространение пожара через вентиляционные и другие каналы.
При загорании кабелей расположенных в туннелях каналах и других помещениях при наличии стационарной установки пожаротушения необходимо её включить в работу. При тушении горящих кабелей напряжением выше 1 кВ в кабельном туннеле работающий с пожарным стволом должен направлять струю воды через дверной проём или люк не заходя в отсек с горящими кабелями. Одновременно необходимо принять меры к скорейшему снятию напряжения.
На каждом предприятии должен производиться противопожарный инструктаж вновь принимаемых на работу который проводит начальник местной пожарной охраны или инструктор по пожарной профилактике. На объектах не имеющих специальной пожарной охраны первичный инструктаж проводит инженерно-технический работник хорошо знакомый с вопросами пожарной безопасности.
Перед производством огневых работ на ёмкостях или внутри их и на трубопроводах в которых находились легковоспламеняемые и горючие материалы они должны отключаться от всех коммуникаций и выполняться следующие мероприятия:
закрываться ближайшие задвижки и вывешиваться плакаты;
удаляться остатки находящихся в них веществ;
организовывать пропарку и промывку пожаробезопасными растворами.
При проведении огневых работ запрещается:
-приступать к работе при неисправной аппаратуре;
-производить работы ближе 5 м от и на свежеокрашенных конструкциях до полного высыхания краски;
-начинать работы при неизолированных соединениях сварочных проводов;
-пользоваться одеждой и рукавицами со следами масел жиров и других горючих жидкостей.
При авариях сварочные и другие огневые работы проводятся без выдачи наряда но под непосредственным наблюдением начальника цеха или по его указанию другим ответственным лицом данного цеха.
В связи с установкой на территории станции маломасляных выключателей а также наличия пожароопасных помещений предусматривается комплекс противопожарных мероприятий и пожарной защиты [23].

icon п.5.1..doc

Глава четвёртая. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ЭКОНОМИКИ И ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА
При проведении расчётов капиталовложений используем расчётные стоимости включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования затраты на строительство и монтаж.
Расчет капиталовложений необходимых для реализации рекомендуемой схемы присоединения ветроэлектростанции к энергосистеме производится по ”Основным базовым технико-экономическим показателям ВЛ и ПС 35 – 1150 кВ”.
Для схемы станции из справочных источников принимаем стоимостные показатели и заносим в таблицу. Указанные показатели включают стоимость выключателей и разъединителей трансформаторов тока и напряжения разрядников и аппаратуры цепей управления сигнализации и релейной защиты контрольные кабели ошиновку металлоконструкции связанные с их установкой строительно-монтажные работы. Для определения полной стоимости ОРУ стоимость одной ячейки умножается на количество ячеек на ОРУ. Стоимостные показатели ОРУ-110 кВ соответствуют стоимости одной ячейки для схемы со сборными шинами и обходной системой шин.
Таблица 4.1.1 - Расчёт капиталовложений в подстанцию 1106 кВ
Трансформаторы Т1 Т2
Постоянная часть затрат
В объем капитальных вложений входит стоимость:
-проектирования и подготовки площадки;
-зданий и сооружений включая устройства отопления освещения вентиляции водопровода канализации;
-энергетического оборудования;
-контрольно-измерительных приборов.
Укрупненные показатели стоимости электрооборудования и строительно-монтажных работ по электрической части ВЭС (исключая стоимость ветроагрегатов и сетевого строительства) приведены в таблице 4.1.2.
Проектная цена для агрегата «Радуга 1» – 265 миллионов рублей.
Приведенные в таблице 4.1.2 расчеты капиталовложений не заменяют собой смет которые должны составляться на дальнейших стадиях проектирования и дают только предварительную оценку стоимости для варианта размещения ВЭС.
Капитальные вложения в станцию складываются из стоимости распределительных устройств всех уровней напряжений силовых трансформаторов постоянной части затрат.
Капиталовложения даны для площадки размещения ВЭС и учитывают стоимость электросетевых обьектов до шин 6 кВ электростанции.
Таблица 4.1.2 - Расчёт капиталовложений ВЭС
ВЛ 110 кВ одноцепнаяс
на ж.б. опорах (5 км)
на ж.б. опорах (7 км)
Дизельная электростанция
Непредвиденные затраты (10%)

icon п.4.7..doc

В данном разделе дипломного проекта выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум инфразвук) влияние на линии связи (электромагнитное излучение помехи теле- и радиосвязи) влияние на флору и фауну наличие высокого напряжения электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда.
Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ – 110 кВ.
Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.

icon Введение.doc

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России без её развития прогресс в стране не возможен.
В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика на долю которой приходится около 40 % топлива добываемого в стране. Доля электроэнергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25 %.
Особый интерес для отдельных регионов представляет использование возобновляемых источников энергии например использование ветра. Доля ветроэнергетики в ТЭБ России не может составить более 1-2 % даже при интенсивном её развитии. Эта энергетика как автономная несомненно перспективна.
Чтобы увеличить валовой выпуск продукции при максимальном использовании всех видов экономии энергии необходимо увеличить производство электроэнергии.
Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология да и сам уровень совершенствования этих установок отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолеть.
Прирост энергетических мощностей России должен осуществляться главным образом за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив.
Сегодня в ТЭБ России 150 ГВт мощности производится на органическом топливе. Производство электроэнергии в 2000 году в целом по России составило 878 млрд. кВт ч. Объем экспорта электроэнергии из ЕЭС России в 2000 году составил 13 млрд. кВт ч. Установленная мощность всех ЭС России и структура генерирующих мощностей составила 2128 млн. кВт.
В 2000 году установленная мощность ЭС ЕЭС России составила 1992 млн. кВт или 93 % от установленной мощности ЭС РФ.
Усложняя схемы установки тем самым увеличивая КПД за счет комбинации циклов обычно выигрывают в топливе но проигрывают в капитальных затратах. Поэтому в погоне за минимальной стоимостью электроэнергии в окупаемости электроустановок всегда должен быть оптимум который существенно зависит от цены на топливо и цены на создание сложной установки. Для России где топливо дешевле чем в мире погоню за сложными установками с очень высоким КПД считают неоправданной. В сегодняшней ситуации Россия не может себе позволить черезвучайно больших затрат на создание сложных установок.
За последние 10 лет всего было введено на ЭС России 133 млн. кВт генерирующих мощностей. В производственной области нарастает процесс физического и морального старения генерирующего и электросетевого оборудования. Снижение вводов генерирующих мощностей и низкие темпы технического перевооружения приводят к накоплению объемов устаревшего оборудования.
Основная электрическая сеть объеденных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории используется система напряжений
0 – 500 кВ. В ОЭС Северо-Запада западных районов ОЭС центра и частично в ОЭС Северного Кавказа – 330 – 750 кВ.
Электрические сети эксплуатируемые в настоящее время в основном обеспечивают электроснабжение потребителей выдачу мощности ЭС перетоки мощности и энергии между отдельными объединениями.
По состоянию на 2001 год общая протяженность электрических сетей России напряжением 110 кВ и выше составило более 449 тыс. км суммарная мощность установленных трансформаторов на подстанциях – 569 млн. кВА.
Одной из наиболее актуальных задач в перспективе является техническое перевооружение существующих ЭС; продление срока службы энергетического оборудования которое либо его выработало либо находится на гране выработки. В последние годы в условиях финансового кризиса происходит постоянное нарастание объемов оборудования выработавшего свой парковой ресурс что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности электроснабжения потребителей.
Необходима модернизация энергетики.
Перспективное развитие основной электрической сети ЕЭС России должно быть направленно на обеспечение ее устойчивого и надежного функционирования в условиях создания рынка мощности и электроэнергии. С целью устранения технических ограничений сдерживающих развитие конкурентной среды на рынке особое внимание уделяется развитию системообразующих электрических сетей повышению их разветвленности и пропускной способности и реконструкции.
Развитие электроэнергетики в перспективе будет определяться темпами роста экономики страны осуществлением структурных реформ в отрасли направленных на создание конкурентных рыночных отношений что обеспечит повышение эффективности и инвестиционной привлекательности энергетики.

icon п.4.4..doc

3.4.Технические и организационные меры по снижению негативных факторов
4.1. Обеспечение микроклимата на рабочем месте диспетчера станции
4.1.1 Характеристика работ по категории тяжести на рабочем месте диспетчера станции.
Работы выполняемые дежурным станции относятся к категории Iб [27]. Это работы производимые сидя стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся нервно-эмоциональным напряжением. Энергозатраты при этом достигают 172 Джс [27].
Помещение в котором расположено рабочее место диспетчера станции находится в общестанционном пункте управления (ОПУ). Площадь помещения составляет 50 м2 высота – 5 м. Имеется два окна площадью 6 м2. помещение рассчитано на одного дежурного при круглосуточном дежурстве. Вентиляция естественная. Для отопления в холодный период года используются бытовые электронагревательные приборы.
4.1.2 Нормирование микроклимата
Согласно [27] в помещениях диспетчерских пунктов в кабинах на пультах и постах управления технологическими процессами и других производственных помещениях при выполнении работ операторского типа связанных с нервно-эмоциональным напряжением должны поддерживаться комфортные метеорологические условия внешней среды: температура влажность скорость движения воздуха. Допустимые параметры микроклимата на основании [27] приведены в таблице 3.4.1.
Таблица 3.4.1 - Допустимые параметры микроклимата
Температура воздуха °С
- диапазон ниже оптимальных величин
- диапазон выше оптимальных величин
Относительная влажность %
Удельный расход воздуха м3ч
Скорость движения воздуха мс
-для диапазона температур воздуха ниже оптимальных величин не более
для диапазона температур воздуха выше оптимальных величин не более
Температура поверхностей °С
Оптимальные параметры микроклимата согласно [27] приведены в таблице 3.4.2.
Таблица 3.4.2 - Оптимальные параметры микроклимата
Скорость движения воздуха мс
При обеспечении допустимых величин микроклимата на рабочем месте диспетчера подстанции должны соблюдаться условия:
-перепад температуры воздуха по высоте не более 3 °С;
-перепад температуры воздуха по горизонтали и изменение в течение
Оптимальная для работы температура составляет - 25 °С.
Тепловой режим в помещениях должен быть по возможности стабильным колебания температуры в помещениях на протяжении суток не должны превышать двух-трёх градусов.
Совместное действие параметров микроклимата характеризуется индексом тепловой нагрузки среды (ТНС). Произведём расчёт ТНС по уравнению:
где tвл=23 °С – температура смоченного термометра аспирационного психрометра;
tм=25 °С – температура внутри зачернённого шара.
ТНС=07×23+03×25=233 °С.
Таким образом ТНС рабочего места диспетчера подстанции находится в допустимых пределах для работ I категории: 222-264 °С.
Для поддержания оптимальных параметров микроклимата необходимо применять систему кондиционирования воздуха второго класса [27]. Систему кондиционирования данного класса предназначенную для круглосуточного и круглогодичного обеспечения требуемых параметров воздуха в помещениях следует предусматривать не менее чем с двумя 50 % требуемого воздухообмена и заданную температуру.
Установка требуемой системы кондиционирования определяется расчётом расхода и температуры приточного воздуха. Расход приточного воздуха следует определить в соответствии с обязательным приложением 17 [27] и принимать большую из величин необходимую для обеспечения санитарных норм.
4.1.3 Расчёт расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании помещения ГЩУ
Рассматриваемое помещение не относится к помещениям с избытком явной теплоты с выделением вредных и взрывоопасных веществ с избытком влаги с избытком полной теплоты поэтому расход воздуха определяется:
)по нормативному расходу приточного воздуха
a = А×К =50×6 =300 м3ч
где А=50 м2 – площадь помещения;
a - нормативный расход приточного воздуха;
К=6 м3ч×м2 – нормируемый расход приточного воздуха на 1 м2 пола помещения (для данного объёма помещения и класса системы кондиционирования по [27]).
где N=1 – число людей постоянно находящихся в помещении;
m=85 м3ч – нормируемый удельный расход воздуха [27].
a’ – нормативный расход приточного воздуха на одного человека находящегося в помещении.
) по нормируемой кратности воздухообмена
a=Vp×n=250×1=250 м3ч;
где Vp – объём помещения м3;
Н=5 м – высота помещения;
n=1 ч-1 – требуемая кратность воздухообмена (для данного класса кондиционирования по [27].
Температура приточного воздуха для тёплого и холодного периода года с учётом эмпирического температурного коэффициента соответственно равна:
tiПХ= - 22+0001×10= - 2199 °С
Р=10 Па – полное давление нагнетателей воздуха (для помещений данного класса [27]).
Примем к установке два кондиционера типа БК-2500. его технические и тепловые характеристики:
-потребляемая мощность 2500 Вт;
-рабочее напряжение 220 В;
-расход приточного воздуха 150 м3ч;
диапазон температур приточного воздуха от -30°С до 40°С.
4.2. Производственное освещение
4.2.1. Системы и виды производственного освещения
Правильно спроектированное и рационально выполненное освещение производственных помещений оказывает положительное психофизиологическое воздействие на работающих способствует повышению эффективности и безопасности труда снижает утомление и травматизм сохраняет высокую работоспособность.
4.2.2. Расчёт искусственного освещения
Расчёт искусственного освещения помещения ГЩУ станции производится методом коэффициента использования.
Коэффициент использования светового потока давший название методу расчёта определяют по СНиП 23-05-95 в зависимости от типа светильника отражательной способности стен и потолка размеров помещения определяемых индексом помещения:
А = 10 м – длина помещения в плане м;
В = 5 м – ширина помещения в плане;
Hp=28 м – высота подвеса светильников над рабочей поверхностью;
Н = 4 м – высота помещения в плане.
Индекс помещения учитывает влияние соотношения размеров и конфигурации помещения и высоты подвеса светильников над рабочей поверхностью.
Для помещения щитов управления при постоянном пребывании людей в помещении с наблюдением за щитом на расстоянии более 05м:
-наименьшее значение освещенности для газоразрядной лампы – 200 лк [СниП 23-05-95];
-коэффициент запаса k=15;
-показатель ослеплённости р=40;
-коэффициент пульсации кп=20%.
Для люминесцентных ламп выбран светильник ЛДР (240; 280):
-длина 1240; 1540 мм;
Исполнение по пылезащите – частично пыленепроницаемое.
Коэффициент отражения поверхностей помещения:
-рабочей поверхности rр=10%.
Коэффициент использования светового потока ламп h=039.
Определение светового потока и числа светильников для помещения ГЩУ:
где Ен – нормируемая минимальная освещённость по СНиП 23-05-95 лк;
S – площадь освещаемого помещения м2;
z – коэффициент неравномерности освещения;
kз – коэффициент запаса;
n – число светильников в помещении;
hн – коэффициент использования светового потока.
Для люминесцентных ламп принимается z=11. Коэффициент kз устанавливается с учётом чисток светильников в год и принимается равным kз=15 для люминесцентных ламп.
Если принять светильники с лампами 240 Вт (с общим потоком 4450 лк) то в ряду необходимо установить 158654450 = 4 светильника; светильники с лампами 240 Вт (с общим потоком 7730 лк) – 3 светильника.
Преимущество имеет первый вариант при котором разрывы между светильниками меньше.
Таким образом к установке принимаются люминесцентные лампы типа ЛД-40-4:
Световой поток после 100 часов горения лк:
Рисунок 3.4.2 - Схема расположения светильников
4.3. Заземление ОРУ 110 кВ
Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию ОРУ 110 кВ предусматриваются:
-ограждения токоведущих частей;
-необходимые изоляционные расстояния между токоведущими частями и отдельными присоединениями;
-система молниезащиты в виде молниеотводов;
-электромагнитные и механические блокировки исключающие ошибки при операциях персонала во время оперативных переключений;
-защитное заземляющее устройство;
-дистанционное управление выключателями;
-системы контроля и автоматики режимов работ;
-стационарные заземляющие ножи с дистанционным управлением и системой блокировок;
-рабочее и аварийное освещение;
-защита от коротких замыканий.
Для снижения уровня электрического поля в ОРУ 110 кВ предусматриваются следующие стационарные средства защиты:
-вертикальные экраны устанавливаемые между двумя выключателями соседних ячеек.
Для предотвращения несанкционированного доступа на территорию ОРУ людей животных которые могут создать аварийную ситуацию с угрозой для своей жизни и жизнедеятельности персонала на ОРУ выполняются следующие охранные мероприятия:
-сетчатое ограждение высотой два метра по периметру;
-предупреждающие плакаты.
Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок а также обеспечения эксплуатационных режимов работы.
Площадь ОРУ-110 кВ: 5032 м;
Грунт в месте сооружения ГПП: суглинки;
Климатическая зона:
Время действия релейной защиты: tрз = 012 с;
Полное время отключения выключателя: tо.в. = 006 с;
Наибольший ток замыкания на землю: Iкз = 8094 кА;
Имеется естественный заземлитель: система тросс-опора с сопротивлением заземления 2 Ом (данные проведенных замеров).
Расчет производим по методике [26].
Со стороны 110 кВ в соответствии с ПУЭ требуется сопротивление заземления 05 Ом.
Поскольку сопротивление естественного заземлителя = 2 Ом больше необходимого сопротивления заземляющего устройства Rзм05 Ом значит необходимо сооружение искусственного заземлителя.
Сопротивление естественного заземлителя:
Рекомендуемое для расчетов сопротивление грунта в месте заложения заземлителей (суглинки) по [26 табл. 12.1] составляет
Повышающие коэффициенты для климатической зоны II по [26 табл.12.2] принимаем равным: 35 для горизонтальных электродов длиной 43 м при глубине заложения их вершин 07 м. и 15 для вертикальных электродов.
Расчетные удельные сопротивления:
-для горизонтальных электродов:
-для вертикальных электродов:
Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода – трубы диаметром 20 мм и длиной 43 м при погружении его под землю на 07 м:
d – диаметр электрода м;
t – глубина заложения (расстояние от поверхности земли до середины электрода) м.
Определяем примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте их использования Ки.в.э=08:
Определяем сопротивление растеканию одного горизонтального электрода – полоса 404 мм приваренных верхним концам вертикальных электродов:
b – ширина полосы м;
t – глубина заложения м.
Находим действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования (Ки.г.э=0235).
Уточняем сопротивление вертикальных электродов:
Уточненное число вертикальных электродов (при Ки.в.э=056 по [26 табл. 12.4]):
Окончательно принимаем к установке 94 электродов. Дополнительно к контуру на территории станции устанавливаем сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08-1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 5 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и подъездов а также по краям контура прокладываем углубленные полосы. Эти неучтенные электроды лишь уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства.
Сопротивление искусственного заземлителя:
где hв = 023 – коэффициент использования вертикальных электродов [26 табл.3.3];
hг = 035 – коэффициент использования горизонтальных электродов [26 табл.3.3].
Общее сопротивление заземлителя ОРУ:
Общее сопротивление заземляющего устройства ОРУ 110 кВ не превышает нормируемого значения.
Рисунок 3.4.1 - Схема заземляющего устройства

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 19 часов 4 минуты
up Наверх