Прибор
|
|
Тип Мощность одной обмотки,
ВА
|
Число обмоток
|
|
cosφ
|
sinφ
|
|
Число приборов
|
Общая потр. мощность
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р , Вт
|
Q , ВА
|
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
|
1
|
0
|
|
1
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Варметр
|
|
Д-336
|
1,5
|
2
|
|
1
|
0
|
|
1
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Датчик активной мощности
|
|
Е-829
|
10
|
-------
|
|
1
|
0
|
|
1
|
10
|
|
Датчик реактивной мощности
|
|
Е-830
|
10
|
------
|
|
1
|
0
|
|
1
|
10
|
|
Фиксатор импульсного
действия
|
|
ФИП
|
3
|
1
|
|
1
|
0
|
|
1
|
3
|
|
Рассчитываем полную мощность приборов
S = =29 ,ВА
Схема
включения приборов во вторичную обмотку трансформатора напряжения
8.7 Выбор токоведущих частей в цепи
линии за пределами ОРУ 500 кВ
1.По экономической плотности тока
Јэ = 1 А/мм2
qэ = = =
2049,99 мм2 (18)
Принимаем
3АС -
600/72
Iдоп = 3Ч1050 = 3150 А
Imax
= 2367,14 А
2.Проверка сечения на нагрев по допустимому току.
Iдоп
≥ Imax
3150 А ≥ 2367,14 А
.Проверка сечения на термическую стойкость
qmin
= = = 203,05
мм2 (19)
=91 [11
] с. 192
q = 600 мм2
Ч 3 = 1800 мм2
qmin≤
q
,05 ,мм2
.
Проверка провода по условию схлестывания.
В
соответствии с ПУЭ при Iпо0 кА
проверяем провода на схлестывание
(20)
D=880см
для напряжения 500 кВ [пособие техникума ]
. Определяем силу тяжести на один метр токопровода.
,Н/м
(21)
[ 10] с.
430
По
формуле (21):
Н/м
.
Время действия релейной защиты
+0,05=0,15
с
где:
максимальная
расчетная стрела провеса в каждом
пролете
при максимальной расчетной температуре [9];
tэк - эквивалентное по импульсу время действия
быстродействующей
защиты,
с.;
tз - действительная выдержка времени защиты от токов
к.з.;
,05
- учитывает влияние апериодической составляющей.
7.
Максимально- допустимое отклонение фазы.
(22)
По формуле (22):
. Проверка на корону
Е0
= 30,3Чm(1+ ) (23)
где: Е0 - начальная критическая напряженность электрического
поля, кВ/см
m -
коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности привода(для многопроволочных
проводов m = 0,82)
[ 10] с.
430
По формуле (23):
)=30,61
кВ/см
Е
= КЧ ,кВ/см
(24)
где:
К - коэффициент учитывающий число проводов в фазе;
n - число
проводов в фазе;
rэк - эквивалентный радиус расщепленных проводов.
U=1,1ЧUном=1,1Ч500=550 кВ
=DЧ1,26=
880Ч1,26=1108,8 см
=
===13,85 см
где:
Дср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз , см а -
расстояние между проводами в расщепленной фазе. Принимается в установках 500
кВ 40 см. [11] с.238
По
формуле (24):
E = 1,14 = 23,41
кВ/см
,07ЧЕ≤0,9ЧЕ0
,07Ч23,41≤0,9Ч30,61
,0527,55
кВ/см
8.8 Выбор токоведущих частей в цепи
трансформатора за пределами ОРУ 500 кВ
1. По экономической плотности тока
Јэ = 1 А/мм2
По формуле (18):
qэ = = =
1639,99 мм2
Принимаем провод 3хАС-500/27
Iдоп=3Ч960=2880 А
Imax=1639,99
. Проверка сечения на нагрев по допустимому току
Iдоп≥Imax
2880≥1639,99 А
. Проверка сечения на термическую стойкость
По формуле (19):
qmin
= = = 203,05
мм2
q=500Ч3=1500 мм2
qmin≤
q
,05 ,мм2
.
Проверка на корону
По
формуле (23):
Е0
=30,3Ч0,82Ч(1+
r0=14,7 мм =1,47 см [10] с. 429
К=
===13,3 см
По
формуле (24):
E = 1,13Ч = 25,98
кВ/см
,07ЧЕ≤0,9ЧЕ0
,07Ч25,98≤0,9Ч30,98
,7927,88
кВ/см
.
Проверка провода по условию схлестывания
По
формуле (20):
.
Определяем силу тяжести на один метр токопровода.
[10 ] с.
429
По
формуле (21):
Н/м
.
Время действия релейной защиты
235
электростанция трансформатор генератор ток релейный
8.
Максимально- допустимое отклонение фазы.
По
формуле (22):
8.9 Выбор токоведущих частей в
пределах ОРУ 500 кВ
1. Токоведущие части в пределах ОРУ выбираются по допустимому току.
Принимаем
провод 3АС -
400/22
Iдоп=3830=2490
А
Imax=2186,67,
А
Iдоп≥Imax
2490≥2186,67
А
.
Проверка сечения на термическую стойкость
По
формуле (19):
qmin
= = = 203,05
мм2
q=400Ч3=1200 мм2
qmin≤
q
,05 ,мм2
.
Проверка на корону
По
формуле (23):
Е0
=30,3Ч0,82Ч(1+
r0=13,3 мм =1,33 см [10] с. 429
К=
===12,86 см
По
формуле (24):
E = 1,12Ч = 29,75
кВ/см
,07ЧЕ≤0,9ЧЕ0
,07Ч29,75≤0,9Ч31,29
,8328,16
кВ/см
Провод
3ЧАС - 400/22 по короне не проходи.
Принимаем
провод 3ЧАС - 500 /27, проверка на корону и на схлестывание п. 8.8.
8.10 Выбор изоляторов
Для крепления проводов в ОРУ 500 кВ принимается шинная опора типа ШО-500
9. ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ
Согласно ПУЭ п. 3.3.44 [1] генераторы СВФ - 1285/275 - 42 У4 включаются
на параллельную работу способом точной синхронизации.
В этом случае в первичный двигатель остановленного агрегата пускается
вода и агрегат разворачивается до частоты вращения, близкой к синхронной. При
точной синхронизации, когда генератор включается возбужденным, необходимо,
чтобы в момент его включения в сеть были выполнены следующие условия:
равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и
сети;
равенство частот напряжений генератора и сети;
совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.
Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации
приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого
генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы.
В реальных условиях допускается отклонение контролируемых величин,
пределы которых указаны ниже.
При нарушении сформулированных условий точной синхронизации возможны три
случая:
1.
Векторы фазных напряжений генератора и
энергосистемы не равны
по значению, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой
частотой:
Uфc ΔUф
2.
Векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол , т.е.
3. Генераторы
вращаются с разными угловыми скоростями:
В
двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность
напряжений , которая
обусловит протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в
третьем случае сразу же в момент включения (если ) или
спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол:
где:
-
значения эдс и сопротивления генератора в момент включения;
-
сопротивление энергосистемы, которое обычно невелико и может не учитываться в
расчете.
Ток
имеет
индуктивный характер по отношению к , так как
активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны.
В
первом из рассматриваемых случаев уравнительный ток сохраняет реактивный
характер по отношению к (рис.17)
вследствие чего он не вызывает механических перегрузок на валу генератора.
Разность напряжений при включении генератора в сеть допускают равной 5-10 %
номинального напряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току
не возникает.
Во
втором случае (рис. 18) уравнительный ток по отношению к имеет
значительную активную составляющую. Вектор опережает
вектор , поэтому
активная составляющая уравнительного тока создает
вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Включение
генератора сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может
повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание
этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников в момент
включения не должны превышать 10-20 электрических градусов.
В
третьем случае, когда угол непрерывно
изменяется, изменяется и разность напряжений которую
называют напряжением биения . напряжение биения изменяется от 0 до 2 и с
частотой равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников (рис.
19).
При
большой разности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляет
ограничивать допустимую разность частот при включении до значения 0,1 %.
Наибольший
уравнительный ток возникает при угле , равном
180 электрических градусов.
Если
предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной
энергосистемой ( то
При этом уравнительный ток в два раза больше тока трехфазного короткого
замыкания на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношении нагрева
обмоток, так и вследствие электрических усилий между проводниками. Особенно в
лобовых частях обмотки статора.
Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное
регулирование ее осуществляется воздействием на регуляторы частоты вращения
первичных двигателей. Изменение напряжения подключаемого генератора
осуществляется путем воздействия на уменьшение или увеличение тока в обмотке
возбуждения.
Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации
производится с помощью двух вольтметров (контроль равенства напряжений
генератора и сети), двух частотомеров, один из которых показывает частоту сети,
другой - частоту подключаемого генератора, а также с помощью специального
прибора - синхроноскопа.
Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.
Недостатками способа точной синхронизации являются сложность и
длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы
энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения. [ 13]
с.75-79
10. Расчет релейной защиты
трансформатора собственных нужд ТСЗ - 1000/15,75-0,4
10.1 Выбор типа релейной защиты
трансформатора собственных нужд
1.1. Токовая отсечка мгновенного действия. От междуфазных коротких
замыканий в обмотках ТСН, а также на выводах 15,75 кВ. отсечка выполняется с
двумя реле тока, включенными на фазные токи по схеме “неполная звезда”.
.2. Газовая защита. От внутренних повреждений, сопровождающихся
разложением масла и выделением газа, а также от понижения уровня масла в
трансформаторе.
.3. Максимальная токовая защита с комбинированной блокировкой по
напряжению. От внешних коротких замыканий и для резервирования токовой отсечки
и газовой защиты.
.4. Токовая защита нулевой последовательности. От замыканий на землю
на стороне 0,4 кВ. защита выполняется с помощью одного реле тока, включенного
на трансформатор тока установленный в нейтрали 0,4 кВ трансформатора. Защита
действует на отключение трансформатора.
.5. Защита от перегрузки выполняется с помощью одного реле тока,
включенного на фазный ток со стороны 15,75 кВ, и действует на сигнал с
выдержкой времени.
10.2 Технические данные
трансформатора типа ТСЗ - 1000/15,75-0,4
Схема
соединения - 11
10.3 Определение токов на ВН и НН
где:
-
напряжение на высокой стороне
-
номинальная мощность трансформатора
По
формуле (25):
где:
-
напряжение на низкой стороне
По
формуле (26):
Выбор
трансформаторов тока
,75
кВ КI=50/5
,4
кВ КI=1500/5
10.4 Расчет токов короткого замыкания
По формуле (27):
10.5 Расчет токовой отсечки
Iсз выбирается из следующих условий
. Из условия отстройки от максимального тока самозапуска эл.
двигателя.
где: Котс =1,2 - коэффициент отстройки
=3,5ЧIсамоз
вн - ток самозапуска эл. двигателя
По
формуле (29):
2. От бросков намагничивания
По формуле (30):
. Из условия отстройки от максимального тока трехфазного
короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 0,4 кВ.
где: Котс=1,4
По формуле (31):
Принимаем наибольший ток из трех условий
Iсз=641,55 А
10.6 Проверка чувствительности при
двухфазном к.з. на выводах 15,75 кВ трансформатора ( из расчетов тока к.з.)
где:
=0,867ЧIкз(3), А
По
формуле (32):
Расчет
тока срабатывания реле
где:
Ксх=1 - коэффициент схемы
-
коэффициент трансформации трансформатора тока
По
формуле (33):
Принимаем
реле РТ-40/100
10.7 Расчет максимальной токовой
защиты с комбинированной блокировкой по напряжению
1. Ток
срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от номинального тока
трансформатора
где: Котс=1,1
Кв=0,8ч0,85
По формуле (34):
По формуле (32):
По формуле (33)
Принимаем реле РТ - 40/6
.Реле минимального напряжения
Напряжение срабатывания защиты
где: Котс=1,1ч1,2
Кв=1,12ч1,15
По формуле (35):
Напряжение срабатывания реле
где:
-
коэффициент трансформации трансформатора напряжения
По
формуле (36):
Принимаем
реле РН - 54/160
.Реле
напряжения обратной последовательности
По
формуле (37):
По
формуле (36):
Принимаем
реле РНФ - 1М
10.8 Токовая защита нулевой
последовательности в нейтрале обмотки 0,4 кВ трансформатора
Токовая защита нулевой последовательности устанавливается в цепи нейтрали
0,4 кВ трансформатора СН 15,75/0,4, а также вводах рабочего и резервного
питания к секциям шин 0,4 кВ.
Ток срабатывания защиты выбирается по двум условиям:
. Отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформатора
тока обусловленного не симметрией осветительной нагрузки и погрешностью
трансформаторов тока (для защит на вводах 0,4 кВ).
По формуле (38):
.
Согласованно по чувствительности с защитами элементов 0,4 кВ
где: Котс=1,1
=2500 А -
ток срабатывания отсечки автоматического выключателя, с которой производится
согласование [7] с.
Принимаем
автомат типа АВМ - 15 H
Iном=1500 А
По
формуле (39):
Принимаем
наибольший ток Iсз=2750 А
Определяем
коэффициент чувствительности защиты при однофазном коротком замыкании на
выводах 0,4 кВ трансформатора
По
формуле (40)
10.9 Защита от перегрузки
По формуле (34):
По формуле (33):
Принимаем реле РТ - 40/6
[7]
11. Описание конструкции
распределительного устройства
Для схемы с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на две цепи
принята типовая компоновка с трехрядной установкой выключателей с подвесными
разъединителями.
В принятой компоновке все выключатели типа LTP-550 B2,
устанавливаются в три ряда.
В таком ОРУ сооружаются дороги вдоль трех рядов выключателей, что
облегчает обслуживание.
Подвесные разъединители типа РПД-500/3150 УХЛ1 устанавливаются на шинных
опорах ШО-500 или трансформаторах тока типа ТГФ-500.
Ошиновка за пределами ОРУ в ячейке линии выполняется гибким токопроводом
3хАС - 600/72,в ячейке трансформатора выполняется гибким токопроводом
3ЧАС-500/27.
Ошиновка в пределах ОРУ выполняется гибким токопроводом 3ЧАС-500/27.
Кабели по территории ОРУ проложены в латках из железобетонных плит,
которые одновременно служат пешеходными дорожками.
Шаг ячейки - 28 м.
Длина ячейки - 207 м.
Количество ячеек - 7
Ширина ячейки - 196 м.
Площадь ОРУ - 40572 м2
Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах
устанавливается молниезащита высотой 49,1 м.
12. Расчет заземляющего устройства
ОРУ 500 кВ
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований,
предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать любое время года
при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения,
не превышающие нормированных. В целях выравнивания электрического потенциала и
обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории,
занятой оборудованием прокладываются продольные и поперечные горизонтальные
заземлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку. Продольные
заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны
обслуживания на глубине 0,5 - 0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8 -
1 м от фундаментов. Если расстояние между фундаментами рядов оборудования не
превышает 3 м можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.
Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием
на глубине 0,5 - 0,7 м. расстояние между ними принимается увеличивающимся от
периферии к центру заземляющей сетки: 4;5;6;7.5;9;11;13.5;16 м.
В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая
сталь размером 40х4.
Сетка заземления
Рис.22
12.1 Расчет искусственного заземления
типа сетки без вертикальных электродов
.1.1 Сопротивление естественных
заземлителей
Rе=2,5 Ом
12.1.2 Сопротивление заземлителя типа
сетки без вертикальных электродов
Где: А - площадь сетки м (площадь ОРУ), равна 40572 м2
Где:
-
удельное сопротивление верхнего слоя, Ом/м
-
удельное сопротивление нижнего слоя, Ом/м
H - толщина
верхнего слоя
Lг - общая сумма всех полос проводников
Lг=(20Ч196)+(21Ч207)=8267 м
По
формуле (41):
12.1.3 Сопротивление заземляющего
устройства включая естественные заземлители
По формуле (42):
12.1.4 Напряжение приложенное к
человеку
-
коэффициент напряжения прикосновения;
Где:
-
эквивалентное удельное сопротивление заземлителя для определения напряжения
прикосновения =1,55 [6]
4а Таблица 1
Lг - сумма горизонтальных полос
-
коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и по сопротивлению
растекания тока от ступней;
Где:
Rч=1000 -
сопротивление человека
-
удельное сопротивление верхнего слоя грунта
По
формуле (43):
Вывод:
Напряжение прикосновения не обеспечивает безопасность
,95>400
,В
Следовательно
по контуру сетки забиваем вертикальные электроды длиной 5м на расстояние 3l=3Ч5=15
м
12.2 Расчет искусственного
заземлителя типа сетки с вертикальными электродами
12.2.1 Периметр сетки
Число вертикальных электродов
Сопротивление заземлителя
Где:
Где: h - глубина заложения горизонтального
заземлителя
l -
длина вертикальных электродов
По формуле (44):
12.2.2 Сопротивление заземляющего
устройства включая естественные заземлители
По формуле (42):
12.2.3 Напряжение приложенное к
человеку
Где:
М=0,6 - расстояние между двумя проводниками
Р -периметр сетки
По формуле (43):
Вывод: Безопасность прикосновения не обеспечена
,69>400 ,В
На рабочем месте выполняется подсыпка щебня толщиной 0,1 - 0,2 м.
По формуле (43):
Вывод: Безопасность прикосновения обеспечена
,77<400 ,В
12.3 Расчет искусственного
заземлителя типа сетки с подсыпкой щебня на рабочем месте без вертикальных
электродов
По формуле (43):
Вывод: Безопасность прикосновения обеспечена
,71<400 ,В
13. Охрана труда
Технические
мероприятия при выполнении работ в электрической части ГЭС
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в
указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:
. Произведены необходимые отключения и приняты меры
препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или
самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
. На приводах ручного и на ключах дистанционного управления
коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
. Проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые
должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
. Наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они
отсутствуют, установлены переносные заземления);
. Вывешены “указательные плакаты “Заземлено”, ограждены при
необходимости рабочие местах и оставшиеся под напряжением токоведущие части,
вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
.1. При подготовке рабочего места должны быть отключены:
токоведущие части, на которых будут производиться работы;
не огражденные токоведущие части, к которым возможно случайное
приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин;
цепи управления и питания приводов.
В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой
коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение, должен
быть видимый разрыв.
Силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения должны быть отключены
и схемы их разобраны также со стороны других своих обмоток для исключения
возможности обратной трансформации.
Для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения
коммутационных аппаратов должны быть приняты следующие меры:
у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в
отключенном положении должны быть заперты на механический замок;
у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные
ограждения должны быть заперты на механический замок;
у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление,
должны быть отключены силовые цепи и цепи управления;
должны быть вывешены запрещающие плакаты.
В электроустановках напряжением до 1000 В со всех сторон токоведущих
частей, на которых будет производиться работа, напряжение должно быть снято
отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме
предохранителей - снятием предохранителей.
Необходима вывесить запрещающие плакаты.
.1. На приводах коммутационных аппаратов с ручным управлением во
избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты “Не
включать! Работают люди”.
На присоединениях напряжением до 1000 В, не имеющих коммутационных
аппаратов, плакат “Не включать! Работают люди”, должен быть вывешен у снятых
предохранителей.
На приводах разъединителей, которыми отключена для работы ВЛ или КЛ,
независимо от числа работающих бригад, вывешивается один плакат “Не включать!
Работают на линии”.
.1. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателями напряжения. В
электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения
необходимо в диэлек5трических перчатках.
В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия
напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь несколько раз к
токоведущим частям.
В РУ проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из
числа оперативного персонала, имеющему группу 4 - в электроустановках
напряжением выше 1000 В и группу 3 в электроустановках до 1000 В.
На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два работника: на
ВЛ выше 1000 В - работники, имеющие группы 4 и 3.
Устройства, сигнализирующие об отключенном положении аппарата, блокирующие
устройства, постоянно включенные вольтметры и т.п. являются только
дополнительными средствами, подтверждающими отсутствие напряжения, и на
основании их показаний нельзя делать заключение об отсутствии напряжения.
4.1. Устанавливать заземления на токоведущие части необходимо
непосредственно после проверки отсутствия напряжения.
Переносное заземление сначала нужно присоединить к заземляющему
устройству, а затем, после проверки отсутствия напряжения установить на
токоведущие части.
Установка и снятие переносные заземлений должны выполняться в
диэлектрических перчатках с применением изолирующей штанги.
В электроустановках напряжением выше 1000 В заземляться должны
токоведущие части всех фаз отключенного для работ участка со всех сторон,
откуда может быть подано напряжение.
Заземленные токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей,
находящихся под напряжением, видимым разрывом.
Переносные заземления следует присоединять к токоведущим частям в местах,
очищенных от краски.
ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у
секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия.
На рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз.
На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять
только один провод.
Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их
элементам, на железобетонных с заземляющими спусками - к этим спускам после
проверки их целостности. На железобетонных опорах, на имеющих заземляющих
спусков, можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим
элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством.
.1 В электроустановках должны быть вывешены плакаты “Заземлено” на
приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки и на ключах и
кнопках дистанционного управления коммутационными аппаратами.
Для временного ограждения токоведущих частей, оставшихся под напряжением,
могут применяться щиты, ширмы, экраны и т.п., изготовленные из изоляционных
материалов.
На временных ограждениях должны быть нанесены надписи “Стой! Напряжение”
или укреплены соответствующие плакаты.
В ОРУ при работах, проводимых с земли, и на оборудовании, установленном
на фундаментах должно быть ограждено канатом. Веревкой или шнуром из
растительных либо синтетических волокон с вывешенными на них плакатами “Стой!
Напряжение”, обращенными внутрь огражденного пространства.
В ОРУ при работах во вторичных цепях по распоряжению ограждать рабочее
место не требуется.
На подготовленных рабочих местах в электроустановках должен быть вывешен
плакат “Работать здесь”. [2]
14. Специальное задание
14.1 Эксплуатация элегазовых
выключателей
Выключатель- коммутационный аппарат, предназначенный для включения и
отключения цепи с током в любом режиме - в нормальном режиме и в режиме к.з., в
режиме перегрузок, в режиме х.х.
Элегаз- был открыт в 1889 году, не горюч, бесцветен, не имеет запаха, не
ядовит. Элегаз обладает высокой электрической прочностью. При атмосферном
давлении его прочность в 2-3 раза выше воздуха, а при давлении в 3 атмосферы
прочность элегаза сравнима с трансформаторным маслом. В элегазе при атмосферном
давлении может быть погашена дуга с током в 100 раз больше чем в воздухе.
Полюс элегазового выключателя представляет собой герметичный заземленный
металлический резервуар, в котором размещено дугогасительное устройство,
резервуар заполнен сжатым элегазом (в выключателях серии ЯЭ на напряжение 110
кВ номинальное давление элегаза 0,6 МПа.)
Электрическая дуга частично разлагает элегаз. Основная масса продуктов
разложения восстанавливается, а оставшаяся часть поглощается
фильтрами-поглотителями, встроенными в резервуары выключателей. Продукты
разложения, не поглощенные фильтрами, взаимодействуют с влагой, кислородом и
парами металла и в небольших количествах выпадают в выключателях в виде тонкого
слоя порошка. Сухой порошок - хороший диэлектрик.
Подвижные части дугогасительного устройства выключателя перемещаются
изоляционной тягой, связанной с пневматическим приводом, шток которого входит в
резервуар. Дугогасительное устройство крепится к стенкам резервуара с помощью
эпоксидных опорных изоляторов специальной конструкции.
Персонал обязан постоянно следить за давлением элегаза в резервуарах
выключателей, чтобы предотвратить чрезмерные утечки газа и возможное в этих
случаях снижение электрической прочности изоляционных промежутков. Давление
контролируется по показаниям манометров, а также плотномеров, когда температура
окружающей среды изменяется в широких пределах и контроль за изоляцией
измерением давления неприемлем. Специальное устройство сигнализации
предупреждает персонал о внезапном появлении утечки газа.
В условиях нормальной эксплуатации практически невозможно добиться
абсолютной герметизации резервуаров, поэтому неизбежны утечки газа, которые,
однако не должны превышать 3% от общей массы в год. В случае отклонения
давления элегаза от номинального необходимо принять меры по пополнению
резервуаров элегазом. Проводить операции с выключателем при пониженном давлении
элегаза не допускается.
При осмотрах выключателей проверяют их общее состояние, чистоту наружной
поверхности, отсутствие звуков электрических разрядов, треска и вибраций.
Проверяется работа приточно-вытяжной вентиляции, температура воздуха в
помещении РУ(температура должна поддерживаться не ниже 5℃) , давление сжатого воздуха в
резервуарах пневматических приводов выключателей(1,6...2,1 МПа). Обращают
внимание на состояние заземляющих проводок резервуаров.
Положение элегазовых выключателей определяется по механическому указателю
положения. При обслуживании элегазовых установок персоналу следует помнить, что
элегаз в 5 раз тяжелее воздуха и при утечках скапливается на уровне пола и в
других местах(подвалах, траншеях).Обслуживающий персонал, находясь в таких
местах, может почувствовать недостаток кислорода и удушье. Безопасный уровень
концентрации чистого элегаза в помещении - не более 0,1%(5000мг/м3)
, а при кратковременном пребывании обслуживающего персонала - до 1%. В среде с
большой концентрацией элегаза человек может внезапно потерять сознание без
каких либо тревожный симптомов. Чтобы избежать этого, необходимо обеспечить
доступ свежего воздуха.
Проведение работ (в том числе и операционных переключений) в помещении
РУ, где обнаружена утечка элегаза, возможно только при включенной
приточно-вытяжной вентиляции и применении средств индивидуальной защиты. Это
объясняется тем, что выбросы элегаза в атмосферу в случае прожига резервуаров
выключателя, разрывов предохранительных мембран и в других подобных ситуациях
могут быть загрязнены продуктами разложения. В продуктах разложения элегаза
электрической дугой содержаться активные высокотоксичные фториды и сернистые
соединения. Наличие продуктов разложения можно обнаружить по неприятному едкому
запаху. Эти химические соединения в газообразном и твердом состояниях
чрезвычайно опасны для человека. [12], [ ]
14.2 Разработано методическое пособие
для практической работы “Изучение конструкций и параметров элегазовых
выключателей”
Методическое пособие будет использовано в учебном процессе.
15. Определение технико-экономических
показателей ГЭС
.1 Расчет капиталовложений в
строительство ГЭС
Капиталовложения в строительство ГЭС определяются по формуле:
Где:
-
базовые капиталовложения
-
коэффициент инфляции на оборудование, равный 40
-
коэффициент инфляции на строительно-монтажные работы, равный 60
Где:
-
базовые удельные капиталовложения, равные 500 [8] табл. 4.2. с.49
-
установленная мощность станции
По
формуле (46):
По
формуле (45):
Удельные
капиталовложения определяются по формуле:
По
формуле (47):
15.2 Расчет энергетических
показателей работы ГЭС
Годовая выработка электроэнергии
Где:
=4500
ч/год - установленное число часов использования установленной мощности, ч.
По
формуле (48):
Годовой
расход электроэнергии на собственные нужды
Где:
-
коэффициент расхода на собственные нужды
По
формуле (49):
Годовой
отпуск электроэнергии с шин ГЭС
По
формуле (50):
15.3 Расчет себестоимости
электроэнергии отпускаемой с шин ГЭС
. Расходы на оплату труда производственных рабочих
Где:
=0,9 -
доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала
=0,13
чел/МВт - удельная численность эксплуатационного персонала, =240
тыс.руб. - среднегодовая заработная плата одного производственного работника
По
формуле (51):
15.4 Отчисления на социальное
страхование
По формуле (52):
15.5 Расход на содержание и эксплуатацию
оборудования
.5.1 Стоимость оборудования
гидросооружений
Где:
=20% -
для оборудования в общей стоимости ГЭС
-
капиталовложения в строительство ГЭС
По
формуле (53):
15.5.2 Стоимость гидросооружений
Где:
=80% -
для гидротехнических сооружений в общей стоимости ГЭС
По
формуле (54):
15.5.3 Амортизационные отчисления
производственного оборудования
Где:
=3% -
норма амортизации на оборудование
По
формуле (55):
15.5.4 Амортизационные отчисления
гидротехнических сооружений
Где:
=1% -
норма амортизации на гидросооружений
По
формуле (56):
Где:
=1,3 -
коэффициент, учитывающий расходы на ремонт и эксплуатацию оборудования
По
формуле (57):
Цеховые
расходы
По
этой статье учитываются: оплата труда, отчисления на содержание общецехового
персонала, амортизацию, затраты на содержание и ремонт зданий и инвентаря,
расходы по охране труда.
Где:
=0,1 -
коэффициент, зависящий от установленной мощности
По
формуле (58):
Общестанционные
расходы
В
эту статью входят: зарплата административно-управленческого персонала,
общехозяйственные расходы на станции и др.
Где:
-
среднегодовая заработная плата одного работника административно-технического
персонала
у=0,1
- доля прочих затрат общестанционного характера, зависящая от установленной
мощности
=0,06 -
удельная численность административно-управленческого персонала
По
формуле (59):
Общие
годовые издержки производства электроэнергии ГЭС
По
формуле (60):
15.6 Калькуляция себестоимости
По формуле (61):
Структура годовых издержек производства
По формуле (62):
Калькуляция себестоимости электроэнергии отпущенной с шин ГЭС
Таблица 13 [8]
№
|
Наименование статей
калькуляции
|
Годовые издержки И,
тыс.руб.
|
Затраты на 1 кВ к Sотп
|
Структура себестоимости, %
|
1.
|
Расходы на оплату руда
производственных рабочих
|
179712
|
0,63
|
6,79
|
2.
|
Отчисления на социальное
страхование
|
46725,12
|
0,16
|
1,77
|
3.
|
Амортизационные отчисления
на содержание гидросооружений
|
1931904
|
6,72
|
73,07
|
4.
|
Цеховые расходы
|
193190,4
|
0,67
|
7,31
|
5.
|
Общестанционные расходы
|
292381,44
|
1,02
|
11,06
|
|
Итого:
|
2643912,96
|
9,19
|
100
|
Сводная таблица технико-экономических показателей ГЭС
Таблица 14 [8]
№
|
Наименование показателя
|
Основные обозначения
|
Единицы измерения
|
Величина
|
1.
|
Установленная мощность
станции
|
|
МВт
|
6400
|
2.
|
Число часов использования
установленной мощности
|
|
час
|
4500
|
3.
|
Годовая выработка
электроэнергии
|
|
МВтЧч
|
28800000
|
4.
|
Годовой отпуск электроэнергии
|
|
МВтЧч
|
28742400
|
5.
|
Удельные расходы
электроэнергии на собственные нужды
|
|
МВтЧч
|
57600
|
6.
|
Капиталовложения в
строительство станции
|
|
тыс.руб.
|
172800000
|
7.
|
Удельные капиталовложения
|
|
тыс.руб.
|
27000
|
8.
|
Удельная численность
эксплуатационного персонала
|
|
чел/МВт
|
0,13
|
9.
|
Себестоимость отпущенной
электроэнергии
|
|
коп/МВтЧч
|
9,19
|
10.
|
Общие годовые издержки
производства электроэнергии
|
|
тыс.руб.
|
2643912,96
|
|
|
|
|
|
|
15.7 Расчет эксплуатационной
экономической характеристики ГЭС
Себестоимость электроэнергии ГЭС можно представить в виде зависимости от
числа часов использования установленной мощности. Такая зависимость называется
эксплуатационной экономической характеристикой ГЭС.
Задаваясь различными значениями hу определяется
себестоимость одного кВтЧч электроэнергии
Где:
=1000,
2000, 3000, 4000, 5000 ч.
По
формуле (63):
Таблица
расчета эксплуатационной экономической характеристики
Таблица
15 [8]
Число часов использования
установленной мощности , hу
|
1000
|
2000
|
3000
|
4000
|
5000
|
Себестоимость, коп/кВтЧч
|
41,31
|
20,66
|
13,77
|
10,33
|
8,26
|
График
Список литературы
1. Правила
устройства электроустановок / Главгосэнергонадзор России, 1998
.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации
электроустановок. - СПб.: Издательство ДЭАН, 2001. - 208 с.
. Правила
технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. -
М.: Издательство НЦЭНАС, 2004. - 264 с.
. Нормы
технологического проектирования гидроэлектростанций. - М.: Гидропроект, 1977. -
133 с.
.
Методическое пособие по выбору электрооборудования. Санкт-Петербургский филиал
Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум
2009.
.
Методическое пособие для дипломного проектироания по расчету заземляющего
устройства в установках 110 кВ и выше с эффективно-заземленной нейтралью.
Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики
Энергетический техникум.
.
Методические указания по релейной защите. Санкт-Петербургский филиал
Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум
2007.
.
Методические рекомендации для расчета экономической части дипломного проекта.
Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики
Энергетический техникум 2007.
.
Электротехнический справочник. Производство, передача и распределение
электрической энергии/Под общ.ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. /гл.
ред. А.И. Попов). - 9-е изд., стер. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 964 с.
.
Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для
курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.:ил.
.
Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.
.
Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей: Учебник для
нач. проф. Образ./Евгений Федорович Макаров. - М.:ИРПО: Издательский центр
“Академия”, 2003. - 448 с.
.
Электрооборудование станций и подстанций - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия ,
1980. - 600 с., ил.
14. <http://uztt.ru/page381432>