Электрическая часть ГЭС -1200 МВт, 500/220 кВ

ДП ГЭС1200 МВт 500-220 кВ-оконч.docx

Энергетика является основой экономики нашей страны. Особое значение для развития экономики является электроэнергетика. Оказывающая огромное воздействие на ускорение прогресса не только в промышленном производстве но и во всех других областях жизни нашего общества.
Эта роль электрической энергии объясняется универсальностью ее использования. Возможностью передачи на практически любые расстояния бесконечной дробимостью и в то же время возможностью ее концентрации в очень больших масштабах. Легкость автоматизации процессов при использовании электрической энергии делает ее незаменимой служебной энергией.
Особенно выгодно технически и экономически использовать маневренные превосходные качества гидроэлектростанций и тепловых электростанций при их совместной работе в энергосистеме. В настоящее время на территории СНГ действуют более95 энергетических систем. Которые при помощи линий высокого и сверхвысокого напряжения (330-500-750 кВ) объединены в более крупные системы. Объединение энергетических систем повышает надежность энергоснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами отдельных электростанций и систем.
Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие на котором производится электрическая а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.
В зависимости от вида природных источников энергии (твердоежидкоегазообразное ядерное топливо водяная энергия) станции подразделяются на: тепловые (ТЭС) гидравлические (ГЭС) атомные (АЭС).
Станции на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
Для каждого типа станции разрабатывается своя технологическая схема превращения первичной энергии в электрическую а для ТЭЦ – и в тепловую.
Оборудование располагается в специальных зданиях. На открытых площадках или под землей. Агрегаты связаны между собой как в тепловой так и в электрической части. Эти связи отражаются соответствующим образом в технологических тепловых и электрических схемах. Кроме того на станции предусматриваются многочисленные коммуникации вторичных устройств – систем управления. Контроля защиты блокировок сигнализации и т.п.
Станция имеет также развитые транспортные связи: внешние (с железнодорожной станцией населенными пунктами рабочим поселком карьерами отвалами) и на территории самой станции (между отдельными зданиями и сооружениями для перемещения оборудования материалов топлива как в процессе сооружения так и во время эксплуатации).
Для выдачи электрической и тепловой энергии в энергосистему и к местным потребителям предусматривается необходимое количество электрических линий и тепловых магистралей.
План площадки на которой размещаются все основные здания и сооружения станции называют генеральным планом станции. Генплан компонуется так чтобы обеспечить надежную работу станции в целом и всех ее звеньев удобство и безопасность эксплуатации. А также возможность ее последующего расширения. При этом рассчитывается климат района рельеф местности страны света. Роза ветров кратчайшие транспортные связи и линии выдачи энергии возможности водоснабжения требования пожарной безопасности гражданской обороны охраны окружающей среды. Структура компоновки зависит от типа станции.
При выборе площадки для ТЭЦ необходимо считаться с экономичностью теплоснабжения потребителей.
Для тепловых (в том числе и атомных) электростанций желательно иметь равнинный рельеф местности. Для ровной площадки могут быть созданы типовые компоновки генерального плана станций различающиеся между собой видом топлива системой водоснабжения числом и мощностью агрегатов и т.п.
К концу строительства ТЭС территория станции должна быть озеленена и благоустроена.
Выбор синхронных генераторов
По каталогу принимаем
Таблица 1Технические данные генератора
где – сверхпереходное индуктивное сопротивление;
СВ – синхронный вертикальный гидрогенератор с непосредственным охлаждением статора и ротора воздухом;
nном– номинальная частота вращения обмин;
Sном – полная номинальная мощность МВА;
Рном – номинальная мощность МВА;
Uном – номинальное напряжение МВА;
Iном – номинальный ток;
60 – наружный диаметр см;
5 - длина активной стали сердечника см;
– количество полюсов ротора.
Выбор и обоснование двух вариантов структурных схем
Рисунок 2.1Структурная схема вариант № 1
Рисунок 2.2 Структурная схема вариант № 2
Выбираем более экономичный вариант по перетоку мощности через
автотрансформатор связи
Расход электроэнергии на С.Н. одного генератора
Переток по вариантам
Вывод:вариант №1по перетоку мощности более экономичен
Выбор автотрансформаторов связи и блочных трансформаторов
Реактивные мощности генератора
Блочные трансформаторы
На стороне 500кВ-ТДЦ-400000500
На стороне 220кВ-ТДЦ-400000220
Выбор автотрансформаторов связи
Наиболее тяжелый режим – минимальный.
По каталогу [2;с.156; т.3.8]принимается 3×АОТДЦТН-167000500220 и один в резерве
Наиболее тяжелый режим – аварийный.
Принимается 3×АОТДЦТН-167000500220 и один в резерве
Сводим данные расчетов в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов
Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем
Потери электроэнергии в трансформаторах связи
×АОТДЦТН-167000500220
где- число часов работы АТ связи (включен весь год).
×АТДЦТН-167000500220
Потери электроэнергии в блочных трансформаторах
Суммарные потери электроэнергии по вариантам
Объем капиталовложений по вариантам
Таблица 4.1 Капитальные затраты по вариантам
Стоимость оборудования
Издержки по вариантам
где - отчисления на амортизацию
- отчисления на обслуживание
Затраты по вариантам
где - коэффициент экономии для энергетики.
Вывод: по перетоку мощности и по приведенным затратам вариант №1 более экономичен поэтому и принимается к дальнейшему расчёту.
Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
Выбор агрегатных ТСН
Мощность выдаваемая агрегатными ТСН
Выбор общестанционных ТСН
Требуемая мощность общестанционных ТСН
Количество общестанционных ТСН – два один подключаются к обмотке НН АТ связи а второй подключен отпайкой от блока.
По каталогу принимается ТРДНС-2500035
Рисунок 5.1 Собственные нужды ГЭС - 1200 МВт
Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств всех уровней напряжений
Число присоединений n=5 U=500кВ; принимается
Принимается «Полуторная схема 32».
Рисунок 6.1. ОРУ-500 кВ 3 выключателя на 2 присоединения
В распределительном устройстве 500 кВ применяем схему с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи.
Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин очистка изоляторов ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей) все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.
Количество необходимых операций разъединителями в течение года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей разъединителей и сборных шин значительно меньше чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.
Недостатками рассмотренной схемы являются:
отключение К3 на линии двумя выключателями что увеличивает общее количество ревизий выключателей;
удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;
усложнение цепей релейной защиты;
Рисунок 6.2 ОРУ-220 кВ
Для РУ 220 кВ (рисунок 6.2) принимаем схемы с двумя рабочими и обходной системами сборных шин с одним выключателем на цепь. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений; W3W5группа AT T3 присоединены к первой системе шин линия W4W6W7 Т2 присоединены ко второй системе шин шиносоединительный выключатель QA включён. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы т.к. при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключения.
Недостатки схемы: отключение одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединённых к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин т.е. приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного выключателя и обходного и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Составляем схему замещения
Рисунок 7.1 Схема замещения ГЭС-1200 МВт
Расчет сопротивлений проводим в относительных единицах и принимаем
Сопротивление генератора
Сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-400000500
Сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-400000220
Сопротивление автотрансформатора связи 3×АОТДЦТН-167000500220
Сопротивление в о.е.
- пренебрегаем т.к. число отрицательное.
Сопротивление ВЛ 500кВ
где - удельное индуктивное сопротивление ВЛ по каталогу
Сопротивление энергосистемы
Сворачиваем схему замещения (рисунок 7.1) относительно точки К1 (500кВ)
Рисунок 7.1 Промежуточная хема замещения для точки КЗ К1
Рисунок 7.2 Конечная схема для точки короткого замыкания относительно точки К1
Определяем базовый ток
Определяется начальная периодическая составляющая тока К.З. в точке К1
где - значение ЭДС источника по каталогу
По ветви энергосистемы
По ветви источника G1-8
Суммарная начальная периодическая составляющая тока К.З. в точке К1
Таблица 7.1 Значения Tac и ky для точки К1
Определяем ударный ток К.З. в точке К1
где - ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей (Та) тока К.З.
Суммарный ударный ток в точке К1
Определяем апериодическую составляющую тока К.З.
где - определяется по кривым при известных и Та
Та – время затухания апериодической составляющей тока К.З.
- собственное время отключения выключателя ВГУ-500 расчетное время для тока К.З.
Суммарная апериодическая составляющая тока К.З.
Определяем периодическую тока К.З. в точке К1
Суммарная периодическая тока К.З.
Расчеты сводим в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 Расчетные токи К.З.для К1
Сворачиваем схему относительно точки К2сш 220 кВ
Рисунок 7.3 Исходная схема замещения для расчета токов КЗ относительно точки К2
Ветви системы и G (1-4) иG (5-8) связаны сопротивлением производим разделение связанных ветвей
Рисунок 7.4 Конечная схема КЗ для К2
Определяем начальную периодическую составляющую тока К.З. в точке К2
По ветви источника G1-4
По ветви источника G 5-8
Суммарная начальная периодическая составляющая тока К.З. в точке К2
Таблица 7.3 ЗначенияTac и ky для точки К2
Определяем ударный ток К.З. в точке К2
По ветви источника G5-8
Суммарный ударный ток в точке К2
расчетное время для тока К.З.
где - собственное время отключения выключателя ВГТ-220-402500 У1
Суммарная апериодическая составляющая тока К.З.
Определяем периодическую тока К.З. в точке К2
Расчеты сводим в таблицу 7.4.
Таблица 7.4 Расчетные токи К.З для К2
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей по расчетным тока К. З.
Выбор системы шин 500 кВ и связь от системы шин до блочного трансформатора
СШ выполняются голым проводами марки3× АС-30039 проложенными на открытом воздухе сечение провода выбирается по нагреву(по допустимому току)
По каталогу [1 стр. 624 табл. п.3.3] принимается провода с учетом рекомендаций ПУЭ на отсутствие короны[2 стр. 20 табл. п. 3.]
По каталогу принимается 3×АС-30039 с
Imax=198 АIдоп=710 А
На термостойкость голые гибкие шины проложенные на открытом воздухе не проверяется.
Проверка на электродинамическoе воздействие (на схлестывание) не производится т.к.
Проверка на корону не производится т.к. шины выбраны сучетом отсутствия короны.
Выбор ошиновки 500кВ
Ошиновка как и СШ выполняется голым проводом; сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока
экономическая плотность тока
Проверка ошиновки 500кВ по допустимому току
Imax=198 АIдоп=1420 А
Таблица 8.1 Выключатели и разъединители 500 кВ
Рассчитываем тепловой импульс
где- нормированное значение содержания периодической
составляющей в отключаемом токе %
- ток термической стойкости
- допустимое время действия
Выбор измерительных трансформаторов тока в цепях 500 кВ
Таблица 8.3 Вторичная нагрузка ТТ 500 кВ
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Составляем расчетную схему
Рисунок 8. 1 Измерительные приборы в цепях 500 кВ
Общее сопротивление приборов
где Sприб= 65 - полная мощность приборов более нагруженных фаз
Допустимое сопротивление приборов
где - сопротивление контактов при числеприборов больше трех;
- номинальная нагрузка в Омах для трансформаторов тока ТГФ-500-5001
Требуемое сечение соединительных проводов
где- удельное сопротивление материала провода
- ориентировочная длина проводов во вторичных цепях
С точки зрения механической прочности рекомендуется принимать контрольный кабель с медными жилами
Поэтому принимаем кабель сечением жил
Уточняем сопротивление проводов и вторичной нагрузки трансформаторов тока в Омах
Проверяем дополнительное сопротивление приборов
Таблица 8.4 Технические данные ТТ 500 кВ
Выбор трансформаторов напряжения 500кВ
Таблица 8.4 Вторичная нагрузка ТН 500 кВ
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Счётчик активной энергии
Датчик реактивной энергии
Суммарная вторичная нагрузка ТН
По каталогу принимаем НКГ-500-78У1 имеющий в классе точности 05
Условия выполняются
Выбор системы шин 220 кВ и связь от системы шин до блочного трансформатора
СШ выполняются голым проводам марки АС-24039 проложенными на открытом воздухе сечение провода выбирается по нагреву (по допустимому току)
По каталогу [1 стр. 624 табл. п.3.3] принимается провода с учетом рекомендаций ПУЭ на отсутствие короны [2 стр. 20 табл. п. 3.]
По каталогу принимается 1х АС-24039 с
Imax=443 АIдоп=1220 А
Проверка на корону не производится т.к. шины выбраны с учетом отсутствия короны.
Выбор ошиновки 220 кВ
Выбираем 1хАС-24039;
Проверка ошиновки 220кВ по допустимому току
Imax=443 А=Iдоп=443 А
Таблица 8.6 Выключатели и разъединители 220 кВ
где - нормированное значение содержания периодической
составляющей в отключаемом токе % ;
- ток термической стойкости ;
- допустимое время действия .
Выбор измерительных трансформаторов тока в цепях 220 кВ
Таблица 8.7 Вторичная нагрузка ТТ 220 кВ
где - сопротивление контактов при числе приборов больше трех;
- номинальная нагрузка в Омах для трансформаторов тока ТГФМ - 220
Рисунок 8. 1 Измерительные приборы в цепях 220 кВ
где - удельное сопротивление материала провода
Таблица 8.8 Технические данные ТТ 220 кВ
Выбор трансформаторов напряжения220кВ
Таблица 8.9 Вторичная нагрузка ТН 220 кВ
Суммарная вторичная нагрузка ТН. Вторичная нагрузка ТН 220 кВ
По каталогу принимаем: ЗНГА-220.
Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам
Выбор оборудования в цепях генератора СВ-1260185-60 УХЛ4
Связь между генератором и блочным трансформатором осуществляется по фазно – экронизированым комплектным токопроводам ГРТЕ-20-10000-300
Iном = 10000>Imax=6809
Выключатель ВГГ-20-9010000У3 [2. стр. 230. таб. 5.1]
Iном = 10000 >Imax=6809
Разъединитель РВРЗ – 2-208000У3 [2. стр. 266. таб. 5.5]
Iном = 8000 >Imax=6809
Трансформатор тока ТШ – 20100005 [2. стр. 301. таб. 5.9]
Iн=10000 А >Imax= 3102А
Трансформатор напряжения 3хЗОМ -120 и 3хЗНОМ -20
Описание конструкции открытых распределительных устройств
В распределительных устройствах 500 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи.
Так же как и ЗРУ открытые РУ должны обеспечить надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах а жесткие – с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ. Открытое РУ должно быть ограждено. Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объем строительных работ так как необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ. Легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. ОРУ 750 кВ и 500 кВ выполнено по схеме с полтора выключателями на цепь с трёхрядной установкой выключателей. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трёх рядов выключателей что значительно увеличивает длину ячеек. Существенно сокращает площадь ОРУ применение подвесных разъединителей. Подвижная часть подвесных разъединителей подвешивается на гирляндах изоляторов к консолям и траверсам опор и порталов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторах тока. Опускание и подъём подвижной части разъединителя производится гибким тросом связанным через блоки с проводом разъединителя. Для заземления отключенных цепей применяются телескопические заземлители.
В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок где выключатели линий расположены в одном ряду а выключатели трансформаторов — в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается показано лишь место его установки (узел выключателя и шинной опоры). При конкретном проектировании когда тип выключателя выбран разрабатывается его установочный чертеж.
Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.
Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. Сборные шины и ошиновка ячеек выполнены сдвоенным проводом 2хАС с дистанционными распорками ошиновка в сторону шинных аппаратов — одним проводом по фазе. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами — стандартные железобетонные.
Большое количество портальных конструкций в рассмотренном типовом ОРУ вызывает необходимость производства работ на высоте затрудняет и удорожает монтаж.
Выбор способа синхронизации
Синхронизацией называется процесс доведения синхронного генератора до условий включения на параллельную работу с мощной сетью и его подключения к сети.
- равенство векторов Э.Д.С. генератора и сети нахождение их в противофазе. Ег = -Ес
- равенство частот генератора и сети. Fг = Fc
- одинаковое чередование фаз генератора и сети.
При включении синхронных генераторов на параллельную работу и без соблюдения этих условий в обмотке ротора индуцируется большой ударный ток способный разрушить её.
Используются следующие способы синхронизации:
- точная ручная синхронизация.
- грубая ручная синхронизация (самосинхронизация).
- полуавтоматическая синхронизация.
- автоматическая синхронизация.
При точной ручной синхронизации генератор на Х.Х. доводится до условий включения на параллельную работу а затем включается в сеть.
Доведение Э.Д.С. генератора до напряжения сети осуществляется регулировочным реостатом в цепи возбуждения генератора. Снижение его сопротивления приводит к возрастанию тока возбуждения магнитный поток а затем и Э.Д.С. при этом возрастают.
Подгонка частоты генератора производится механизмом управления вращения турбины. Чем больше скорость вращения турбины тем выше частота генератора.
Момент расхождения векторов Ег и Ес на 1800 улавливается синхроноскопом (ламповым или стрелочным). При нахождении векторов в противофазе лампы лампового синхроноскопа гаснут при включении ламп «на погасание света» стрелка стрелочного синхроноскопа подходит к нулю.
При грубой синхронизации генератор подключается к сети без доведения до условий включения. А затем сам втягивается в синхронизм.
Для предохранения обмотки ротора от ударного тока она в первый момент включения шунтируется сопротивлением на котором этот ток гасится.
Автоматическая синхронизация выполняется зачастую на синхронизаторе типа УБАС (устройство быстрой автоматической синхронизации). Устройство состоит из шести узлов:
Узел питания – обеспечивает питание полупроводниковых элементов синхронизатора и вырабатывает напряжение биения - Uб
Узел опережения – выдает импульс на включение генератора с небольшим опережением по отношению к моменту нахождения векторов Ег и Ес в противофазе для того чтобы компенсировать инертность устройства.
Узел контроля разности частоты – обеспечивает прохождение сигнала на включение только при равных частотах Fг и Fс .
Узел контроля разности напряжения – разрешает включение генератора только при допустимой разности Ег и Ес.
Узел подгонки частоты – осуществляет подгонку частоты генератора к частоте сети через воздействие на механизм управления турбиной.
Узел включения – вырабатывает импульс на включение генератора при соблюдении всех условий включения.
Рисунок 11.1 Структурная схема синхронизатора УБАС
Вывод: на станции ГЭС в нормальном режиме применяется точная синхронизация в аварийном самосинхронизация или грубая синхронизация.
Расчет дифференциальной защиты СШ 220кВ.
Дифференциальная защита СШ с фиксацией присоединений.
Защита СШ предназначена для отключения без выдержки времени повреждений возникающих на СШ. Реле тока подключается к соединённым параллельно вторичным обмоткам ТТ установленным на каждом присоединении.
Принцип действия защиты основан на том что в нормальном режиме и при внешних КЗ (за ТТ) сумма токов подтекающих к СШ равна току оттекающего от них поэтому сумма токов в реле равна нулю: - I1+I2+I3=0; защита не работает. При КЗ на шинах токи всех присоединений подтекают к СШ; в реле все токи суммируются
защита работает на отключение повреждённой системы СШ
Рисунок 12.1 Распределение токов в цепях дифференциальной защиты СШ при внешнем КЗ
Описание схемы защиты
КАТ-1 – индивидуальное реле тока включенное на сумму токов присоединений зафиксированных на первой системе СШ.
КАТ-2 – индивидуальное реле тока включено на сумму токов зафиксированных на второй системе СШ.
КАТ-3 – суммарное реле тока включено на сумму токов присоединений СШ-I и СШ-II.
КАТ-1 и КАТ-2 отключают присоединения соответствующей системы СШ; одно при к.з. на СШ-I другое при к.з. на СШ-II в случае отсутствия нарушения фиксации присоединений.
КАТ-3 – отключает все присоединения при к.з. на СШ-I или на СШ-II при нарушении фиксации; в этом случае реле КАТ1 и КАТ2 блокируются из-за их неселективного действия.
КАО – реле тока нулевой последовательности блокирует действие КАТ 1 КАТ 2 КАТ 3 при обрыве в цепях РЗ.
SВ1 – кнопка отпускается при замере тока небаланса.
SВ2 – кнопка служит для возврата реле КАО после ликвидации обрыва в цепях РЗ.
КL (1-5) – реле промежуточные
КН1; КН2 – реле сигнализации
SX1 – накладка снимается при необходимости настройки схемы РЗ и изменении уставок срабатывания реле.
QS1 – рубильник замыкается персоналом при нарушении фиксации присоединений до изменения уставок индивидуальных токовых реле; блокирует действие этих реле.
QS2 – рубильник замыкается персоналом при нарушении фиксации; при этом снижается ток небаланса.
Расчет производится по наиболее нагруженному присоединению в данном случае блоку.
Ток срабатывания пусковых токовых реле в схеме дифзащиты шин выбирается по двум условиям
Отстройка от тока максимальной нагрузки
где =15-коофицент надежности отстройки Р3
Отстройка от максимального тока небаланса при внешнем к.з.
Принимается большее значение
Проверка чувствительности защиты
Так как коэффициент чувствительности превышает требуемое нормированное значение то защита удовлетворяет требованиям чувствительности
Расчет заземляющих устройств ОРУ – 220 кВ
- длина и ширина ОРУ
- длина горизонтальных заземлителей
- длина горизонтального заземлителя
- длина вертикального заземлителя.
Размеры «а б в г к» - определяется по
Расчетная длительность воздействия
где - полное время отключения выключателя
tрз=tоткл=02 с- определяется по зонам [1с.206-211]
Допустимое напряжение прикосновения- определяется по .
Коэффициент прикосновения
где М = 072 – параметр зависящий от отношения
– удельное сопротивление верхнего и нижнего слоя грунта ;
- коэффициент определяется по формуле
где Rч = 1000 Ом – сопротивление человека;
Rс = 15ρ1 = 15150 = 225 – сопротивление растекания тока от ступеней;
а= (5 20)м – расстояние между полосами;
LГ =916 м– общая длина горизонтальных заземлителей;
S=31152 м2 – площадь ОРУ (определяется по плану ОРУ);
Допустимое прикосновения на заземлителе
Допустимое сопротивление заземляющего устройства
Действительный план заземляющего устройства заменяется расчетной квадратной моделью со стороной где число ячеек по стороне квадрата равно
Длина полос в расчетной модели
Число вертикальных заземлителей по периметру контура заземления
Общая длина вертикальных заземлителей
Относительная глубина заложения заземлителей и определение числа «А»
где t = 07 м глубина заложения заземлителей
Удельное сопротивление земли ;
При ; ; м - глубина промерзания земли из отношения
Общее сопротивление сложного заземлителя
Напряжение прикосновения
Меры безопасности при эксплуатации силовых трансформаторов.
Перед началом работ в электроустановках в целях безопасности необходимо проводить организационные и технические мероприятия.
К организационным мероприятиям относят выдачу нарядов распоряжений и допуска к работе надзор во время работы оформление перерывов в работе переводов на другое рабочее место и окончание работы.
Наряд — это задание на безопасное производство работ определяющее их место и содержание время начала и окончания необходимые меры безопасности состав бригады и лиц ответственных за безопасность выполнения работ. Наряд выписывается на бланке специальной формы. Распоряжение — это задание на производство работ определяющее их содержание место и время меры безопасности и лиц которым поручено выполнение этих работ. Наряды и распоряжения выдают лица имеющие группу по электробезопасности не ниже V в электроустановках напряжением выше 1000 В и не ниже IV в установках напряжением до 1000 В. Наряд на работу выписывается под копирку в двух экземплярах и выдается оперативному персоналу непосредственно перед началом подготовки рабочего места.
При работе по наряду бригада должна состоять не менее чем из двух человек — производителя работ и члена бригады. Производитель работ отвечает за правильность подготовки рабочего места выполнение необходимых для производства работ мер безопасности. Он же проводит инструктаж бригады об этих мерах обеспечивает их выполнение ее членами следит за исправностью инструмента такелажа ремонтной оснастки. Производитель работ выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV в установках до 1000 В и для работ выполняемых по распоряжению-не ниже III.
Допуск к работе осуществляется допускающим — ответственным лицом из оперативного персонала. Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ вместе с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. После этого допускающий проверяет соответствие состава бригады и квалификации включенных в нее лиц прочитывает по наряду фамилии ответственного руководителя производителя работ членов бригады и содержание порученной работы; объясняет бригаде откуда снято напряжение где наложены заземления какие части ремонтируемого и соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия производства работ должны соблюдаться; указывает бригаде границы рабочего места и убеждается что все им сказанное понято бригадой. После разъяснений допускающий доказывает бригаде что напряжение отсутствует например в установках выше 35 кВ с помощью наложения заземлений а в установках 35 кВ и ниже где заземления не видны с места работы— с помощью указателя напряжения и прикосновением рукой к токоведущим частям.
С момента допуска бригады к работам для предупреждения нарушений требований техники безопасности производитель работ или наблюдающий осуществляет надзор. Наблюдающему запрещается совмещать надзор с производством какой-либо работы и оставлять бригаду без присмотра во время ее выполнения. Разрешается кратковременное отсутствие одного или нескольких членов бригады. При отсутствии производителя работ если его не может заменить ответственный руководитель или лицо выдавшее данный наряд или лицо из оперативного персонала бригада выводится из распределительного устройства дверь РУ запирается и оформляется перерыв в работе.
Периодически проверяется соблюдение работающими правил техники безопасности. При обнаружении нарушений ПТБ или выявлении других обстоятельств угрожающих безопасности работающих у производителя работ отбирается наряд и бригада удаляется с места работы.
При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется из РУ после перерыва ни один из членов бригады не имеет права войти в РУ в отсутствие производителя работ или наблюдающего так как во время перерыва могут произойти изменения в схеме отражающиеся на условиях производства работ. По окончании работ рабочее место приводится в порядок принимается ответственным руководителем который после вывода бригады производителем работ расписывается в наряде об их выполнении. Оперативный персонал осматривает оборудование и места работы проверяет отсутствие людей посторонних предметов инструмента снимает заземление и проверяет в соответствии с принятым порядком учета удаляет временное ограждение снимает плакаты «Работать здесь» «Влезать здесь» устанавливает на место постоянные ограждения снимает плакаты вывешенные до начала работы. По окончании перечисленных работ наряд закрывается и включается электроустановка.
К техническим мероприятиям относят отключение напряжения и принятие мер препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры вывешивание запрещающих плакатов проверку отсутствия напряжения наложение заземлений вывешивание предупреждающих и предписывающих плакатов.
В электроустановках напряжением выше 1000 В со всех сторон откуда может быть подано напряжение на место работы при отключении должен быть видимый разрыв который осуществляется отключением разъединителей отделителей и выключателей нагрузки без автоматического включения их с помощью пружин установленных на самих аппаратах. Видимый разрыв можно создать сняв предохранители или отсоединив либо сняв шины и провода. Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы отключаются с обеих сторон чтобы исключить обратную трансформацию. Во избежание ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов выполняют следующие мероприятия:
ручные приводы в отключенном положении и стационарные ограждения запирают на механический замок;
у приводов коммутационных аппаратов имеющих дистанционное управление отключают силовые цепи и цепи оперативного тока;
у грузовых и пружинных приводов включающий груз или пружины приводят в нерабочее положение.
В электроустановках напряжением до 1000 В в зависимости от конструкции запирают рукоятки или дверцы шкафа укрывают кнопки устанавливают между контактами изолирующие накладки отсоединяют концы проводов от включающей катушки. Отключенное положение аппаратов с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения.
На приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешивают запрещающие плакаты «Не включать. Работают люди» а на воздушных и кабельных линиях — «Не включать. Работа на линии». В зависимости от местных условий и характера работы неотключенные токоведущие части доступные для непреднамеренного прикосновения на время работы ограждают щитами экранами из изоляционных материалов изолирующими накладками или устанавливают специальные передвижные ограждения.
В ОРУ рабочее место ограждают канатом с вывешенными на них плакатами «Стой. Напряжение» обращенными внутрь ограждаемого пространства. На конструкциях по которым разрешено подниматься вывешивают плакат «Работать здесь» на соседних — «Не влезай. Убьет!». На всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места вывешивают плакат «Работать здесь».
Во время работы запрещается переставлять или убирать плакаты и установленные временные ограждения а также проникать на территорию огражденных участков.
Отсутствие напряжения проверяют между всеми фазами каждой фазой и землей каждой фазой и нулевым проводом.
Для включения на параллельную работу трансформаторов линий и кабелей необходима их предварительная фазировка т. е. определение одноименных фаз подлежащих соединению. Фазировку производят на отключенных разъединителях выключателях или кабелях отсоединенных от линейных разъединителей. На этой работе должно быть занято не менее двух лиц имеющих III и IV группы.
Оперативный персонал (или работники электролаборатории под его наблюдением) производит фазировку по распоряжению. Без участия оперативного персонала фазировку производят по наряду.
Перед началом работы необходимо надеть головной убор плотно застегнуть одежду надеть диэлектрические перчатки и очки. Стоять следует устойчиво на изолирующем основании и не касаться стен или заземленных частей.
Перед фазировкой проверяют напряжение на всех шести зажимах от обоих источников питания: при напряжении до 220 В — токоискателем при напряжении выше 220 В — указателем напряжения с дополнительным резистором.
При фазировке щупом указателя напряжения прикасаются к токопроводящему проводу какой-либо фазы а щупом другой трубки с дополнительным резистором — к той же фазе другого источника. При совпадении одноименных фаз лампы светиться не будут так как отсутствует разность потенциалов. Если фазы перепутаны указатель покажет наличие напряжения. Тогда фазировку исправляют только после полного снятия с электроустановки напряжения и выполнения других необходимых мер безопасности.
Указатель напряжения употребляемый при фазировке должен быть рассчитан на двойное рабочее напряжение фазируемых цепей или иметь соответствующий дополнительный резистор.
Монтаж опробование эксплуатацию и ремонты трансформаторов необходимо выполнять согласно с требованиями ПТБ и ПТБ
Кроме того монтаж трансформаторов напряжением 110 кВ и выше необходимо выполнять согласно с РД 16.363-87.
Во время эксплуатации и испытаний трансформаторов их баки должны быть заземлены.
Запрещается нахождение на крышке бака и подъем инструментов и других предметов на крышку бака во время работы трансформатора.
Осмотр газового реле следует осуществлять со специальной площадки стационарной лестницы трансформатора.
Во время осмотра работающего трансформатора запрещается находиться в зоне выброса масла из предохранительного клапана или выхлопной трубы.
Запрещается приближаться к трансформатору находящемуся под напряжением с явными признаками повреждения: посторонние шумы разряды на изоляторах сильная (струей) течь масла и др.
Запрещается переключать рукояткой устройства РПН трансформатора находящегося под напряжением.
На работающем трансформаторе зажимы вторичных обмоток встроенных трансформаторов тока должны быть замкнуты накоротко при помощи специальных перемычек в шкафу зажимов или присоединениями вторичных цепей защит электроавтоматики и измерений. При этом запрещается разрывать цепи. подключенные к вторичным обмоткам трансформаторов тока без предварительного закорачивания обмоток перемычкой.
Сварочные работы на неработающем трансформаторе при необходимости следует выполнять только после заполнения его маслом до уровня 200 – 250 мм выше места сварки во избежание воспламенения паров масла.
Во время проведения сварочных работ с целью устранения течи масла в трансформаторе необходимо создать вакуум который обеспечивает прекращение течи масла в месте сварки.
Для выполнения монтажных или ремонтных работ внутри бака трансформатора необходимо продуть бак трансформатора сухим чистым воздухом и обеспечить естественную вентиляцию открытием верхних и нижних люков. В процессе выполнения работ необходимо осуществлять непрерывный контроль за людьми находящимися внутри бака трансформатора.
Во время заполнения трансформатора маслом или во время слива масла бак трансформатора и выводы его обмоток должны быть заземлены чтобы исключить появление электростатических разрядов.
Необходимо избегать попадания и длительного воздействия трансформаторного масла на кожу
Основная заработная плата производственных рабочих
где –доля производственных рабочих в общей численности персонала;
–полный штатный коэффициент без ремонтного персонала;
–установленная мощность станции;
=1800-1900 д.е.челгод.
Таблица 15.1 Полный штатный коэффициент без ремонтного персонала
Дополнительная заработная плата производственных рабочих
Дополнительная заработная плата производственных рабочих применяется 75–10% от основной заработной платы принимаем 10%
Отчисления на социальное страхование производственных рабочих
Отчисления на социальное страхование производственных рабочих принимается 26%
Общие издержки на заработную плату
Расход по содержанию и эксплуатации оборудования
где =105–115–большее значение для маломощных ГЭС;
–расход на амортизацию производственного оборудования.
где –средний процент амортизационных отчислений по основному оборудованию ГЭС равный 35–57% принимаем 53%;
–капиталовложения в оборудование.
где –определяется по таблице.
Укрупненные показатели смежной стоимости
Укрупненные показатели смежной стоимости приобретения и монтажа основного гидрооборудованияопределяются в зависимости от напора и мощности агрегата в д.е.кВт
Таблица 15.2 Стоимость гидрооборудования
Мощность агрегатов в МВт
Цеховые затраты могут быть приведены в некоторой доле от затрат по эксплуатации
где значение зависит от ряда факторов основным из которых является установленная мощность
Таблица 15.3 Значение 1
Общестанционные расходы
Общестанционные расходы могут определяться в размерах 2–4% от суммы расхода по предыдущим статьям принимаем 3%
Общие затраты по производству электроэнергии
Общие затраты определяются по всем статьям затрат
Себестоимость электроэнергии
Себестоимость электроэнергии составляет
где –электроэнергия отпущенная с шин электростанции
где –выработанная электроэнергия
–электроэнергия отпущенная на с.н.
где – число часов использования номинальной установленной мощности (4000–5500 ч) принимаем 4000 ч
Таблица 15.4 Сводная таблица технико-экономических показателей ГЭС
Наименование величины
Условное обозначение
Установленная мощность станции
Число часов использования номинальной установленной мощности
Годовая выроботка электроэнергии
Годовой отпуск электроэнергии
Расход электроэнергии на с.н.
Себестоимость единицы электроэнергии
Коэффициент производственных рабочих
Таблица 15.5 Калькуляция себестоимости электрической энергии
Затраты и отпуск электроэнергии д.е.кВтч
Структура себестоимости
Содержание и эксплуатация электрооборудования
Амортизация производственного оборудования
Вывод: В результате сравнения расчетных технико-экономических показателей с проектными среднеотраслевыми показателями видно что проектирование ГЭС 1200 МВт состоящей из восьми энергоблоков экономически выгодно.
Специальное задание
Тема: «Обслуживание электроизмерительных приборов» (прилагается на диске).
Список использованной литературы
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций» Л.Д. Рожкова В.С. Козулин – М. Энергоатомиздат 1987.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций»: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков – М. Энергоатомиздат 1978.
Беркович М.А. «Основы техники релейной защиты» М.А. Беркович В.В. Молчанов В.А. Семенов – М.: Энергоатомиздат 1984.
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. 2-е издание переработанное и дополненное. Энергоатомиздат 1989.
Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей. 14-е издание переработанное и дополненное – М.
Энергоатомиздат 1989.