Проектирование электростанций

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

1. Выбор генераторов

2. Выбор двух вариантов схем проектируемой станции

3. Выбор трансформаторов на проектируемой станции

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой станции

5. Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформатора собственных нужд блока

7. Расчет токов короткого замыкания

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

9. Выбор способа синхронизации

10. Расчет релейной защиты

11. Описание конструкции ОРУ

12. Расчет заземляющего устройства для ОРУ-220 кВ

13. Охрана труда. Организационные мероприятия

14. Специальное задание. Обслуживание трансформаторов

15. Экономическая часть

Список литературы

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

генератор станция замыкание электрический

Выбор генераторов производится по его мощности. Номинальные параметры генератора:

Таблица

тип

генераторов

Рном

МВ

Sном

МВA

cosц

градус

Uном

Nном

об/мин

КПД

%

d

Iном

кА

сист.

Возб.

охлаждение

обм.

стат.

обм.

рот.

ТВВ-500−2Е

500

588

0,85

20

3000

98,7

0,242

17

ТН БЩ

НВ

НВр

На одном валу с генератором G располагается синхронный вспомогательный генератор GE, который имеет на статоре трехфазную обмотку с отпайками.

Основными элементами схемы являются:

· рабочая VS1 и форсировочная VS2 группы тиристоров

· трансформатор управления возбуждением вспомогательного генератора Т

Рассмотренная система имеет наибольшее быстродействие по сравнению с другими системами и позволяет получить коэффициент форсировки более 2-х и поэтому применяется на мощных синхронных генераторах.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Вариант 1

На станции установлены 4 генератора, соединенные в блоки с повышающими трансформаторами. Первый и второй блоки подключены к РУВН 500 кВ, третий и четвертый блоки подключены к РУСН 220 кВ. Связь между РУВН и РУСН осуществляется с помощью автотрансформаторов связи Т5 и Т6. Связь с системой осуществляется по ВЛ 500 кВ. Нагрузка получает питание с шин РУСН 220 кВ.

Вариант 2

В отличии от первого варианта к шинам РУВН 500 кВ подключен один блок, а к шинам РУСН 220 кВ и нагрузке подключены три блока, как показано на рис.

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Выбор блочных трансформаторов.

Вариант 1

Выбор блочного трансформатора производится по мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд блока.

Sт ?Sрасч= МВА

Где и — активная и реактивная мощности генератора, а и — активная и реактивная мощности собственных нужд.

Расход электроэнергии на собственные нужды определяется по формуле

Sсн = • PG • Кс МВА

Где n% - расход электроэнергии на собственные нужды = 8% [12] с. 12

Кс — коэффициент спроса для КЭС на угле = 0,9 [12] с. 12

PG — мощность генератора = 500 МВт

По формуле (2) находим Sсн

Sсн = • 500 • 0,9 = 36 МВА

Pсн = Sсн • cosц МВт

Qсн = Pсн • tgц Мвар

Pсн = 36 • 0,85 = 30,6 МВт

Qсн = 36 • 0,77 = 27,72 Мвар

QG = = = = 309,4 Мвар

По формуле (1) находим SТ;

SТ = = = 547,43 МВА

Принимаются к установке трансформаторы:

ТЦ — 630 000/500/20 — Т1, Т2;

ТНЦ — 630 000/220/20 — Т3, Т4;

Выбор автотрансформаторов святи. Выбор трансформаторов связи производится по максимальному перетоку мощности в любом из трех режимов работы:

· режим максимальных нагрузок

· режим минимальных нагрузок

· аварийный режим

Режим максимальных нагрузок.

Мощность трансформатора связи определяется из выражения:

Sрасч1 =

МВА, где и — активная и реактивная мощность генератора;

и — активная и реактивная мощность максимальной нагрузки;

и — активная и реактивная мощность собственных нужд блока;

n — число блоков, включенных на шины РУСН;

= 500 МВт

= 309,4 Мвар

= 30,6 МВт

= 27,72 Мвар

n = 2

= 5 • 200 = 1000 МВт

= • tgц

= 1000 • 0,52 = 520 Мвар

По формуле (5) находим S1расчет

S 1расч = = = = 75 МВА

Режим минимальных нагрузок. Мощность трансформатора связи определяется из выражения:

S2 расч=

и — активная и реактивная мощность генератора;

и — активная и реактивная мощность максимальной нагрузки;

и — активная и реактивная мощность собственных нужд блока;

n — число блоков, включенных на шины РУСН;

= 500 МВт

= 309,4 Мвар

= 30,6 МВт

= 27,72 Мвар

n = 2

= 5 • 170 = 850 МВт

= • tgц

= 850 • 0,52 = 442 Мвар

По формуле (6) находим S2 расч

S2 расч =

= = 150,38 МВА

Аварийный режим. Трансформатор связи работает в аварийном режиме, когда один из блоков, подключенных к РУСН отключен, расчет производится по формуле (7):

S3 расч=

S3 расч = = = 159,87 МВА

Наибольший переток мощности через трансформаторы связи происходит в аварийном режиме — 159,87 МВА.

Мощность Т5, Т6 определяется по формуле (8):

SТ5 = SТ6? Sрасч. мах.

Sрасч. мах.= S3 расч = 159,87 МВА

SТ5 = МВА

SТ5 = = 114,19 МВА

Принимаем к установке 3 х АOДЦТН 167 000/500/220

Вариант 2

Выбор блочного трансформатора Т1, Т2, Т3 и Т.

Принимаются к установке трансформаторы:

ТЦ — 630 000/500/20 — Т1;

ТНЦ — 630 000/220/20 — Т2, Т3, Т4;

Выбор трансформаторов связи по второму варианту.

Режим максимальных нагрузок

Расчет производится по формуле (5)

S1расч= = = 521,8 МВА

Режим минимальных нагрузок

Расчет производится по формуле (6)

S2расч= = = 688,5 МВА

Аварийный режим

Расчет производится по формуле (7)

S3расч = = = 135,92 МВА

Мощность Т5, Т6 определяется по формуле (8):

SТ5 = МВА

где Sрасч. мах.= S2 расч = 688,5 МВА

SТ5 = = 491,8 МВА

Принимаются к установке 2 группы из 3 х АOДЦТН 167 000/500/220/20

Номинальные параметры трансформаторов:

Таблица

Тип трансформато ра

Sn МВА

U обмотки кВ

Px кВт

Рк кВт

Ix %

Uк %

Sн МВА

цена тыс. р

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТНЦ 630 000/220/20

630

242

-

20

400

-

1200

-

0,35

-

12,5

-

579

ТЦ 630 000/500/20

630

525

-

20

420

-

1210

-

0,4

-

14

-

585

АОДЦТН 167 000/500/220/20

167

500/v3

230/v3

20

90

315

100

80

0,25

11

35

21,5

50

206

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СТАНЦИИ

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

Э = Ен • К + И + У

Где К — капиталовложения на сооружения электроустановки, тыс. руб;

Ен = 0,12 — нормативный коэффициент экономической эффективности;

И — годовые эксплуатационные издержки тыс. руб/год

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс. руб. /год

И = • К + в • W • 10, где

Ра и Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание в %;

Ра = 6,4%; Ро = 2% [12] с. 429

W — потери электроэнергии кВтч;

в — стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии коп/кВтч принимаем 3 руб.

Кинф = 80

Вариант 1

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе определяют по формуле:

?W = Рх • Т + Рк • 2 • ф кВтч

Рх — потери мощности холостого хода кВт

Рк — потери мощности короткого замыкания кВт

Smax — расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора МВА

Snom — номинальная мощность трансформатора МВА

Т — продолжительность работы трансформатора принимаем 8760 ч

ф — продолжительность максимальных потерь, определяется по формуле

ф = • Т

где Тмах = 5100 ч

ф = • 8760 = 5947,8 ч

Потери в Т1, Т2:

?WТ1 = ?WТ2 = 420 • 8760 + 1210 • • 5947,8 = 9,1 • 106 кВтч

Потери в Т3, Т4:

?WТ3 = ?WТ4 = 400 8760 + 1200 • • 5947,8 = 8,9 • 106 кВтч

Определяем потери мощности в автотрансформаторах связи Т5, Т6:

Потери мощности в автотрансформаторах связи Т5, Т6 определяются по формуле:

?WТ5 = Рх • Т + Ркв • • фв + Ркс • • • фс, кВтч

фв = фс = • Т

Тмах = 5100 ч

фв = • 8760 = 5947,8 ч

Потери электроэнергии в обмотках автотрансформаторов связи Т5, Т6 определяются по формуле:

РКвн = 0,5

РКсн = 0,5

Квыг =

Квыг = = 0,56

РКвн = 0,5 (315 + -) = 189,39 кВт

РКсн = 0,5 (315 + -) = 125,6 кВт

Smax = = = 79,94 МВА

?WТ5 = ?WТ6 = 3 90 8760 + 3 189,39 3521 + 3 125,6 3521 = 788 400 + 50 932,75 + 33 777,67 = 873 110,42? 0,9 106 кВтч;

Суммарные годовые потери в первом варианте (два энергоблока 500 кВ, два энергоблока 220 кВ, шесть однофазных автотрансформаторов связи 500/220 кВ):

??W = ?WТ1 2 + ?WТ3 2 + ?WТ5 2 кВтч;

??W = 9,1 106 2 + 8,9 106 2 + 0,9106 2 = 41,8 106 кВтч;

Вариант 2

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе аналогичны первому варианту:

Потери в Т1:

?WТ1 = 420 8760 + 1210 5947,8 = 9,1106 кВтч

Потери в Т2, Т3, Т4:

?WТ2 = ?WТ3 = ?WТ4 = 400 8760 + 1200 5947,8 = 8,9 106 кВтч

Потери мощности в автотрансформаторах связи Т5, Т6 определяются по формуле (12):

Smax = = = 344,25 МВА

?WТ5 = ?WТ6 = 3 90 8760 + 3 189,39 5947,8 + 3 125,6 5947,8 = 2 365 200 + 1 595 058,63 + 1 057 813,86 = 5 018 072,49? 5×106 кВтч;

Суммарные годовые потери во втором варианте (один энергоблок 500 кВ, три энергоблока 220 кВ, шесть однофазных автотрансформаторов связи 500/220 кВ):

??W = ?WТ1 + ?WТ2 3 + ?WТ5 2 кВтч;

??W = 9,1 106 + 8,9 106 3 + 5 106 2 = 45,8 106 кВтч;

Таблица

Тип оборудования

стоимость единицы

Вариант 1

Вариант 2

тыс. руб.

Количество единиц

Общая стоимость тыс. руб

Количество единиц

Общая стоимость тыс. руб

ТЦ 630 000/500

670 80 = 53 600

2

107 200

1

53 600

ТНЦ 630 000/220

579 80 = 46 320

2

92 640

3

138 960

АОДЦТН 167 000/500/220/20

800 80 = 64 000

2

128 000

2

128 000

Ячейка ОРУ 500

350 80 = 28 000

4

112 000

3

84 000

Ячейка ОРУ 220

124 80 = 9920

4

39 680

5

49 600

Итого К тыс. руб.

479 520

454 160

Таблица

Отчисление на амортизацию и обслуживание

К тыс. руб. /год

Вариант 1

Вариант 2

479 520 =

= 40 279,7

454 160 =

= 38 149,4

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

в•?W•10−3 в=3р. тыс. руб. /год

3 41,8 106 10−3=

= 125 400

3 45,8 106 10−3=

= 137 400

Годовые эксплуатационные издержки

И = К + в? W 10−3 тыс. руб. /год

479 520 + 3 41,8 106 10−3 =

165 679,7

454 160 + 3 45,8 106 10−3 =

175 549,4

Ра = 6,4%; Ро = 2%; [12] с. 429

Вывод: на основании технико-экономических расчетов первый вариант экономичнее, чем второй вариант и в дальнейших расчетах принимаем первый вариант.

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕННЫХ СХЕМ ДЛЯ РАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

Определить число воздушных линий ОРУ 500 кВ. Количество линий определяется по максимальной мощности, отдаваемой в систему линией и мощности одной ВЛ:

n = + 1 ,

где Pв сист — мощность, отдаваемая в систему;

Pв сист = n • РG — Рнагр. мин — n • Рсн МВт;

n — все генераторы;

РW — пропускная способность линий, для 500 кВ принимается 900 МВт; [12] с. 13

Pв сист = 4 • 500 — 5 • 170 — 4 • 36 = 1006 МВт;

n = + 1 = 2,12 — принимаем 2 линии 500 кВ;

Достоинства схемы:

• гибкость в работе и высокая надёжность;

• вывод в ремонт любого выключателя без прекращения работы;

• КЗ на шинах не ведёт к отключению какого-либо присоединения;

• разъединители используются только при ремонтных работах;

Недостатки схемы:

• высокая стоимость, так как на каждое присоединение приходится полтора выключателя;

• отключение КЗ производится двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;

• более сложный выбор электроаппаратуры и расчет РЗ;

Выбор упрощенной схемы для ОРУ-220 кВ. На основании НТП ТЭС и в соответствии числом присоединений принимаем схему с двумя рабочими системами сборных шин, показанную на рис. Выбор элегазовых выключателей позволяет отказаться от обходной системы шин, так как время их ремонта очень мало.

Преимущества схемы:

· Стоимость схемы невысока по сравнению с рассмотреннойц выше;

· Установка элегазовых выключателей позволяет отказаться от обходной системы сборных шин и обходного выключателя, так как ремонт занимает очень малое время;

· Легко расширяется;

· Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений коммутационных аппаратов.

Недостатки схемы:

· Повреждение в шиносоединительном выключателе приводит к отключению всех присоединений;

· КЗ на системе шин приводит к отключению всех присоединений этой системы шин;

· Ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений;

· Сложность схемы, большое число разъединителей. Частые переключения с помощью разъединителей увеличивают вероятность повреждений в зоне сборных шин.

· Большое число операций с разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.

Выбор схемы для блока. В соответствии с НТП ТЭС принимается схема моноблока с генераторным выключателем.

Так как в схеме блока предусмотрен генераторный выключатель, то при отключении генератора трансформатор собственных нужд и блочный трансформатор остаются в работе.

6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА

Принципы составления схемы собственных нужд КЭС:

1. Для питания электродвигателей мощностью 200 кВт и выше принимается напряжение 6,3 кВ, для остальных — 0,4 кВ.

2. Питание собственных нужд осуществляется отпайкой от блока.

3. Мощность рабочих ТСН определяется по формуле (2).

4. При мощности блоков 500 МВт принимается две секции на блок с применением трансформатора с ращепленной обмоткой низкого напряжения для ограничения токов КЗ на РУСН. Каждая секция отдельно присоединяется к отдельному источнику рабочего питания, на каждую секцию предусматривается автоматический ввод резервного питания.

5. Число резервных ПРТСН при наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока принимается два при трех и более блоках, причем один ПРТСН генераторного напряжения не присоединен к источнику питания, а установлен на фундаменте и готов к перекатке, а другой ПРТСН подключается к обмоткам низкого напряжения автотрансформаторов связи.

6. Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах 6 кВ все ТСН и ПРТСН должны иметь устройство регулирования напряжения под нагрузкой.

7. Количество секций 0,4 кВ должно быть не менее двух на каждый блок.

8. Магистрали резервного питания собственных нужд при двух ПРТСН секционируются через два блока.

Выбор ТСН и ПРТСН.

Мощность ТСН определяется по формуле (2)

SТСН = 500 0,9 = 36 МВА

Принимаем к установке ТРДНС — 40 000/20/6,3−6,3

Номинальные параметры трансформаторов ТСН и ПРТСН:

Таблица

Тип трансформатора

U ном. кВ

Потери кВт

U КЗ %

примечания

ВН

НН

хол. ход

КЗ

ТРДНС 40 000/20

20

6,3−6,3

36

170

12,7

ТСН1,ТСН2, ТСН3, ТСН4, ПРТСН1, ПРТСН2

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов КЗ производится для правильного выбора электрооборудования и токоведущих частей и уставок РЗ.

Расчет сопротивления в относительных единицах в точке К1.

Принимаем Sб = 1000 МВА

Сопротивление системы:

Хс = Х*с. ном. • = 0,66 • = 0,132

Сопротивление двухобмоточных блочных трансформаторов:

Х1 = • = 0,14 • = 0,22

Х3 = Х1 = 0,22

Х5 = • = 0,125 • = 0,2

Х7 = Х5 = 0,2

Сопротивление генераторов:

Х2 = ХШd • = 0,242 • = 0,41

Х2 = Х4 = Х6 = Х8 = 0,41

Сопротивление трансформаторов связи:

Хтв = 0,5 • (Uкв-н% + Uкв-с% + Uкс-н%) = 0,5 • (35 + 11 — 21,5)=12,25%

Хтс = 0,5 • (Uкв-с% + Uкс-н% + Uкв-н%) = 0,5 • (11 + 21,5 — 35) = 0%

Хтн = 0,5 • (Uкв-н% + Uкс-н% + Uкв-с%) = 0,5 • (35 + 21,5 — 11)=22,75%

Так как Т5 и Т6 аналогичны, то и сопротивление их обмоток одинаково.

Х9 = Х12 = • = • = 0,19

Х10 = Х13 = 0

Х11 = Х14 = • = • = 0,36

Преобразование схемы для точки К1.

Х16 = Х1 + Х2 = 0,22 + 0,41 = 0,63

Х17 = Х16 = Х1 + Х2 = 0,22 + 0,41 = 0,63

Х18 = Х19 = Х5 + Х6 = 0,2 + 0,41 = 0,61

Х17 = Х16 = Х1 + Х2 = 0,22 + 0,41 = 0,63

При расчетах трехфазного КЗ в точке К1 обмотки низкого напряжения не учитываются, сложение сопротивлений Т5, Т6 выглядит так:

X20 = X16 || X17 = = = 0,315

X21 = X15 || X20 = = = 0,09

X22 = X18 || X19 = = = 0,3

X23 = X9 || X12 = = = 0,09

X24 = X21 + X23 = 0,09 + 0,09 = 0,18;

X10 = X13 = 0

Преобразование схемы для точки К2. Складываем сопротивления Т5, Т6 с учетом обмоток низкого напряжения:

X26 = X11 || X14 = = = 0,18

X23 = 0,09;

X26 = 0,18;

X10 = X13 = 0;

X25 = 0;

X27 = = = 0,4

X28 = = = 5,56

X21 последовательно X23 то X29 = X21 + X23 = 0,09 + 0,09 = 0,18

X26 последовательно X29 то X30 = X26 + X29 = 0,18 + 0,18 = 0,36

X27 последовательно X28 и X30 то X31 = X27 + X28 + X30 = 0,4 + 5,56 + 0,36 = 6,32

Xрез = 6,32 для точки К2

=

= = = 91,75 кА

По формуле (14) находим Iпо для точки К2:

Iпо = = = 14,52 кА

Расчет токов КЗ в точке К1:

Таблица

источники

G1 + G2 + С1

G3 + G4

?

формулы

Хрез. о.е.

0,18

0,3

Sном МВА

5000 + 2 • 588 = 6176

2 • 588 = 1176

Iб = кА

= 2,51

= 2,51

Е,*

1

1,13

IПО = • Iб кА

= 13,94

= 9,45

23,39

kуд

1,78

1,965

iуд =• IПО • kуд кА

• 13,94 • 1,78 = 34,99

• 9,45 • 1,965 = 26,18

61,17

Та с

0,04

0,26

I’ном = А

= 15,5

= 2,95

= 0,9

= 3,2

4,1

=

1

0,84

Inф= • IПО кА

1 • 13,94 = 13,94

0,84 • 9,45 = 7,94

21,88

ф с

0,2

0,2

iаф = v2• IПО • е-ф/фа кА

1,4 • 13,94 • е-5 = = 19,5 • 6,74 • 10−3 = 0,13

1,4 • 9,45 • е-0,77 = = 13,23 • 0,46 = 6,09

6,22

Расчет токов однофазного КЗ в точке К1

При сложении

Х22 || Х24 = Х32 = = = 0,11

получим сопротивление прямой последовательности. Схема замещения обратной последовательности аналогична схеме замещения прямой последовательности, так как токи прямой и обратной последовательности протекают по одним и тем же путям.

Сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению прямой последовательности.

Хрез1 = Хрез2 = 0,11

Упростим схему:

Х33 = = = 0,11

Х34 = = = 0,11

Х35 = = = 0,09

Х36 = =0

Х37 = = = 0,18

Произведем упрощение схемы, сложив сопротивления Х9 и Х12, Х35 и т. д.

Х38 = = = 0,06

Х39 = Х38 + Х35 = 0,06 + 0,09 = 0,15

Х39 | Х37 следовательно Х40 = = = 0,08

Х41 = Х40 + Х36 = 0,08 + 0 = 0,08

Х41 | Х34 следовательно Х42 = = = 0,046

Находим ток однофазного КЗ в точке К1.

=, где

= = 28,31 кА;

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Расчетные условия для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей по режиму КЗ и продолжительному режиму.

IнормТ5 = = = 904,5 А

IмахТ5 = 2 Iнорм = 2 904,5 = 1809 А

IнормW = = = 590,4 кА

IмахW = Iнорм = 590,4 А

IнормТ4 = = = 1655 А

IмахТ4 = IнормТ4 = 1655 А

Выбор выключателя и разъединителя в цепи автотрансформатора связи.

Таблица

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Формулы

Выключатель HPL-245A2

Разъединитель РГН-220/2000

Uуст? Uном кВ

220

220

220

Iнорм? Iном А

904,5

3150

2000

Iмах? Iном А

1809

3150

2000

Inф? Iоткл. ном кА

21,88

50

--

iaф? ia. ном кА

6,22

50

--

iуд? iдин. кА

61,17

125

100

Вк? I2тер tтер кА2·с

186

1 867 500

1 864 800

Привод

BLG 352C

ПД-14УХЛ1

Вк = 23,392(tотк+Та) = 23,392 (0,2 + 0,14) = 186 кА

= 50%

ia. ном = Iоткл. ном = 1,4 0,5 50 = 35 кА2•с

для выключателя Вкв = I2тер tтер = 502 3 = 7500 кА2•с

для разъединителя Вкр = I2тер tтер = 402 3 = 4800 кА2•с

Выбор выключателя и разъединителя в цепи линии.

Таблица

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Формулы

Выключатель HPL-245A2

Разъединитель РГН-220/1000

Uуст? Uном кВ

220

220

220

Iнорм? Iном А

590,4

3150

1000

Iмах? Iном А

590,4

3150

1000

Inф? Iоткл. ном кА

21,88

50

__

iaф? ia. ном кА

6,22

50

__

iуд? iдин. кА

61,17

125

80

Вк? I2тер tтер кА2·с

186

1 867 500

1 864 800

Привод

BLG 352C

ПД-14УХЛ1

Вк = 23,392(tотк+Та) = 23,392 (0,2 + 0,14) = 186 кА2·с

ia. ном = Iоткл. ном = 1,4 0,5 50 = 35 кА2•с

для выключателя Вкв = I2тер tтер = 502 3 = 7500 кА2•с

для разъединителя Вкр = I2тер tтер = 402 3 = 4800 кА2•с

Таблица

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

ТОГ-220-II-IУ1

Uуст? Uном кВ

220

220

Iнорм? Iном А

904,5

2000

Iмах? Iном А

1809

2000

По конструкции и классу точности

--

Элегазовый 0,5/10Р/10Р/10Р

iуд? iдин. к А

61,17

161

Вк? I2тер tтер кА2·с

186

1 867 500

Z2? Zном Ом

0,84

1,2

ВкТА = I2тер tтер = 502 3 = 7500 кА2•с

Вторичная нагрузка трансформатора тока:

Таблица

прибор

количество шт.

тип прибора

Класс точности

S прибора, В•А

А

В

С

амперметр

1

Э 335

1,0

0,5

ваттметр

1

Д 335

1,5

0,5

0,5

варметр

1

Д 335

1,5

0,5

0,5

ИТОГО

1

0,5

1

Расчет сечения соединительных проводов:

Номинальная вторичная нагрузка равна:

Zном = = = 1,2 Ом

Определяем вторичную нагрузку трансформатора тока:

r2 = rприб. + rк + rпров., Ом,

где rприб. — сопротивление приборов

rприб.= = = 0,04 Ом

rк — сопротивление контактов — принимается 0,1 Ом

rпров. — сопротивление проводов

rпров. = Z2ном — rприб. — rк

rпров. = 1,2 — 0,04 — 0,05 = 1,11 Ом

q =

где Lрасч = 150 м

с = 0,0175 — для медных проводов

q = 0,0175 = 2,36 мм²

Принимаем контрольные кабели из медных проводов КВВГ-2,5

rпров. = = 150 = 1,11 Ом

r2 = 1,11 + 0,04 + 0,05 = 1,2 Ом

Схемы включения измерительны приборов во вторичную обмотку трансформатора тока. [син. спр.] стр. 381

ВкТА = I2тер tтер = 502 3 = 7500 кА2•с

Приборы, подключаемые к вторичной обмотке ТА в цепи линии:

Таблица

прибор

Количество шт.

тип прибора

Класс точности

S прибора, В•А

А

В

С

амперметр

1

Э 335

1,0

0,5

ваттметр

1

Д 335

1,5

0,5

-

0,5

варметр

1

Д 335

1,5

0,5

-

0,5

Счетчик активной мощности

1

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной мощности

1

СРЧ-И676

2,5

-

2,5

ИТОГО

6

0,5

6

Номинальная вторичная нагрузка равна:

Zном = = = 1,2 Ом

Определяем вторичную нагрузку трансформатора тока:

r2 = rприб. + rк + rпров. Ом,

где rприб. — сопротивление приборов

rприб.= = = 0,24 Ом

rк — сопротивление контактов — принимается 0,1 Ом

rпров. — сопротивление проводов

rпров. = Z2ном — rприб. — rк

rпров. = 1,2 — 0,24 — 0,1 = 0,86 Ом

q =

где Lрасч = 120 м

с = 0,0175 — для медных проводов

q = 0,0175 = 2,37 мм²

Принимаем контрольные кабели из медных проводов КВВГ-2,5

rпров. = = 120 = 0,84 Ом

r2 = 0,84 + 0,86 + 0,1 = 1,8 Ом

Таблица

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

НОГ-220-II-IУ1

Uуст? Uном, кВ

220

220

По конструктивному исполнению и классу точности

0,5

Элегазовый, 0,5

S2?? Sном, В•А

227,85

400

Таблица

прибор

тип

S 1-й обм.

число обм.

cosц

sin ц

Число приб.

Потребл. мощн.

РВт

Qвар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

3

6

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

7

21

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

7

21

-

Счет. актив. ЭЭ

И-674

2,5

2

0,38

0,925

5

25

72,5

Счет. реакт. ЭЭ

И-673

2,5

2

0,38

0,925

5

25

72,5

ФИП

ФИП

3

1

-

-

5

15

-

Синхроноскоп

Э-327

10

1

-

-

1

10

-

Регистрирующие приборы

Частотометр

Н-397

7

1

1

0

2

14

-

Вольтметр

Н-393

10

1

1

0

2

20

-

ваттметр

Н-395

10

-

-

-

1

10

10

ИТОГО

167

155

Суммарная мощность

S2? = = = = 227,85 В•А.

Выбираем трансформатор напряжения НОГ-220-II-IУ1.

Выбор ошиновки в цепи автотрансформатора связи Т5, за пределами ОРУ.

По экономической плотности тока

qэ =

где jэ = 1 А/мм2

Iнорм = 904,5 А

qэ = = 904,5 мм²

Принимаем сталеалюминиевый провод 2*АС-500/27

условие выполняется, так как 2500 904,5 мм²

d = 29,4 мм = 2,94 =" r = 1,47 см

qэ = 904,5 q = 2500 = 1000 мм² [13] c. 624

Проверка провода по нагреву

Iмах? Iдоп

Iмах = 2 Iнорм = 2 904,5 = 1809 А

токовая нагрузка Iдоп = 2 960 = 1920А =" условие выполняется 1809 1920

Проверка на термическую стойкость

q? qмин

q = 2 500 = 1000 мм²

qмин =

где С = 91 для сталеалюминиевого провода,

qмин = = 149,9 мм2 1000 мм2 — условие выполняется.

Проверка на электродинамическую стойкость. Определим усилие от длительного протекания тока 2-фазного КЗ:

f = 2 10−7 ,

где = 4 м.

= = = 23,39 = 20,23 кА

f = 2 10−7 = 20,46 Н/м

определим силу тяжести 1 м. токопровода с учетом внутрифазных распорок:

g = 1,1 9,8 m,

где m = = 3,052 кг/м

g = 1,1 9,8 3,052 = 32,9 Н/м

определим отношение

где h = 1,5 м. — максимальная расчетная стрела провеса провода при максимальной tэк = tз + 0,05 = 0,02 + 0,05 = 0,07 с.

= = 17,5

= = 0,62

По диаграмме [13] стр. 235 определим b = 0,19 и = 10

Сравним b с bдоп = 0,95 м. [13] стр. 234 b bдоп, т.к. 0,190,95, следовательно, условие выполняется.

Проверка по условиям короны.

Условие выбора:

Е • 1,07? Ео • 0,9

Ео = 30,3 m

где m-коэффициент шероховатости проводов, принимаем 0,82, [13] стр. 237

Ео = 30,3 0,82 = 30,97 кВ/см

Е =,

Где

= 1 + 2 = 1 + 2 = 1,15

ro = 1,47 см — радиус провода

Дср = 1,26 • Д = 1,26 • 400 = 504 см,

=, где = 20 см.

= = 5,42 см.

Е = 1,15 = = 17,79 кВ/см

Условие Е • 1,07 Ео • 0,9 выполняется, т.к.

17,79 • 1,07 = 19,04 30,97 • 0,9 = 27,87 кВ/см.

Выбор ошиновки в цепи трансформатора связи Т5, в пределах ОРУ.

По экономической плотности тока

q? qмин

qэ =

где jэ = 1 А/мм2

Iнорм = 904,5 А

qэ = = 904,5 мм²

условие выполняется, так как 2500 904,5 мм²

Проверка на электродинамическую стойкость в пределах ОРУ не производится, так как стрела провеса провода минимальна (менее 30 см.)

Проверка по условиям короны.

Условие выбора:

Е • 1,07? Ео • 0,9

Ео = 30,3 m (1 +)

Где m — коэффициент шероховатости проводов, принимаем 0,82.

Ео = 30,3 0,82 (1 +) = 30,97 кВ/см

Е =, где

= 1 + 2 = 1 + 2 = 1,15

ro = 1,47 см — радиус провода

Дср = 1,26 • Д = 1,26 • 350 = 441 см,

=, где = 20 см.

= = 5,42 см.

Е = 1,15 = = 17,53 кВ/см

Условие Е • 1,07 Ео • 0,9 выполняется, т.к.

17,53 • 1,07 = 18,76 30,97 • 0,9 = 27,87 кВ/см.

Выбор ошиновки в цепи линии W, за пределами ОРУ.

q? qмин

qэ =

где jэ = 1 А/мм2

Iнорм = 590,4 А

qэ = = 590,4 мм²

Так как стандартные линейные опоры 220 кВ для проводов марки АС более 400 мм² отсутствуют, требования ПУЭ [п.1.3. 27] допускают до двухкратного превышения jэ, принимается jэ = 1,5

qэ = = 393,6 мм²

Принимаем сталеалюминиевый провод АС-400/22

d = 26,6 мм = 2,66 см. =" rо = 1,33 см.

Проверка провода по нагреву

Iмах? Iдоп

Iмах = Iнорм = 590,4 А Iдоп = 835 А =" условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость

q? qмин

qмин =

где С = 91 для сталеалюминиевого провода,

qмин = = 149,9 мм2 1000 мм2 — условие выполняется.

Проверка на электродинамическую стойкость. Определим усилие от длительного протекания тока 2-фазного КЗ:

f = 2 10−7

где = 400 см.

= = = 23,39 = 20,23 кА

f = 2 10−7 = 20,46 Н/м

определим силу тяжести 1 м. токопровода с учетом внутрифазных распорок:

g = 1,1 9,8 m,

где m = = 1,26 кг/м [12] с. 357

g = 1,1 9,8 1,26 = 13,59 Н/м

определим отношение

где h = 1,5 м. — максимальная расчетная стрела провеса провода при максимальной tэк = tз + 0,05 = 0,02 + 0,05 = 0,07 с.

= = 17,5

= = 1,503

По диаграмме определим b = 0,25 и = 15 [13] с. 235

Сравним b с bдоп = 0,95 м. b bдоп,

0,250,95, следовательно, условие выполняется.

9. ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ

В соответствии с ПУЭ гл. 3 генератор ТВВ-500 2Е на параллельную работу включается только методом точной синхронизации.

При точной синхронизации, когда генератор включается в сеть 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 реальности абсолютно точное выполнение всех перечисленных требований невозможно, поэтому допускаются отклонения контролируемых величин, пределы которых указаны ниже.

При нарушении сформулированных выше условий точной синхронизации возможны три случая:

1. Векторы фазных напряжений генератора Uф. Г и энергосистемфUф. С не равны по значению, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой:

|Uф. Г|? |Uф. C|; fГ = fС; ш = (Uф. Г,? Uф. C) = 0

2. Векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол ш, то есть:

Ш? 0, но fГ = fС; |Uф. Г| = |Uф. C|;

3. Генераторы вращаются с разными угловыми скоростями:

fГ? fС; |Uф. Г| = |Uф. C|;

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений? Uф., которая обуславливает протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в третьем случае сразу же в момент включения (если ш?0) или спустя время, когда векторы напряжений разойдутся на некоторый угол:

Iу = =, где

и — значения Э.Д.С. и сопротивления генератора в момент включения; - сопротивление энергосистемы, которое обычно невелико и может неучитываться в расчетах.

Ток Iу имеет индуктивный характер по отношению, так как активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны. В первом из рассматриваемых случаев уравнительный ток сохраняет реактивный характер по отношению к Uф. Г (рис. 24б) вследствие чего не вызывает реактивных перегрузок на валу генератора. Разность напряжений при включении в сеть допускают равной 5−10% номинальнолго напряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает.

Во втором случае (рис. 24в) уравнительный ток по отношению к Uф. Г имеет значительную активную составляющую. Вектор Uф. Г опережает вектор Uф. C, поэтому поэтому активная составляющая уравнительного тока IаГ создает вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Если бы вектор напряжения Uф. Г отставал от вектора Uф. С, то активная составляющая уравнительного тока создавала бы ускоряющий момент на роторе генератора. Включение генератора в этом случае 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 должен превышать 10−20 эл. град.

В третьем случае, когда угол ш непрерывно изменяется, изменяется и разность напряжений? Uф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется от 0 до 2Uф. m и с частотой, равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников. Огибающая, проведенная через амплитуды напряжения биения, имеет частоту, равную полуразности частот генератора и системы.

Таким образом, при неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине? Uф. Кроме того, при большой разности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении до значений, равных 0,1%.

Наибольший уравнительный ток возникает при угле ш равном 180 эл. град. Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной энергосистемой (), то

Iу = = 2 Iк (8)

При этом уравнительный ток вдвое больше тока трехфазного КЗ на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношении нагрева обмоток, так и вследствии электродинамических усилий между проводниками, особенно в лобовых частях обмотки статора.

Включение возбужденного генератора на параллельную работу с другими генераторами при несоблюдении условий точной синхронизации может повлечь за собой тяжелые повреждения машины.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное ее регулирование осуществляются воздействиями на регуляторы частоты вращения первичных двигателей (паровых, газовых или гидротурбин). Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем регулирования тока в обмотке возбуждения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится с помощью двух вольтметров (контроль равенства напряжений генератора и сети), двух частотометров, один из которых показывает частоту сети, а другой — подключаемого генератора, а также с помощью специального прибора — синхроноскопа, который дает возможность контролировать совпадение векторов напряжений одноименных фаз. Эти приборы входят в состав так называемых колонок синхронизации и имеются на всех электростанциях.

При точной синхронизации момент подачи импульса на включение определяется по стрелке синхроноскопа, которая вращается с угловой скоростью скольжения (разности частот). Воздействуя на регуляторы скорости первичного двигателя, добиваются уравнивания частот, так чтобы стрелка синхроноскопа делала не более одного оборота за 20 секунд. На шкале синхроноскопа нанесена черта, соответствующая совпадению напряжения по фазе. Импульсы на включение выключателя генератора следует подавать лишь в момент, когда стрелка синхроноскопа немного не дошла до черты, так как необходимо учитывать время включения выключателя.

Точная синхронизация может быть ручной и автоматической. При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действий персонала в схему синхронизации вводится специальная блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса на включение выключателя, если он был подан в неблагоприятный момент. Автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств — автоматических синхронизаторов, которые имеют весьма сложную схему, позволяющую производить регулировку напряжения и частоты синхронизируемого генератора и осуществлять его включение в сеть без участия обслуживающего персонала.

10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ ПРТСН1

Выбор типа защит, устанавливаемых на трансформаторе ТРДНС-40 000/20/6,3−6,3.

Согласно ПУЭ принимаются следующие защиты:

1. Продольная дифференциальная защита от всех видов КЗ в обмотках трансформатора и на его выводах. Применяется реле типа РНТ-565 с используемой одной уравнительной обмоткой, включенной в плечо с меньшим уравнительным током и рабочей обмоткой, включенной на разницу токов.

2. Газовая защита от внутренних повреждений в баке трансформатора, сопровождающихся разложением масла и выделением газов, в том числе от витковых замыканий и от понижения уровня масла в баке трансформатора.

3. Защита от симметричной перегрузки на стороне низкого напряжения. Защита выполнена с помощью одного реле тока, действующего с выдержкой времени на сигнал.

4. Защита от внешних междуфазных КЗ. МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению. Защита состоит из трех комплектов. Первый и второй комплекты на стороне 6 кВ — от междуфазных КЗ на сборных шинах 6 кВ и для дальнего резервирования защит потребителей собственных нужд на 6 кВ. Третий комплект на стороне 20 кВ для ближнего резервирования защит трансформатора.

5. Дуговая защита.

Расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора:

1. Технические данные трансформатора ПРТСН1:

ТРДНС — 40 000/20/6,3−6,3 — трансформатор с ращепленной обмоткой низкого напряжения, принудительным дутьем и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения на стороне 20 кВ под нагрузкой.

Схема соединения обмоток силового трансформатора /- - 12. Схема соединения вторичных обмоток трансформатора тока Y/Y-Y [10]

Sном= 40 000 кВА

Uном. ВН = 20 кВ

Uном. НН = 6,3 кВ

Предел регулирования U — 0,12

2. Расчет номинальных токов

= = = 1160 А

= = = 1835 А

3. Выбор типа трансформаторов тока и расчет КI

= =

= =

Принимаются трансформаторы тока с коэффициентами трансформации:

=;

=;

4. Расчет вторичных токов в плечах дифференциальной защиты

= = = 3,87 А

= 2 = 2 = 9,2 А

Обмотка низкого напряжения принимается за основную, так как вторичный ток ее больше.

5. Расчет тока срабатывания защиты.

= 2 = 1,3 1835 2 = 4771 А

= 1,3 — коэффициент отстройки

= 1835 — номинальный ток обмотки ВН

=

= + +

Где — ток небаланса, обусловленный погрешностью трансформатора тока,

— ток небаланса, обусловленный наличием устройства РПН,

— ток небаланса, обусловленный неточной установкой числа витков уравнительной обмотки.

= +

Где = 1 — коэффициент апериодичности,

= 1 — коэффициент однотипности,

= 0,1 — коэффициент 10% погрешности,

Iпо = 14 520 А

Сначала произведем расчет без

= = 1 1 0,1 14 520 = 1452 А

= = 0,12 14 520 = 1742,4 А

= 1452 + 1742,4 = 3194,4 А

= 1,3 3194,4 = 4152,7 А

Принимается наибольшее значение = 4771 А.

Проверка чувствительности:

Кч = = = 2,642

Расчет тока срабатывания реле.

= = 4771 = 11,93 А

= = 400;

= 4771 А;

6. Расчет количества витков РНТ.

= = = 8,38

Принимается наименьшее значение = 8 витков

= = 12,5 А;

= = = 19,01

Принимается = 19 витков

7. Расчет тока небаланса с учетом неточной установки

числа витков уравнительной обмотки.

= = 14 520 = 79,54 А

Расчет числа витков уравнительной обмотки:

= - = 19 — 8 = 11 витков

8. Расчет уточненного значения

= 2 = 1,3 1835 2 = 4771 А

= (+ +)

= 1,3 (1452 + 79,54 + 1742,4) = 4256,12 А

Принимается наибольшее значение = 4771 А

= = = 11,93 А

Должно соблюдаться условие:

= 12,5 11,93 — условие соблюдается.

Проверка чувствительности

Кч = = = 2,642

МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению

1. Расчет третьего комплекта защит на ВН

=

Где = 1160 А — номинальный ток обмотки высокого напряжения

= 1,2 — коэффициент отстройки

= 0,8 — коэффициент возврата

= = 1740 А

=

Где = 1 — коэффициент схемы

= 300 — коэффициент трансформации ТА

= = 5,8 А

Проверка чувствительности:

Кч = = = 2,371,5

Принимаем реле тока типа РТ-40/6

2. Расчет уставок реле минимального напряжения

= ,

Где = 1,1 — 1,2 принимается 1,1

= 1,12−1,15 — принимается 1,12

= = 4602,2 В

= = = 73,05 В

Принимается реле минимального напряжения типа РН-54/160

3. Расчет уставок реле напряжения обратной последовательности

= 0,06 = 0,06 6300 = 378 В

=

Где — коэффициент трансформатора напряжения ТV

= = 6 В

Принимается реле типа РНФ-1М.

4. Расчет первого и второго комплекта на стороне 6,3 кВ

=

= = 2523,12 А

Проверяем чувствительность:

Кч = = = 4,982

=

Где = 1 — коэффициент схемы

= 400 — коэффициент трансформации ТА

= = 6,3 А

Принимается реле типа РТ-40/10.

Расчет защиты от симметричной перегрузки

=

Где = 1,05−1,1 — принимается 1,05

= 0,8−0,85 — принимается 0,8

= = 2408,44 А

=

= = 6,02 А

Принимается реле типа РТ-40/10 с tср = 5−9 с.

11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

В данном проекте принята компоновка ОРУ — 220 кВ с двумя рабочими системами шин. Для широкого распространения данной схемы применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институм «Энергосетьпроект».

В принятой компоновке все элегазовые выключатели типа HPL-245 А2 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными.

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. Разъединители выбраны для ячеек автотрансформаторов связи типа РГН-220/2000 УХЛ1, для ячеек линий — типа РГН — 220/1000 УХЛ1.

Линенийные порталы высотой 17 м. для обеспечения молниезащиты укомплектованы молниеотводами высотой 30,5 м. Шинные порталы высотой 11,35 м. Опоры под электроаппаратами высотой 3,65 м. Все конструкции стандартные, железобетонные.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками.

Трансформаторы тока выбраны элегазовые, для ячеек автотрансформаторов связи типа ТОГ-220||-|У1/2000, для ячеек линий типа ТОГ-220||-|У1/600.

Трансформаторы напряжения для сборных шин выбраны элегазовые типа НОГ-220 У1.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом в ячейках автотрансформаторов связи типа 2АС-500/27, в ячейках линий типа АС-400/22.

Опорные изоляторы выбраны С4−950-УХЛ1.

Шаг ячейки ОРУ 220 кВ — 15,4 м., ширина ОРУ 220 кВ — 154 м.

Длина ячейки 80 м.

Площадь ОРУ: А = 154 80 = 12 320 м²

12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОРУ-220 кв

В эффективно-заземленных сетях электробезопасность считается обеспеченной, если потенциал заземлителя не превышает 10 000 В, а напряжение прикосновения и шага в любое время года не превышает допустимых значений.

Заземляющее устройство, выполненное с соблюдением требований, предъявленных к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока однофазного замыкания на землю значений напряжения прикосновения, не превышающих нормированных.

В целях выравнивания электрических потенциалов и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории ОРУ, занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку.

Дано:

Нормированное значение Uпр= 400 В при длительности воздействия 0,2 с.

ОРУ имеет 10 ячеек, ширина ОРУ равна:

10 15,4 = 154 м.

Длина ячейки 80 м.

Площадь ОРУ: А = 154 80 = 12 320 м²

Грунт — суглинок.

Н = 1,5 м глубина верхнего слоя грунта,

h = 0,7 м. — глубина заложения горизонтальных заземлителей,

Re = 3 Ом

= 100 Омм — удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Омм

= 50 Омм — удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Омм

Чертеж заземляющей сетки приведен на рис. 24

Продольные заземлители выкладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 — 0,7 м. Расстояние между ними принимается с переменным шагом от краев к центру «сетки» — 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м. расстояние от границ «сетки» заземляющего устройства до ограды ОРУ не менее 2-м м.

Определение сопротивления заземляющего устройства включая естественные заземлители.

Rзу = Ом

Rз = 0,866 + Ом

где

q = = = 0,027

L — общая длина продольных и поперечных горизонтальных заземлителей, м.

L = 15 154 + 18 80 = 3750 м.

Р — периметр

Р = (154 + 80) 2 = 468 м.

По формуле (16) находим сопротивление заземляющего устройства:

Rз = 0,866 + = 0,43 Ом

По формуле (15) находим сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители:

Rзу = = 0,38 Ом

Определим напряжение, приложенное к человеку (напряжение прикосновения).

Uпр = Iз Rзу В

— коэффициент, определяющий сопротивление тела человека и сопротивление растекания тока от ступней ног.

Iз — ток однофазного короткого замыкания на землю, А

Iз = 28 310 А

принимается 1000 Ом

= = = 0,87

— коэффициент напряжения прикосновения;

= 0,37

где = 1,85 50 = 92,5 — согласно таблице

По формуле (18) определим коэффициент напряжения прикосновения:

= 0,37 = 1,05

По формуле (3) определим напряжение прикосновения:

Uпр = 28 310 0,38 1,05 0,87 = 9827 В 400 В, следовательно безопасность прикосновения не обеспечена, напряжение больше допустимого. При напряжении более 400 В по контуру сетки забиваются вертикальные электроды и определяется сопротивление сложного заземлителя.

Rз = 0,443 + Ом

— длина вертикального электрода м.

= 5 м.

q =

= + м.

N = шт.

N = = 31,2 = 31 шт.

= 1,5 — 0,7 = 0,8 м.

= 5 — 0,8 = 4,2 м.

По формуле (20) находим длину вертикального электрода:

= 0,8 + 4,2 = 9,2 м.

q = = 0,01

По формуле (19) определим сопротивление сложного заземлителя:

Rз = 0,443 + = 0,23 Ом

По формуле (15) определим сопротивление сложного заземлителя включая естественные заземлители:

Rзу = = 0,21 Ом,

= = 0,87

= М

где М — функция отношения. Если = 2, то М = 0,6

а = 15м — расстояние между вертикальными электродами.

По формуле (21) определим коэффициент напряжения прикосновения:

= 0,6 = 0,2

По формуле (17) определим напряжение прикосновения:

Uпр = 28 310 0,21 0,2 0,87 = 1034,45 В 400 В, следовательно безопасность прикосновения не обеспечена, напряжение больше допустимого. При напряжении более 400 В согласно ПУЭ на рабочих местах выполняем подсыпку щебнем толщиной 0,1 — 0,2 м.

Удельное сопротивление щебня 5000 Омм,

Принимается = 6000 Омм после чего пересчитывается

= = 0,01

По формуле (3) определим напряжение прикосновения:

Uпр = 28 310 0,21 0,2 0,01 = 118,9 В 400 В, следовательно безопасность прикосновения на ОРУ-220 кВ обеспечена.

Рассчитаем напряжение прикосновения без вертикальных заземлителей, но с подсыпкой щебнем рабочих мест.

Uпр = 28 310 0,38 1,05 0,01 = 112,96 В 400 В, следовательно безопасность прикосновения на ОРУ-220 кВ обеспечена.

Выполняем заземляющее устройство типа «сетки» без вертикальных заземлителей, но с подсыпкой щебня у рабочих мест.

13. ОХРАНА ТРУДА

Организационные мероприятия при выполнении работ в электроустановках КЭС.

При производстве работ в электроустановках выполняются технические и организационные мероприятия (меры предосторожности) для того, чтобы исключить случайную подачу напряжения к месту работы и случайное приближение или прикосновение работающих к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:

· оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

· допуск к работе;

· надзор во время работы;

· оформление перерывов в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

· выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

· ответственный руководитель работ;

· допускающий;

· производитель работ;

· наблюдающий;

· члены бригады.

Наряд — это письменное задание на работу в электроустановках, оформленное на бланке установленной формы и определяющее место, время начала и окончания работы, условия ее безопасного проведения, состав расчета и лиц, ответственных за безопасность работ. По наряду должны производиться, как правило, плановые работы.

Распоряжение — это задание на работу в электроустановках, оформленное в оперативном журнале лицом, отдавшим распоряжение, либо лицом оперативного состава, получившим распоряжение в устной форме непосредственно или с помощью средств связи от лица, отдавшего распоряжение.

Текущая эксплуатация — это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом на закрепленной электроустановке в течение одной смены работ по утвержденному в установленном порядке перечню, при этом определение необходимости и объема работ, а также подготовка рабочего места для безопасного проведения работ осуществляются непосредственно производителем работ.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V — в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV — в электроустановках напряжением до 1000 В.

В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений при работах по предотвращению аварий или ликвидации их последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работниками из числа оперативного персонала, имеющим группу IV. Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов и распоряжений должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.

Ответственный руководитель работ назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В. В электроустановках напряжением до 1000 В ответственный руководитель, как правило, не назначается.

Ответственными руководителями работ назначаются работники из числа административно-технического персонала, имеющие группу V в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV в электроустановках напряжением до 1000 В.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде или распоряжении, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им целевого инструктажа.

Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала, за исключением допуска на ВЛ. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В — группу III.

Производитель работ отвечает:

· за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работы;

· за четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

· за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

· за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

· за безопасное проведение работы и соблюдение настоящих Правил им самим и членами бригады;

· за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Производитель работ, выполняемых по наряду, в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В — группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV.

Производитель работ, выполняемых по распоряжению, может иметь группу III при работе во всех электроустановках, должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

· за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

· за четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

· за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

· за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Ответственным за безопасность, связанную с технологией работы, является работник, возглавляющий бригаду, который входит в ее состав и должен постоянно находиться на рабочем месте. Его фамилия указывается в строке «Отдельные указания» наряда. Письменным указанием руководителя организации должно быть оформлено предоставление его работникам прав: выдающего наряд, распоряжение; допускающего; ответственного руководителя работ; производителя работ (наблюдающего), а также право единоличного осмотра.

Таблица

Ответственный работник

Совмещаемые обязанности

Выдающий наряд, отдающий распоряжение

Ответственный руководитель работ

Производитель работ

Допускающий (в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала)

Ответственный руководитель работ

Производитель работ;

Допускающий (в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала)

Производитель работ из числа оперативно-ремонтного персонала

Допускающий (в электроустановках с простой и наглядной схемой)

Производитель работ, имеющий группу IV

Допускающий (в случаях, предусмотренных п. 8.5 настоящих Правил)

Допускающий из числа оперативного персонала может выполнять обязанности члена бригады.

После подготовки рабочего места наряд вручается производителю работ во время допуска бригады. Наряд выдается на весь период работы, срок его действия не ограничивается. При перерывах в работе наряд остается действительным, если не изменились условия работы, относящиеся к подготовке и состоянию рабочего места. Изменение рабочего места возможно только в том случае, если будет выписан новый наряд. Ежедневно по окончании рабочего дня наряд сдается дежурному.

Допуск к работе.

Перед началом работы ответственный руководитель, производитель работы и допускающий (старший дежурный) вновь проверяют, выполнены ли все меры безопасности, указанные в наряде, и только после этого допускающий приступает к допуску бригады:

— проверяет по именным удостоверениям соответствие состава бригады записям в наряде и квалификацию,

— указывают бригаде место работы и в присутствии бригады доказывает отсутствие напряжения на отключенных и заземленных токоведущих частях вначале указателем напряжения, а затем непосредственно прикосновением к ним рукой (в электроустановках напряжением 35 кВ и выше — показом наложенных заземлений)

— инструктирует бригаду, дополнительно разъясняя на рабочем месте состояние установки и возможные опасности,

— указывает расположенные поблизости части оборудования, оставшиеся под напряжением,

— дает разрешение производителю работ начинать работу и вручает ему наряд.

После допуска производитель работ не имеет права отлучаться с места работы и оставлять бригаду без надзора. Допуск к работе производится ежедневно.

Надзор во время работы.

Производитель работ в процессе работы обязан предотвращать возможные нарушения правил безопасности членами бригады. Если производителю работ (наблюдающему) нужно отлучиться, то он должен оставить вместо себя ответственного руководителя или вывести бригаду из помещения электроустановки и закрыть вход в нее.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой