1. ВСТУП
Прийнята енергетична програма Республіки Казахстан передбачає завершення формування основних вузлів в єдиній енергетичній системі країни з тим, щоб підвищити її маневреність і надійність. Це буде досягатися будівництвом нових теплових станцій на заході країни і працюють на газі, на північному сході країни буде запропоновано будівництво потужних КЕС на базі Екібазтускіх вугілля з подальшим транспортуванням надлишку електричної енергії закордон в Росію і Китай. Планується будівництво нових ЛЕП високої і надвисокої напруги з тим, щоб спрямувати потоки електроенергії з сходу та північного сходу в напрямку півдня та заходу країни.
У перспективі для більш надійного і повного забезпечення центру країни і особливо півдня електричною енергією можливе будівництво атомної теплоелектростанції в районі о. Балхаш. На півдні країни можливе будівництво нетрадиційних джерел електричної енергії - вітрових та сонячних електростанцій. Електропостачання малих ізольованих споживачів розташованих у важкодоступних районах можливо здійснити від невеликих газотурбінних генераторів.
2. ВИБІР СИНХРОННИХ ГЕНЕРАТОРІВ
Таблиця 1. "Технічні параметри СГ»
Джерело: (діл. 1, стор 610), (діл. 2, стор.76-103)
X "d-понад перехідний індуктивний опір у відносних одиницях (о. е.)
3. ВИБІР ДВОХ СТРУКТУРНИХ СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ
Рис. 1 Варіант - I
Рис. 2 Варіант - II
Витрата потужності на с. н. одного генератора:
Р с.н. =
Р с.н. =
Р с.н. =
Розрахунок перетікання через АТ зв'язку I - варіанта
P пер. Max = 2Ч120-2Ч6-260 =- 32 МВт
P пер. Min = 2Ч120-2Ч6-230 =- 2 МВт
Розрахунок перетікання через АТ зв'язку I - варіанта
P пер. Max = 3Ч120-3Ч6-260 = 82 МВт
P пер. Min = 3Ч120-3Ч6-230 = 118 МВт
Висновок: I - варіант по перетіканню потужності більш економічний.
Проводжу розрахунок реактивних складових
Q с.н. = Р с.н. = cos
С. М. Q c. Н. = Р С.Н Ч 
С. М. Q c. Н. = Р С.Н Ч
Q г1 = Р г1 Ч
Q г2 = Р г2 Ч
Q max = P max Ч
Q min = P min Ч
4. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ
4.1 Вибір блокових трансформаторів I і II варіанти потужності проводжу по [уч. 1, стор 390 т. 5,4]
Як блокових трансформаторів приймаю [за уч. 2 стор 146-156 табл. 3,6] на стороні:
- 110 кВ - трансформатор типу ТДЦ-200000/110
- 220 кВ - трансформатор типу ТДЦ-400000/220 - для генератора
ТВВ-220-2ЕУЗ
- 220 кВ - трансформатор типу ТДЦ-200000/220 - для генератора
ТВФ-120-2УЗ
4.2. Вибір автотрансформаторів зв'язку
I - варіант
S розр. =
S розр. Min. =
S розр. Max. =
S расч.ав.. =
За найбільш важкого режиму вибирають потужність автотрансформатора зв'язку.
S треб.АТ =
Де До n = 1,4 тому графік навантаження і умови роботи автотрансформатора невідомі.
Вибираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110
II - варіант
S розр. =
S розр. Min. =
S розр. Max. =
S расч.ав.. =
За найбільш важкого режиму вибирають потужність автотрансформатора зв'язку.
S треб.АТ =
Де До n = 1,4 тому графік навантаження і умови роботи автотрансформатора невідомі.
Вибираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110
Дані вибраних трансформаторів зводжу в таблицю 2
Таблиця 2
5. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ
Капітальні витрати розраховую враховуючи вартість основного устаткування. Дані зводжу в таблицю.
Капітальні витрати
Таблиця 3
Втрати електричної енергії в блочному трансформаторі ТДЦ-200000/110 приєднаному до збірних шин 110 кВ [уч. 1 стор 395 (5,13)]
Т = Т рік-Т рем = 8760-600 = 8160 год
τ = 4600 год - час втрат
Т max = 6000 год по [уч. 1 стор 396 рис. 5,6]
Δ W 1 = 8160Ч170 +550 Ч
Втрати у блочному трансформаторі ТДЦ-400000/220 - для генератора ТВВ-220
Δ W 2 = 8160Ч315 +850 Ч
Втрати у блочному трансформаторі ТДЦ-200000/220
Δ W 3 = 8160Ч130 +660 Ч
Втрати електроенергії в автотрансформатори зв'язку в I-варіанту по [уч. 1 стор 396 (5,14)] з урахуванням того, що обмотка НН не навантажена.
I - варіант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110
=
Де Р КВ = Р КС = 0,5 ЧР КВ = 0,5 Ч315 = 157,5
S maxB = S maxC =
Т = Т рік = 8760
II - варіант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110
=
Де Р КВ = Р КС = 0,5 ЧР КВ = 0,5 Ч430 = 215
S maxB = S maxC =
Т = Т рік = 8760
Сумарні річні втрати I - варіанта
Сумарні річні втрати II - варіанта
Річні експлуатаційні витрати
Де Р а = 6,4%, Р о = 2%,
Наведені витрати по уч. 1 стр.395
З = Р Н ЧК + U
Де Р Н = 0,12 - нормативний коефіцієнт економічної ефективності для енергетики
З I = 0,12 Ч3062 +383,328 = 750,8 т.у.е.
З II = 0,12 Ч3135 +392,220 = 768,4 т.у.е.
Різниця у витратах
Висновок: Варіанти рівноцінні тому ΔЗ <5%, приймаю варіант - I тому що за перетіканню потужності більш економічніше.
6. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ С. М.
6.1 Вибір ТСН робочих
Робочі ТСН підключаються отпайка до блоку їх кількість дорівнює кількості генераторів. Необхідна потужність робочих Т.С.Н.
Необхідна потужність Т.С.Н.
S СН ≥ 0,85 Ч6 = 5,1 МВА
За каталогом приймаю для блоків 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20
U ВН = 13,8 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 8 кВт
P К = 46,5 кВт
U К = 7,5%
Необхідна потужність Т.С.Н.
S СН ≥ 0,85 Ч11 = 9,35 МВА
За каталогом приймаю для блоків 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35
U ВН = 15,75 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 12 кВт
P К = 60 кВт
U К = 8%
6,2 Вибір резервних трансформаторів С.М.
Так як на ГРЕС кількість блоків більше трьох встановлюю два РТСН. Один підключений до ПН АТ зв'язку, інший в резерві.
Необхідна потужність РТСН
S РТСН ≥ 1,5 ЧS СН max = 1.5Ч9.35 = 14.03 МВА
За каталогом приймаю ТДНС-16000/20
U ВН = 15,75 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 17 кВт
P К = 85 кВт
U К = 10%
Схема ТСН
Рис. 3 схема ТСН
7. ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ Спрощена схема РУ ВСІХ НАПРУЖЕНЬ
Для РУ 110 і 220 кВ вибираю схему з двома робітниками і обхідний системами шин з одним вимикачем на ланцюг. Як правило, обидві системи шин знаходяться в роботі при відповідному фіксованому розподілі всіх приєднань. Такий розподіл приєднань збільшує надійність схеми, тому що при КЗ на шинах відключається шіносоедінітельний вимикач QA і тільки половина приєднань переводять на справну систему шин перерву ел. постачання половини приєднань визначається тривалістю перемикань.
1. 220 кВ число приєднань n = 10 приймаю схему з двома робітниками і обхідний системами збірних шин за уч. 1, стор 416 рис. 515.
Рис. 4
Фіксація на приєднання: 220 кВ
А 1: W 1, W 2, Т 1, Т 2, АТ 1
QO; QA
А 2: W 3, W 4, Т 3, Т 4, АТ 2.
2. 110 кВ число приєднань n = 10 приймаю схему з двома робітниками і обхідний системами збірних шин уч. 1, стор 416 рис. 515.
Рис. 5
Фіксація на приєднання: 110 кВ
А 1: W 5, W 6, W 7, Т 5, АТ 1
QO; QA
А 2, W 8, W 9, W 10, Т 6, АТ 2.
8. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ
8.1. Складаємо схему заміщення
Рис. 6 Схема заміщення
Схема заміщення для розрахунку трифазного КЗ представлена на рис. 5. кожному опору в схемі присвоюється свій порядковий номер, який зберігається за даними опором на протязі всього розрахунку. У схемі опір дробове значення, де чисельник - номер опору, знаменник - чисельне значення опору.
Визначаємо опір схеми (рис. 5) при базовій потужності S б = 10000 МВА.
Опір генераторів G 1; G 2; G 3; G 4; G 5; G 6.
X 1 * = X 2 * =
X 3 * = X 4 * = X 5 * = X 6 * =
Для спрощення позначений індекс «*» опускаю увазі, що всі отримані значення опорів даються у відносних одиницях і приведені до базових умов. Таким чином:
X 1 = X 2 = 0.1906Ч
Х 3 = Х 4 = X 5 = X 6 = 0.192Ч
Опір трансформаторів Т 1, Т 2 - ТДЦ-400000/220 і Т 3, Т 4 - ТДЦ-200000/220
Х 7 = Х 8 =
Х 9 = Х 10 =
Х 7 = Х 8 =
Х 9 = Х 10 =
Опір трансформаторів Т 5, Т 6 - ТДЦ-200000/110
Х 11 = Х 12 =
Х 11 = Х 12 =
Опір ліній електропередач W 1, W 2.
Х 16 = Х 17 = Х уд ЧlЧ
Х уд = 0.32 Ом / км - питомий опір ВЛ-220 кВ за уч. 1 стор 130
Х 16 = Х 17 = 0,32 Ч100Ч
Опір АТ зв'язку АТДЦТН-125000/220/110
Опір у відсотках
Х ТБ% = 0,5 (U кВ-Н + U кВ-С-U КС-Н) = 0,5 (45 +11-28) = 14%
Х ТЗ% = 0,5 (U кВ-С + U КС-Н-U кВ-Н) = 0,5 (11 +28-45) =- 3%
Х ТН% = 0,5 (U кВ-Н + U КС-Н-U кВ-С) = 0,5 (45 +28-11) = 31%
Опір в о. е.
Х 13 =
Х 14 = 0 т. к. Х ТЗ% - негативне число
Х 15 =
Опір системи
Х 18 = Х з Ч
8.2. Спростимо схему щодо точки КЗ До 1, результуючі опір ланцюга генератора G 1
Х 19 = Х 1 + Х 7 = 7,38 +2,75 = 10,13 о. е. Х 19 = Х 20 = 10,13 о. е. X 19 = X 20 = 10.31 о. е.
Х 21 = Х 3 + Х 9 = 15,36 +5,5 = 20,86 о. е. Х 21 = Х 22 = 20,86 о. е. X 21 = X 22 = 20,86 о. е.
Х 23 = Х 5 + Х 11 = 15,36 +5,25 = 20,61 о. е. Х 23 = Х 24 = 20,61 о. е. X 23 = X 24 = 20,61 о. е.
Результуючий опір ланцюга однотипних генераторів G 1, G 2, G 3, G 4, G 5, G 6.
Х 26 =
Х 27 =
Х 28 =
Об'єднуються генератори G 1, G 2, G 3, G 4.
Х 25 = Х 16 / / Х 17 + Х 18 =
Отримали схему заміщення
Рис. 7 Променева схема заміщення
Необхідно зробити розділення кіл пов'язаних ланцюгів КЗ тому що через опір (13) проходять струми від двох джерел.
Еквівалентний опір
Х екв = Х 29 / / Х 25 =
Результуючі опір
Х рез = Х екв + Х 13 = 1,9 +5,6 = 7,5 о. е.
Коефіцієнт розподіл струмів КЗ по зв'язаних гілкам КЗ
Результуючі опір по зв'язаних гілкам
Рис. 8
Початкове значення періодичної складової струму КЗ
I no =
Де Х * - результуючі опір гілки схеми
I б - базовий струм
Гілка енергосистеми
I no С =
Гілка еквівалентного джерела G 1-4
I noG 1-4 =
Гілка еквівалентного джерела G 5-6
I noG 5-6 =
Сумарний струм
ΣI noK 1 = I noc + I noG 1-4 + I noG 5-6 = 2.7 +4.54 +5,5 = 12,74 кА
8.3. Коротке замикання в точці К 2 (на виведенні генератора G 4) використовую частково результати перетворення попередню схему заміщення для даної точки КЗ можна представити у вигляді, показаному на рис. 8.
Рис. 9
Об'єдную генератори G 1-2-G 3 в G 1-3
Об'єдную генератори G 1-3 c енергосистемою
Рис. 10
Проводжу розділення кіл для точки КЗ
Визначаю еквівалентний опір
Х екв = Х 28 / / Х 30 =
Визначаю результуючі опір
Х рез = Х екв + Х 10 = 1,72 +5,5 = 7,22 о.е.
Визначаю коефіцієнт розподілу струму КЗ по гілках
Перевіряю опір гілок з урахуванням розподілу
Визначаю початкову періодичну складову струму КЗ в точці К 2 по гілках
I no =
Де Х * - результуючі опір гілки схеми
I б - базовий струм
Гілка генератора та енергосистеми (Ст-G 1-3)
I no Ст-G 1-3 =
Гілка генератора G 4
I noG 4 =
Гілка генератора джерела G 5-6
I noG 5-6 =
Сумарне значення початкової періодичної складової струму КЗ в точці К 2.
ΣI noK1 = I no Ст-G1-3 + I noG4 + I noG5-6 = 72,3 +10,5 +13,8 = 126,6 кА
8.4. Ударний струм
Визначаємо ударні коефіцієнти для гілок схеми заміщення за [уч. 1 стор 149 т. 3,7] і [уч. 1 стр. 150 т.3, 8]
Таблиця 4
8.4.1. Ударний струм в точці К 1
Де h y - Ударний коефіцієнт
i y з =
i yG 1-4 =
i yG 5-6 =
Сумарне значення ударного струму в точці До 1
8,4,2 Ударний струм в точці К 2
i y Ст-G 1-3 =
i yG 5-6 =
i yG 4 =
Сумарне значення ударного струму в точці К 2
8.5. Визначення струмів для будь-якого моменту часу перехідного моменту КЗ
Значення періодичної і апериодических складових струму КЗ для часу τ> 0 необхідно знати для вибору комутаційної апаратури.
Розрахунковий час, для якого визначаємо точки КЗ виділяю як τ = t св +0,01 сек де t св - власний час вимикача позначаю попередньо елегазові вимикачі типу ЯЕ-110Л-23 (13) У4 [за уч. 2 стор 242] t св = 0,04 сек, тоді τ = 0,04 +0,01 = 0,05 сек.
8,5,1 апериодическая складова струму КЗ в точці К 1 згідно [уч. 1 стор 113 (3,5)] Прийнята енергетична програма Республіки Казахстан передбачає завершення формування основних вузлів в єдиній енергетичній системі країни з тим, щоб підвищити її маневреність і надійність. Це буде досягатися будівництвом нових теплових станцій на заході країни і працюють на газі, на північному сході країни буде запропоновано будівництво потужних КЕС на базі Екібазтускіх вугілля з подальшим транспортуванням надлишку електричної енергії закордон в Росію і Китай. Планується будівництво нових ЛЕП високої і надвисокої напруги з тим, щоб спрямувати потоки електроенергії з сходу та північного сходу в напрямку півдня та заходу країни.
У перспективі для більш надійного і повного забезпечення центру країни і особливо півдня електричною енергією можливе будівництво атомної теплоелектростанції в районі о. Балхаш. На півдні країни можливе будівництво нетрадиційних джерел електричної енергії - вітрових та сонячних електростанцій. Електропостачання малих ізольованих споживачів розташованих у важкодоступних районах можливо здійснити від невеликих газотурбінних генераторів.
2. ВИБІР СИНХРОННИХ ГЕНЕРАТОРІВ
Таблиця 1. "Технічні параметри СГ»
| Тип генератора | Р ном МВТ | S ном МВА | U ном кВ | cos φ | I ном А | X "d о. е. | n об / хв |
| ТВФ-120-2У3 | 120 | 125 | 10,5 | 0,8 | 6,875 | 0,192 | 3000 |
| ТВВ-220-2ЕУЗ | 220 | 258,3 | 15,75 | 0,85 | 8,625 | 0,1906 | 3000 |
X "d-понад перехідний індуктивний опір у відносних одиницях (о. е.)
3. ВИБІР ДВОХ СТРУКТУРНИХ СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ
Рис. 1 Варіант - I
Рис. 2 Варіант - II
Витрата потужності на с. н. одного генератора:
Р с.н. =
Р с.н. =
Р с.н. =
Розрахунок перетікання через АТ зв'язку I - варіанта
P пер. Max = 2Ч120-2Ч6-260 =- 32 МВт
P пер. Min = 2Ч120-2Ч6-230 =- 2 МВт
Розрахунок перетікання через АТ зв'язку I - варіанта
P пер. Max = 3Ч120-3Ч6-260 = 82 МВт
P пер. Min = 3Ч120-3Ч6-230 = 118 МВт
Висновок: I - варіант по перетіканню потужності більш економічний.
Проводжу розрахунок реактивних складових
Q с.н. = Р с.н. = cos
Q г1 = Р г1 Ч
Q г2 = Р г2 Ч
Q max = P max Ч
Q min = P min Ч
4. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ
4.1 Вибір блокових трансформаторів I і II варіанти потужності проводжу по [уч. 1, стор 390 т. 5,4]
Як блокових трансформаторів приймаю [за уч. 2 стор 146-156 табл. 3,6] на стороні:
- 110 кВ - трансформатор типу ТДЦ-200000/110
- 220 кВ - трансформатор типу ТДЦ-400000/220 - для генератора
ТВВ-220-2ЕУЗ
- 220 кВ - трансформатор типу ТДЦ-200000/220 - для генератора
ТВФ-120-2УЗ
4.2. Вибір автотрансформаторів зв'язку
I - варіант
S розр. =
S розр. Min. =
S розр. Max. =
S расч.ав.. =
За найбільш важкого режиму вибирають потужність автотрансформатора зв'язку.
S треб.АТ =
Де До n = 1,4 тому графік навантаження і умови роботи автотрансформатора невідомі.
Вибираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110
II - варіант
S розр. =
S розр. Min. =
S розр. Max. =
S расч.ав.. =
За найбільш важкого режиму вибирають потужність автотрансформатора зв'язку.
S треб.АТ =
Де До n = 1,4 тому графік навантаження і умови роботи автотрансформатора невідомі.
Вибираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110
Дані вибраних трансформаторів зводжу в таблицю 2
Таблиця 2
| Тип трансформатора | Кількість IВ / IIВ | U ном кВ | Р 0 кВт | Р до кВт | U до% | ||||||
| ВН | СН | НН | ВН--СН | ВН - ПН | СН- -ПН | ВН--СН | ВН--ПН | СН--ПН | |||
| 2ЧАТДЦТН 200000/220/110 | - / 2 | 230 | 121 | 38,5 | 105 | 430 | - | - | 11 | 32 | 20 |
| 2ЧАТДЦТН 125000/220/110 | 2 / - | 230 | 121 | 10,5 | 65 | 315 | - | - | 11 | 45 | 28 |
| ТДЦ 200000/220 | 2 / 1 | 242 | - | 18 | 130 | - | 660 | - | - | 11 | - |
| ТДЦ 200000/110 | 2 / 3 | 121 | - | 15,75 | 170 | - | 550 | - | - | 10,5 | - |
| ТДЦ 400000/220 | 2 / 2 | 237 | - | 21 | 315 | - | 850 | - | - | 11 | - |
5. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ
Капітальні витрати розраховую враховуючи вартість основного устаткування. Дані зводжу в таблицю.
Капітальні витрати
Таблиця 3
| Тип оборудования | Вартість од. обор-я тис. у.о. | I-варіант | II-варіант | ||
| Кількість шт. | Вартість тис. у.о. | Кількість шт | Вартість тис. у.о. | ||
| Блокові трансформатори | |||||
| ТДЦ-200000/110 | 222 | 2 | 444 | 3 | 666 |
| ТДЦ-400000/220 | 389 | 2 | 778 | 2 | 778 |
| ТДЦ-200000/220 | 253 | 2 | 506 | 1 | 253 |
| Автотрансформатори зв'язку | |||||
| АТДЦТН- 125000/220/110 | 195 | 2 | 390 | - | - |
| АТДЦТН- 200000/220/110 | 270 | - | - | 2 | 540 |
| Осередки ОРУ | |||||
| 220 кВ | 78 | 8 | 624 | 7 | 546 |
| 110 кВ | 32 | 10 | 320 | 11 | 352 |
| Разом | 3062 | 3135 | |||
Т = Т рік-Т рем = 8760-600 = 8160 год
τ = 4600 год - час втрат
Т max = 6000 год по [уч. 1 стор 396 рис. 5,6]
Δ W 1 = 8160Ч170 +550 Ч
Втрати у блочному трансформаторі ТДЦ-400000/220 - для генератора ТВВ-220
Δ W 2 = 8160Ч315 +850 Ч
Втрати у блочному трансформаторі ТДЦ-200000/220
Δ W 3 = 8160Ч130 +660 Ч
Втрати електроенергії в автотрансформатори зв'язку в I-варіанту по [уч. 1 стор 396 (5,14)] з урахуванням того, що обмотка НН не навантажена.
I - варіант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110
=
Де Р КВ = Р КС = 0,5 ЧР КВ = 0,5 Ч315 = 157,5
S maxB = S maxC =
Т = Т рік = 8760
II - варіант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110
=
Де Р КВ = Р КС = 0,5 ЧР КВ = 0,5 Ч430 = 215
S maxB = S maxC =
Т = Т рік = 8760
Сумарні річні втрати I - варіанта
Сумарні річні втрати II - варіанта
Річні експлуатаційні витрати
Де Р а = 6,4%, Р о = 2%,
Наведені витрати по уч. 1 стр.395
З = Р Н ЧК + U
Де Р Н = 0,12 - нормативний коефіцієнт економічної ефективності для енергетики
З I = 0,12 Ч3062 +383,328 = 750,8 т.у.е.
З II = 0,12 Ч3135 +392,220 = 768,4 т.у.е.
Різниця у витратах
Висновок: Варіанти рівноцінні тому ΔЗ <5%, приймаю варіант - I тому що за перетіканню потужності більш економічніше.
6. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ С. М.
6.1 Вибір ТСН робочих
Робочі ТСН підключаються отпайка до блоку їх кількість дорівнює кількості генераторів. Необхідна потужність робочих Т.С.Н.
Необхідна потужність Т.С.Н.
S СН ≥ 0,85 Ч6 = 5,1 МВА
За каталогом приймаю для блоків 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20
U ВН = 13,8 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 8 кВт
P К = 46,5 кВт
U К = 7,5%
Необхідна потужність Т.С.Н.
S СН ≥ 0,85 Ч11 = 9,35 МВА
За каталогом приймаю для блоків 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35
U ВН = 15,75 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 12 кВт
P К = 60 кВт
U К = 8%
6,2 Вибір резервних трансформаторів С.М.
Так як на ГРЕС кількість блоків більше трьох встановлюю два РТСН. Один підключений до ПН АТ зв'язку, інший в резерві.
Необхідна потужність РТСН
S РТСН ≥ 1,5 ЧS СН max = 1.5Ч9.35 = 14.03 МВА
За каталогом приймаю ТДНС-16000/20
U ВН = 15,75 кВ
U ПН = 6,3 кВ
P Х = 17 кВт
P К = 85 кВт
U К = 10%
Схема ТСН
Рис. 3 схема ТСН
7. ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ Спрощена схема РУ ВСІХ НАПРУЖЕНЬ
Для РУ 110 і 220 кВ вибираю схему з двома робітниками і обхідний системами шин з одним вимикачем на ланцюг. Як правило, обидві системи шин знаходяться в роботі при відповідному фіксованому розподілі всіх приєднань. Такий розподіл приєднань збільшує надійність схеми, тому що при КЗ на шинах відключається шіносоедінітельний вимикач QA і тільки половина приєднань переводять на справну систему шин перерву ел. постачання половини приєднань визначається тривалістю перемикань.
1. 220 кВ число приєднань n = 10 приймаю схему з двома робітниками і обхідний системами збірних шин за уч. 1, стор 416 рис. 515.
Рис. 4
Фіксація на приєднання: 220 кВ
А 1: W 1, W 2, Т 1, Т 2, АТ 1
QO; QA
А 2: W 3, W 4, Т 3, Т 4, АТ 2.
2. 110 кВ число приєднань n = 10 приймаю схему з двома робітниками і обхідний системами збірних шин уч. 1, стор 416 рис. 515.
Рис. 5
Фіксація на приєднання: 110 кВ
А 1: W 5, W 6, W 7, Т 5, АТ 1
QO; QA
А 2, W 8, W 9, W 10, Т 6, АТ 2.
8. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КЗ
8.1. Складаємо схему заміщення
Рис. 6 Схема заміщення
Схема заміщення для розрахунку трифазного КЗ представлена на рис. 5. кожному опору в схемі присвоюється свій порядковий номер, який зберігається за даними опором на протязі всього розрахунку. У схемі опір дробове значення, де чисельник - номер опору, знаменник - чисельне значення опору.
Визначаємо опір схеми (рис. 5) при базовій потужності S б = 10000 МВА.
Опір генераторів G 1; G 2; G 3; G 4; G 5; G 6.
X 1 * = X 2 * =
X 3 * = X 4 * = X 5 * = X 6 * =
Для спрощення позначений індекс «*» опускаю увазі, що всі отримані значення опорів даються у відносних одиницях і приведені до базових умов. Таким чином:
X 1 = X 2 = 0.1906Ч
Х 3 = Х 4 = X 5 = X 6 = 0.192Ч
Опір трансформаторів Т 1, Т 2 - ТДЦ-400000/220 і Т 3, Т 4 - ТДЦ-200000/220
Х 7 = Х 8 =
Х 9 = Х 10 =
Х 7 = Х 8 =
Х 9 = Х 10 =
Опір трансформаторів Т 5, Т 6 - ТДЦ-200000/110
Х 11 = Х 12 =
Х 11 = Х 12 =
Опір ліній електропередач W 1, W 2.
Х 16 = Х 17 = Х уд ЧlЧ
Х уд = 0.32 Ом / км - питомий опір ВЛ-220 кВ за уч. 1 стор 130
Х 16 = Х 17 = 0,32 Ч100Ч
Опір АТ зв'язку АТДЦТН-125000/220/110
Опір у відсотках
Х ТБ% = 0,5 (U кВ-Н + U кВ-С-U КС-Н) = 0,5 (45 +11-28) = 14%
Х ТЗ% = 0,5 (U кВ-С + U КС-Н-U кВ-Н) = 0,5 (11 +28-45) =- 3%
Х ТН% = 0,5 (U кВ-Н + U КС-Н-U кВ-С) = 0,5 (45 +28-11) = 31%
Опір в о. е.
Х 13 =
Х 14 = 0 т. к. Х ТЗ% - негативне число
Х 15 =
Опір системи
Х 18 = Х з Ч
8.2. Спростимо схему щодо точки КЗ До 1, результуючі опір ланцюга генератора G 1
Х 19 = Х 1 + Х 7 = 7,38 +2,75 = 10,13 о. е. Х 19 = Х 20 = 10,13 о. е. X 19 = X 20 = 10.31 о. е.
Х 21 = Х 3 + Х 9 = 15,36 +5,5 = 20,86 о. е. Х 21 = Х 22 = 20,86 о. е. X 21 = X 22 = 20,86 о. е.
Х 23 = Х 5 + Х 11 = 15,36 +5,25 = 20,61 о. е. Х 23 = Х 24 = 20,61 о. е. X 23 = X 24 = 20,61 о. е.
Результуючий опір ланцюга однотипних генераторів G 1, G 2, G 3, G 4, G 5, G 6.
Х 26 =
Х 27 =
Х 28 =
Об'єднуються генератори G 1, G 2, G 3, G 4.
Х 25 = Х 16 / / Х 17 + Х 18 =
Отримали схему заміщення
Рис. 7 Променева схема заміщення
Необхідно зробити розділення кіл пов'язаних ланцюгів КЗ тому що через опір (13) проходять струми від двох джерел.
Еквівалентний опір
Х екв = Х 29 / / Х 25 =
Результуючі опір
Х рез = Х екв + Х 13 = 1,9 +5,6 = 7,5 о. е.
Коефіцієнт розподіл струмів КЗ по зв'язаних гілкам КЗ
Результуючі опір по зв'язаних гілкам
Рис. 8
Початкове значення періодичної складової струму КЗ
I no =
Де Х * - результуючі опір гілки схеми
I б - базовий струм
Гілка енергосистеми
I no С =
Гілка еквівалентного джерела G 1-4
I noG 1-4 =
Гілка еквівалентного джерела G 5-6
I noG 5-6 =
Сумарний струм
ΣI noK 1 = I noc + I noG 1-4 + I noG 5-6 = 2.7 +4.54 +5,5 = 12,74 кА
8.3. Коротке замикання в точці К 2 (на виведенні генератора G 4) використовую частково результати перетворення попередню схему заміщення для даної точки КЗ можна представити у вигляді, показаному на рис. 8.
Рис. 9
Об'єдную генератори G 1-2-G 3 в G 1-3
Об'єдную генератори G 1-3 c енергосистемою
Рис. 10
Проводжу розділення кіл для точки КЗ
Визначаю еквівалентний опір
Х екв = Х 28 / / Х 30 =
Визначаю результуючі опір
Х рез = Х екв + Х 10 = 1,72 +5,5 = 7,22 о.е.
Визначаю коефіцієнт розподілу струму КЗ по гілках
Перевіряю опір гілок з урахуванням розподілу
Визначаю початкову періодичну складову струму КЗ в точці К 2 по гілках
I no =
Де Х * - результуючі опір гілки схеми
I б - базовий струм
Гілка генератора та енергосистеми (Ст-G 1-3)
I no Ст-G 1-3 =
Гілка генератора G 4
I noG 4 =
Гілка генератора джерела G 5-6
I noG 5-6 =
Сумарне значення початкової періодичної складової струму КЗ в точці К 2.
ΣI noK1 = I no Ст-G1-3 + I noG4 + I noG5-6 = 72,3 +10,5 +13,8 = 126,6 кА
8.4. Ударний струм
Визначаємо ударні коефіцієнти для гілок схеми заміщення за [уч. 1 стор 149 т. 3,7] і [уч. 1 стр. 150 т.3, 8]
Таблиця 4
| Точка КЗ | Гілка КЗ | Т а | |
| До 1 СШ 110 кВ | Система G 1-4 G 5-6 | 0,02 0,26 0,26 | 1,608 1,965 1,965 |
| До 2 введення G 4 | Ст-G1-3 G 5-6 G 4 | 0,15 0,26 0,4 | 1,935 1,965 1,975 |
Де h y - Ударний коефіцієнт
i y з =
i yG 1-4 =
i yG 5-6 =
Сумарне значення ударного струму в точці До 1
8,4,2 Ударний струм в точці К 2
i y Ст-G 1-3 =
i yG 5-6 =
i yG 4 =
Сумарне значення ударного струму в точці К 2
8.5. Визначення струмів для будь-якого моменту часу перехідного моменту КЗ
Значення періодичної і апериодических складових струму КЗ для часу τ> 0 необхідно знати для вибору комутаційної апаратури.
Розрахунковий час, для якого визначаємо точки КЗ виділяю як τ = t св +0,01 сек де t св - власний час вимикача позначаю попередньо елегазові вимикачі типу ЯЕ-110Л-23 (13) У4 [за уч. 2 стор 242] t св = 0,04 сек, тоді τ = 0,04 +0,01 = 0,05 сек.
Де ті - функція визначається за типовими кривим [уч. 1 стор 151 р. 3,25]
Сумарне апериодической складової
8.5.2. Апериодическая складова струму КЗ в точці К 2 згідно [уч. 1 стор 113 (3,5)]
Вимикач ЯЕ-220л-11 (21) У4
t св = 0,04 сек, тоді τ = 0,04 +0,01 = 0,05 сек.
Де ті - функція визначається за типовими кривим [уч. 1 стор 151 р. 3,25]
Сумарне апериодической складової
8.6. Визначаю значення періодичної складової струму КЗ моменту часу τ методом типових кривих [уч. 1 стор 151 (3,44) рис. 3,26]
Для цього попередньо визначаю номінальний струм генератора.
8.6.1. Точка КЗ До 1
Гілка генератора G 1-4
I `ном G 1-4 =
I `ном G 1-4 =
Відношення початкового значення періодичної складової струму КЗ від генераторів G 1-4 в точці До 1 до номінального струму [уч. 1 стор.152 прім.3, 4]
За даним співвідношенню і часу τ = 0,05 сек визначаю за допомогою кривих [уч. 1 стор 152 рис. 3,26] відношення:
Таким чином, періодична складова від генераторів G 1-4 до моменту часу τ буде:
Гілка генератора G 5-6
I `ном G 5-6 =
I `ном G 5-6 =
Відношення початкового значення періодичної складової струму КЗ від генераторів G 5-6 в точці До 1 до номінального струму [уч. 1 стор.152 прім.3, 4]
За даним співвідношенню і часу τ = 0,05 сек визначаю за допомогою кривих [уч. 1 стор 152 рис. 3,26] відношення:
Таким чином, періодична складова від генераторів G 5-6 на момент часу τ буде:
Гілка енергосистеми
Періодична складова струму КЗ від енергосистеми розраховувалося як надходить в місце КЗ від шин невідомого напруги.
I nτc = I noc = 2.7 кА
8.6.2. визначаю значення періодичної складової струму КЗ К 2 для моменту часу τ = 0,05 сек
Періодична складова струму КЗ від енергосистеми і приєднаних до неї генераторів G 1-3 розраховувалося як надходить в місце КЗ від шин постійної напруги через еквівалентну резертірующіе опір тому вона може бути прийнята незмінною в часі і рівної
Гілка системи і приєднаних до неї генераторів
I nτ Ст-G 1-3 = I no Ст-G 1-3 = 72,3 кА
Гілка генератора G 1-4
I `ном G 1-4 =
I `ном G 1-4 =
Відношення початкового значення періодичної складової струму КЗ від генераторів G 1-4 в точці До 1 до номінального струму [уч. 1 стор.152 прім.3, 4]
За даним співвідношенню і часу τ = 0,05 сек визначаю за допомогою кривих [уч. 1 стор 152 рис. 3,26] відношення:
Таким чином, періодична складова від генераторів G 1-4 до моменту часу τ буде:
Гілка генератора G 5-6
I `ном G 5-6 =
I `ном G 5-6 =
Відношення початкового значення періодичної складової струму КЗ від генераторів G 5-6 в точці До 1 до номінального струму [уч. 1 стор.152 прім.3, 4]
За даним співвідношенню і часу τ = 0,05 сек визначаю за допомогою кривих [уч. 1 стор 152 рис. 3,26] відношення:
Таким чином, періодична складова від генераторів G 5-6 на момент часу τ буде:
8.7. Розрахункові струми КЗ
Таблиця 5
| Точка КЗ | Гілка КЗ | I no; кА | i y; кА | i aτ; кА | I nτ; кА |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| До 1 СШ 110 кВ | Система G 1-4 G 5-6 | 2,7 4,54 5,5 12,74 | 6,14 12,62 15,29 34,05 | 0,57 5,78 7 13,35 | 2,7 4,4 4,95 12,05 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| До 2 введення G 4 | Ст-G 1-3 G 5-6 G 4 | 72,3 13,8 40,5 126,6 | 197,9 38,4 113,1 349,4 | 76,7 17,6 51,6 145,9 | 72,3 13,11 34,42 119,83 |
9. ВИБІР ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ І Струмоведуча частина
9.1. Вибір системи шин 110 кВ шини виконуються голими сталеалюміневимі проводами марки АС
Умови вибору: I max ≤ I ном; I ном = I max
I ном =
I ном =
Вибираю: 2 години - 300/66 [за уч. 1 стор 624], I доп = 2Ч680 = 1360 А
Маємо I max = 656,1 А <1360А = I доп
1. На термічну стійкість перевірка не проводиться оскільки шини виконані голими проводами на відкритому повітрі.
2. Перевірку на коронування не проводимо т. к. провід обраний з урахуванням коронування.
3. Перевірку на електродинамічну стійкість не проводять т. к. I no = 10,8 <20 кА.
9.2. Вибір ошиновки 110 кВ.
Виконуються таким же дротом, з тим же перерізом, що і СШ 110 кВ.
q е =
де I е = 1 А / мм 2 при Т max = 6000
приймаю два дроти у фазі АС-300/66 зовнішній діаметр - 24,5 мм, допустимий струм 2Ч680 = 1360 А
I max = 656,1 А <1360А = I доп
9.3. вибір зв'язку між генератором і трансформатором, ланцюг виконується комплектним пофазно-екранованим проводом
Умови вибору: U ном ≥ U ден; I ном ≥ I max
Умови перевірки: i y ≤ i дин
Розрахункові струми тривалих режимів
а) нормальний:
I норм = I ном =
I норм = I ном =
б) Вибір проводу АС за умовою з урахуванням рекомендацій ПУЕ на відсутність корони. Умови вибору I max <I доп
Приймаю: 2ЧАС-400/22
q = 2Ч400 = 800 мм 2> q е = 787 мм 2
I доп = 2Ч830 = 1660 А> I max = 787 А
9.4. Вибір вимикачів і роз'єднувачів
СШ 110 кВ
Розрахунково теплової імпульс:
В до рас = I по 2 Ч (t отк + Т а)
t отк = 0.1-0.2 - зона 1 [за уч. 1, стор 210 р. 3,61]
Т а = 0,14 - [за уч. 1, стор 190]
В до рас = 12,74 2 Ч (0,2 +0,14) = 55,19 кА 2 Чсек
Подальший розрахунок зведений в таблицю 6
Таблиця 6
| Розрахункові дані | Вихідні дані | |
| вимикач ЯЕ-110Л-23 (13) У4 | роз'єднувач РНД-110У/2000У1 | |
| 1) U вуст = 110 кВ 2) I max = 656,1 А 3) I пτ = 12,05 кА 4) i аτ = 14,69 кА 5) I по = 12,74 кА 6) i у = 31,73 кА 7) B до рас = 55,19 кА 2 Чсек | 1) U ном = 110 кВ 2) I ном = 1250 А 3) I ном отк = 40 кА 4) i ном отк = = 5) I дин = 50 кА 6) i дин = 125 кА 7) B до зав = I 2 тер Чt тер = = 50 2 Ч3 = 7500 кА 2 Чс | 1) U ном = 110 кВ 2) I ном = 2000 А 3) 4) 5) 6) i дин = 100 кА 7) B до зав = I 2 Чt тер = = 402Ч3 = 4800 кА 2 Чс |
9,5 Вибір ТТ і ТН
Рис. 11
Тип ТТ вибирається за більш навантаженій приєднання наприклад тупикова ПЛ.
Визначається потужність приладів підключених до більш навантаженій ТТ - див. таблицю 7.
Навантаження ТТ 110 кВ
Таблиця 7
| Прилад | Тип приладу | Навантаження фаз (ВЧА) | ||
| А | У | З | ||
| 1) Амперметр | Е - 350 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| 2) Ваттметри | Д - 304 | 0,5 | 0,5 | |
| 3) Ваттметри | Д - 345 | 0,5 | 0,5 | |
| 4) Лічильник активної енергії | САЗ - І 670 | 2,5 | 2,5 | |
| 5) Лічильник реактивної енергії | СР4 - І676 | 2,5 | 2,5 | |
| Разом: | 6,5 | 0,5 | 6,5 | |
Опір приладів:
r приб =
Вказівка: тип приладів і споживана потужність обмоток див. [1, стр.635-636]
[2, стор 306 табл. 5, 9]
Допустимий опір проводів
r пров = r 2ном - r приб - r к = 1,2-0,26-0,1 = 0,84 Ом
r 2ном = 1,2 Ом - вторинна номінальне навантаження в Омах ТФЗМ 110Б - 1 у класі точності 0,5 який необхідно мати при підключенні лічильників [2, стор 306, таб. 5,9]
Визначення необхідного перерізу сполучних проводів.
Використовується контрольний кабель з мідними жилами (ρ = 0,0175 ОМ / м - питомий опір) тому що на електростанції встановлені генератори потужністю більше 100 мВт; з'єднання обмоток ТТ - «зірка», тому I розр = L = 100 км [1 , стор 374-375 рис. 4]
q треб> Qч
Рекомендується приймати розтин для мідних жил (2,5 - 6) мм 2, тому приймається кабель з жилами q = 3.5 мм 2.
Уточнюється опір проводів і вторинна навантаження ТТ
r пров =
r 2 = 0.26 +0.5 +0.1 = 0.86 Ом
Вибираю - ТТ 110 кВ ТФЗМ 110Б - III
Таблиця 8
| Розрахункові дані | Каталожні дані |
| U вуст = 110 кВ | U ном = 110 кВ |
| I max = 656 А | I ном = 100 А |
| i у = 46,71 кА | i дин = 30 кА |
| B до розр = 55,19 кА 2 Чс | B до зав = I 2 тер Ч t тер = |
| r 2 = 0,86 Ом | r 2 ном = 1,2 |
Вибір ТН 110кВ
Таблиця 9
| Прилади | Тип приладу | S однієї обмотки | Число обмоток | Число приладів | Споживана потужність | ||
| Р приб | Q приб | ||||||
| Вольтметр регі-ційного | Н-394 | 10 | 1 | 2 | 0,1 | 20 | |
| Частотомір регі- ційного | Н-397 | 7 | 1 | 2 | 0,1 | 14 | |
| Вльтметр | Е-335 | 2 | 1 | 2 | 0,1 | 4 | |
| Частотомір | Е-362 | 1 | 1 | 2 | 0,1 | 1 | |
| Ватметрів | Д-304 | 2 | 2 | 8 | 0,1 | 32 | |
| Ватметрів | Д-345 | 2 | 2 | 8 | 0,1 | 32 | |
| Лічильник активної енергії | САЗ-І / / 670 | 1,5 | 2 | 7 | 0,925 0,38 | 21 | 51 |
| Лічильник реактив- ної енергії | СР-4 / / 676 | 3 | 2 | 7 | 0,925 0,38 | 42 | 102 |
| 166 | 153 | ||||||
Сумарна вторинна навантаження ТН
S 2Σ =
За каталогом [2, стр.336, табл. 5,13] приймаємо ТН типу НКФ - 110 - 83У1 кВ, що має в класі точності 0,5 S ном = 400 ВА.
Маємо: S2Σ = 225,7 ВА <S ном = 400 ВА, що означає, що обраний ТН буде працювати в класі 0,5, який необхідно мати при підключенні лічильників.
Таблиця 10
| Прилад | Тип приладу | Навантаження фаз (ВЧА) | ||
| А | У | З | ||
| 1) Амперметр | Е - 335 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| 2) Амперметр реєструючий | Н-393 | - | 10 | - |
| 3) Ваттметри | Д - 335 | 0,5 | - | 0,5 |
| 4) Ваттметри реєструючий | Н-395 | 10 | - | 10 |
| 5) Ваттметри | Д-335 | 0,5 | - | 0,5 |
| 6) Лічильник активної енергії | САЗ-і-681 | 2,5 | - | 2,5 |
| Разом: | 14 | 10,5 | 14 | |
R 2 = R пров + R приб + R к = 0,2 +0,56 +0,1 = 0,86 Ом
Де
I 2ном - вторинний номінальний струм ТТ серії ТШ-20-10000 / 5 зі вбудованим струмопроводів
I max = 9590,6 А <10000 А = I ном
Приймаю ТТ, вибір якого представлений в таблиці 11. Струмопровід ГРТЕ-20-10000-300
Таблиця 11
| Розрахункові дані | Каталожні дані: ТШ-20-10000 / 5 |
| U вуст = 10,5 кВ | U ном = 10,5 кВ |
| I max = 9590,6 А | I ном = 10000 А |
| i у = 349,4 кА | не перевіряється |
| B до розр = 5449,4 кА 2 Чс | B до зав = I 2 тер Ч t тер = 1602Ч3 = 76800 |
| r 2 = 0,86 Ом | r 2 ном = 1,2 |
R пров = R 2ном-R приб-R к = 1,2-0,56-0,1 = 0,54 Ом
Вибір ТН 10,5 кВ
Таблиця 12
| Прилади | Тип приладу | Потуж. однієї обмотки | Число обмоток | cosφ | sinφ | Число приладів | Загальна потужність. | |
| Р | Q | |||||||
| Вольтметр | Е-335 | 2 | 1 | 1 | 0 | 1 | 2 | - |
| Ватметрів | Д-335 | 1,5 | 2 | 1 | 0 | 2 | 6 | - |
| Варметри | Д-335 | 1,5 | 2 | 1 | 0 | 1 | 3 | - |
| Лічильник активної енергії | І-680 | 2 | 2 | 0,38 | 0,925 | 1 | 4 | 9,7 |
| Датчик активної енергії | Е-829 | 10 | - | 1 | 0 | 1 | 10 | - |
| Вольтметр реєструючий | Н-344 | 10 | 1 | 1 | 0 | 1 | 10 | - |
| Датчик реактивної потужності | Е-830 | 10 | - | 1 | 0 | 1 | 10 | - |
| Ватметрів реєструючий | Н-348 | 10 | 2 | 1 | 0 | 1 | 20 | - |
| Частотомір | Е-372 | 3 | 1 | 1 | 0 | 2 | 6 | - |
| Разом: | 71 | 9,7 | ||||||
S 2Σ =
За каталогом приймаю ЗНОМ-15-63УII для якого S ном = 75 ВА в класі точності 0,5 необхідно для підключення до лічильника.
Маю: S 2Σ == 71,66 ВА <S ном = 75 ВА
10. ВИБІР ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ ПО Номінальні параметри
10.1. СШ 220 кВ
Вимикач: Елегазові ЯЕ-220л-11 (21) У4
U ном = 220 кВ
I номвик = 1250 А> I ном = 677,9
I номотк = 40 кА
I дим = 40 кА
i у = 100 кА
I т 2 Чt т = 50 2 Ч3 = 7500 кА 2 Чсек
Роз'єднувач: РНД-220/1000
U ном = 220 кВ
I ном = 1000 А> I ном = 677,9
I дим = 100 кА
I т 2 Чt т = 40 2 Ч3 = 4800 кА 2 Чсек
Трансформатор струму: ТФЗМ-220Б-I
U ном = 220 кВ
I ном = 1000 А
I ном2 = 5 А
R 2 = 1,2 Ом
Трансформатор напруги: НКФ-220-58У1
U ном = 220 кВ
S ном = 400 ВА
10.2. Блокова частину на стороні 110кВ
Трансформатор напруги:
Приймаю: НКФ-220-58У1
U ном = 15 кВ
S ном = 75 ВА
Трансформатор струму: ТШВ-15-8000У3
U ном = 15 кВ
I ном = 8000 А
I ном2 = 5 А
R 2 = 1,2 Ом
11. ВИБІР СХЕМИ СИНХРОНІЗАЦІЇ
Схема синхронізації для електростанцій з двома системами шин показана на рис. 11. основними елементами схеми є шинки синхронізації ШС, до яких приєднана вторинні кола напруги обох генераторів і обох систем шин через шинки а ш и з ш і блок контакти БК роз'єднувачів, а також всі прилади колонки синхронізації, ключі синхронізації КС1 і КС2 генераторів, ключ синхронізації КС3 шин і ключ До включення сінхроноскопа.
Обидва частотомера Н z і обидва вольтметра V колонки відповідно показують частоту і напругу включається генератора і мережі, до якої він приєднується.
Процес точної ручної синхронізації, наприклад між включаються генератором Г1 та I системою шин, протікає в такий спосіб. При нормальній частоті обертання (зазвичай n = 3000 об / хв) генератору Г1 подається збудження і його напруга доводиться до номінального (10,5; 15,75.). У цей час I система шин приєднана до мережі і також знаходиться під напругою. Персонал включає ключ синхронізації КС1, подає оперативний струм до електромагніту включення ЕВ вимикача і, перебуваючи на щиті управління електростанції, може вирівняти напруги та частоту включається генератора з напругою і частотою мережі. Для цього він користується відповідно шунтовим реостатом схеми збудження генератора Г1 і ключем дистанційного керування двигуном механізму зміни частоти обертання турбіни. Домігшись рівних значень напруги і частоти в генератора і на шинах, персонал ключем До включає сінхроноскоп S. Спостерігаючи за напрямком і швидкістю обертання стрілки сінхроноскопа, більш точно регулюють число оборотів генератора і його напруга. При повільному підході стрілки безпосередньо до червоної межі сінхроноскопа, коли частота включається генератора дещо більше частоти мережі, персонал кнопкою КУ включає вимикач В1 генератора і тим самим під'єднує останній на паралельну роботу з мережею. Потім приступають до набору навантаження на генераторі, впливаючи короткими імпульсами з інтервалами 10-20 с на двигун механізму зміни частоти обертання турбіни. Аналогічно здійснюється синхронізація генератора Г1 з II системою шин.
Генератор треба включати не тоді, коли стрілка сінхроноскопа стала на червону риску, а з деяким випередженням (при підході стрілки до межі), що визначається власним часом включення вимикача. Це полегшує включення генератора в мережу, так як його частота трохи більше частоти мережі, потужність якої вельми значна.
Синхронізацію генератора Г2 з I і II системами шин виконують за допомогою ключа КС2, а синхронізацію I системи шин з II - за допомогою ключа КС3. при цьому одна з систем шин приєднується через шинки синхронізації а р, b, з г до роторної обмотці сінхроноскопа. Включення обох систем шин на паралельну роботу виробляють вимиканням ШВ.
Точна автоматична синхронізація виконується за допомогою спеціальних пристроїв - автосінхронізаторов АСТ-4Б, АСУ-12, АСТ-44, УБАС (на напівпровідникових логічних елементах), з автоматичними зрівнювача частоти і напруги, які впливають на ланцюг порушення і двигун механізму зміни частоти обертання турбіни.
Включення генераторів на паралельну роботу способом самосинхронізації полягає в тому, що не збудженому генератор розгортають приблизно до синхронної частоти обертання і включають вручну напівавтоматично або автоматично в мережу. Потім в обмотку ротора генератора подають збудження і генератор входить в синхронізм. Цей спосіб має переваги перед способом точної синхронізації: не потрібний підгонки і рівняння частот і напруг, завдяки чому генератор швидко включається в мережу, що дуже важливо при аварійному стані і низькому рівні частоти і напруги в енергосистемі.
Недоліками способу самосинхронізації є значні поштовхи струму, що виникають при включенні збудженому генератора на напругу мережі, і пониження в цей момент напруги у споживачів.
Напівавтоматичне схему використовують зазвичай на турбогенераторах, де пуск і включення генераторів автоматизовані тільки частково.
На електростанціях дуже часто застосовують обидва способи синхронізації - самосинхронізацію і точну автоматичну синхронізацію. Автосінхронізатори використовують в нормальних умовах, особливо на гідроелектростанціях для частого пуску генератора. В аварійних випадках, а також при різкому зниженні частоти в системі, коли потрібно швидке введення нових потужностей, генератори включають способом самосинхронізації (турбогенератори до 200 МВт і гідрогенератори до 500 МВт).
Перед включенням генератора обмотка ротора повинна бути замкнута на гасітельное опір або якір збудника.
Самосинхронізацію можна застосовувати і в нормальних умовах для всіх гідрогенераторів і СК, коли генератори працюють у блоці з трансформаторами або коли поштовхи струму статора не перевершують допустимих величин.
12. РОЗРАХУНОК РЗ
Диференціальна захист блоку генератор-трансформатор.
Диференціальна захист блоку генератор-трансформатор є основною швидкодіючої захистом трансформаторів і генераторів. Принцип дії її заснований на порівнянні величини і фази струмів на початку і кінці зони, що захищається. Захист виконується за допомогою реле типу ДЗТ-11, підключається до трансформаторів струму, встановленим з боку нульових висновків генератора і з боку вищої напруги трансформатора.
Розрахунок.
Первинні номінальні струми.
Вибір трансформаторів струму:
На стороні ВН вибираємо ТТ - ТФЗМ-220Б-I
ВН
На стороні НН вибираємо ТТ - ТШ-20
НН
Вторинні номінальні струми.
Плече ПН з великим струмом приймається за основне, там встановлюється гальмівна обмотка реле ДЗТ-11.
Визначається первинний струм небалансу без урахування третьою складовою.
де I K max = I по = 126,6 А (за таблицею 5 «Розрахункові струми к.з.»)
Струм спрацьовування захисту вибирається тільки за умовою відбудови від кидка струму намагнічування:
10.6. Визначаються числа витків обмотки ДЗТ-11.
F ср = 100 А в - м.д.с. реле ДЗТ-11
Приймається w неосн = 20 витків.
Струм спрацьовування захисту на стороні НН
Розрахункове число витків на основній стороні
Приймається w осн = 18 витків.
Визначається третя складова струму небалансу
Струм небалансу з урахуванням третьою складовою
Остаточно прийняте число витків
w осн = w ур I = 18 витків
w неосн = w ур II = 19 витків
Перевірка:
Визначається число витків гальмівний обмотки реле ДЗТ-11, необхідне для відбудови при зовнішньому к.з.
де w p = 18,05 - розрахункова кількість витків робочої обмотки на стороні НН.
Приймається w T = 5 витків.
10.13. Визначається коефіцієнт чутливості захисту.
Чутливість забезпечена.
13. ОПИС КОНСТРУКЦІЙ ОРУ
Для широко поширеної схеми з двома робітниками і обхідний системами шин застосовується типова компонування ОРУ, розроблена інститутам «Енергомережпроект».
На схемі наведено розріз і план осередку ОРУ 220 кВ розглянутому типовим проектом. У прийнятій компонуванні всі вимикачі розміщуються в один ряд близько другої системи шин, що полегшує їх обслуговування. Такі ОРУ називається однорядними в наявність від інших компонувань, де вимикачі ліній розташовані в одному ряду, а вимикачі трансформаторів - в іншому. У типових компонуваннях вимикач не зображується, показано лише місце його встановлення (вузол вимикача та шинної опори). При конкретному проектуванні, коли тип вимикача обраний, розробляється його інсталяційний креслення.
Зі схеми видно, що кожен полюс шинних роз'єднувачів другої системи шин розташований під проводами відповідної фази збірних шин. Таке розташування (кильове) дозволяє виконати підключення шинних роз'єднувачів (розвилку) безпосередньо під збірними шинами і на цьому ж рівні приєднати вимикач.
Розглянуті роз'єднувачі мають пополюсное управління.
Ошиновка ОРУ виконується гнучким сталеалюміневим проводом. При великому навантаженні або за умовами перевірки на коронування в кожній фазі можуть бути два - три дроти. На схемі збірні шини та ошиновка осередків виконані здвоєним проводом 2 Ч АС з дистанційними розпірками, ошиновка у бік шинних апаратів - одним проводом по фазі. Лінійні та шинні портали і всі портали і всі опори під апаратами - стандартні, залізобетонні.
15. ОХОРОНА ПРАЦІ
15.1 Організація безпечної експлуатації електроустановок
Чинними називають електроустановки, які знаходяться під напругою, або на яких напруги немає, але може бути подано шляхом включення вимикач, роз'єднувача, отделителя або інший комутаційної апаратури. У діючих електроустановках здійснюється: оперативне обслуговування, в тому числі: а) періодичні огляди електрообладнання, прибирання приміщень, дрібний ремонт у порядку поточної експлуатації перемикання у зв'язку зі зміною схеми та режиму роботи електроустановки; ремонтні роботи, в тому числі: а) періодичні ремонти та випробування електрообладнання, що вимагають зняття напруги зі всієї електроустановки або з її частини; б) аварійні ремонти, в) монтаж і демонтаж електрообладнання.
Робота в електроустановках внаслідок того, що людина може бути уражений електричним струмом. Основою безпечної роботи є висока технічна грамотність обслуговуючого персоналу, дисципліна і неухильне виконання ПТЕ і ПТБ.
За ступенем небезпеки і необхідним заходам захисту роботи в електроустановках напругою вище 1000 В ділять на наступні групи:
I. Робота без зняття напруги, яка виконується далеко від струмоведучих частин. Відключення обладнання не потрібно. Виключені випадкові наближення і дотику до струмоведучих частин, що знаходяться під напругою, тобто ймовірність ураження струмом.
II. Робота без зняття напруги, виконувана поблизу і на струмовідних частинах, що знаходяться під напругою. Перед роботою необхідно виконати технічні та організаційні заходи захисту, що забезпечують безпеку працюючих. Робота на струмовідних частинах виконується за допомогою ізолюючих засобів.
III. Робота з частковим зняттям напруги. Напруга знята тільки за того приєднання, на якому ведеться робота, або воно зняте повністю з електроустановки, але відкритий доступ до сусідніх приміщення, де струмовідні частини знаходяться під напругою.
IV. Робота з повним зняттям напруги. З усіх елементів електроустановки напругою вище 1000 В знято. Доступ в сусідні приміщення, де є що знаходяться під напругою вище 1000 В частині, закритий.
При виконанні робіт в електроустановках виконуються технічні та організаційні запобіжні заходи для того, щоб виключити випадкову подачу напруги до місця роботи і випадкове наближення або дотик до струмоведучих частин, що залишилися під напругою.
Персонал, який обслуговує електроустановки, називається електротехнічним. Оперативний (черговий) персонал здійснює оперативне обслуговування електростанції, підстанції, мережевого району чи розподільних електромереж, виконує огляди і оперативні перемикання електрообладнання, підготовку робочих місць для монтажних і ремонтних робіт та організує допуск до цих робіт. При обслуговуванні декількох підстанцій черговий персонал називають оперативно-виїзним, так як він з місця чергування виїжджає до місця робіт.
Ремонтний і налагоджувальний персонал здійснює поточні, капітальні ремонти і наладку устаткування. Деяким особам ремонтного і налагоджувального персоналу, які пройшли спеціальне навчання, стажування в змінах і перевірку знань оперативної роботи і схем, можуть бути присвоєні права оперативного персоналу, про що робиться запис у посвідченні. У тому випадку вони ставляться як до ремонтного або налагоджувальному, так і до оперативного персоналу.
До роботи в електроустановках допускаються тільки ті особи, яким присвоєна відповідна кваліфікаційна група з техніки безпеки. Таких груп п'ять, п'ята група - найвища. Основні вимоги до осіб, які мають кваліфікаційну групу, полягає в наступному.
V група. Необхідно знати схеми та обладнання своєї дільниці, ПТБ як у загальній, так і в спеціальній частинах. Чітко уявляти, чим викликані вимоги цих правил. Вміти організувати безпечне виконання роботи. Знати правила першої допомоги і вміти її надати. Вміти навчити персонал правилам техніки безпеки та першої допомоги.
До цієї групи відносяться майстри, техніки, інженери з закінченим спеціальною освітою і стаж роботи в електроустановках не ієни підлозі року, а також електромонтери та електрослюсарі з великим стажем і досвідом роботи в електроустановках.
IV група. Необхідно знати електротехніку в обсязі технікуму, всі розділи ПТБ, знати електроустановку настільки, щоб вільно виробляти перемикання, повністю представляти небезпеку роботи в електроустановках; знати правила надання першої медичної допомоги і вміти її надати; вміти вести нагляд за працюючими членами бригади, організувати безпечне проведення роботи .
Цю кваліфікаційну групу можуть мати початківці інженери та техніки, які мають стаж роботи в III групі не менше двох місяців, а також оперативний персонал і ремонтний персонал - електромонтери та електрослюсарі зі стажем роботи в електроустановках не менше 1 г.
III група. Вимоги до цієї групи ті ж, що і до IV, але достатні елементарні пізнання в електротехніці. Стаж роботи потрібно не менше 6 місяців.
II група. Необхідні елементарне знайомство з електроустановкою, уявлення про небезпеки електричного струму. Слід знати основні заходи обережності і правила подання першої допомоги. До цієї групи відносяться електромонтери зі стажем роботи в електроустановках 1 місяць і практиканти інститутів, технікумів, училищ, а також особи неелектротехнічними спеціальностей, що працюють не менше 6 місяців.
I група. Особи, пов'язані з обслуговуванням електроустановок, але не мають електротехнічних знань, чіткого уявлення про небезпеки електричного струму і заходи безпеки при роботах в електроустановках. До цієї групи належать персонал, який не проходив перевірку знань ПТБ.
15.2 Заходи безпеки під час обслуговування електроустановок
Огляди електроустановок. Електроустановки оглядаються без зняття з них напруги, далеко від струмоведучих частин. Дефекти з'являються візуально - оглядом і на слух. Право одноосібного огляду електроустановки має черговий з кваліфікаційною групою не нижче III або адміністративно-технічний працівник, що має V групу в установках напругою вище 1000 В і IV групу в електроустановках напругою нижче 1000 В.
Як правило, при оглядах не можна проходити за огородження, знімати їх і входити в камери розподільних пристроїв, що не мають бар'єрів. При необхідності дозволяється працівнику з кваліфікаційною групою не нижче IV увійти за огорожу, але за умови, що струмоведучі частини недоступні, тобто нижні фланці ізоляторів знаходяться від підлоги на відстані більше 2 м, а неогороджені струмоведучі частини - на відстані більше 2,75 м при напрузі 35 кВ і 3,5 при напрузі 110 кВ.
Щоб уникнути проникнення в приміщення електроустановки сторонніх осіб або тварин приміщення замикають.
У чергового персоналу для кожного приміщення є декілька комплектів ключів, з них одним комплектом користується черговий, що обслуговує дану електроустановку, інший комплект - аварійний. Решта комплекти ключів черговий видає під розписку відповідальним керівникам, виробникам робіт і спостерігає. Ключі видаються тільки на час роботи і повинні здаватися назад після її закінчення.
Оперативні перемикання. Відключення і зміни в електричних схемах можуть проводиться тільки за розпорядженням або з відома того чергового персоналу, в управлінні або віданні якого перебуває дане обладнання. При пожежах, нещасних випадках або при стихійних лихах можна негайно відключати електрообладнання без узгодження з вищим черговим персоналом, але обов'язково з наступним повідомленням його.
Особа, що віддає розпорядження про переходах, зобов'язана перевірити послідовність операцій за оперативною схемою. Черговий, який отримав розпорядження, зобов'язаний повторити його і записати в оперативний журнал.
За оперативною схемою чи макету цей черговий починає порядок операцій. Якщо перемикання виконують дві особи, то перша особа, що є старшим, роз'яснює другого (виконавцю) завдання і послідовність його виконання.
В електроустановках напругою вище 1000 В, не обладнаних повністю блокуванням від неправильних операцій з роз'єднувачами, складні перемикання виробляються за бланками.
У бланку перемикань проводиться запис усіх операцій щодо включення і відключення електрообладнання точно в тій послідовності, в якій ці операції повинні виконуватися.
Прості перемикання на одному електричному приєднання та переключення в установках, повністю обладнаних блокуванням роз'єднувачів від неправильних операцій, можуть виконуватися без бланків.
Бланки перемикань заповнює і підписує черговий, який є безпосереднім виконавцем. Старший черговий, який контролює виконання операцій, перевіряє бланк і також його підписує. На місці роботи старший черговий зачитує зміст операції, виконавець повторює прочитане і приступає до виконання. Старший контролює дії виконавця і відразу відзначає в бланку виконання операції. При сумніві в правильності операцій робота припиняється до виявлення правильного порядку перемикань. Якщо черговий робить перемикання одноосібно, то він зачитує послідовність операцій, зазначених у бланку, по телефону старшому черговому, який віддав розпорядження. Цей черговий є контролюючим особою.
Дозвіл на перемикання виконавець зобов'язаний отримати за телефоном безпосередньо перед їх виконанням.
Приєднання включають або відключають за допомогою вимикачів. Якщо вимикач має ручний привід, то операції з ним виконуються в діелектричних рукавичках, з ізолюючого підстави. Включати вимикач слід швидко і рішуче до упору.
Відключення і включення роз'єднувачів виконується, як правило, без навантаження.
Роз'єднувачі слід включати ривком. Якщо при цьому виникає дуга, то ножі слід довести до кінця. В іншому випадку зворотний хід ножа викликає розвиток дуги і нещасний випадок. Відключати роз'єднувачі слід навпаки, повільно, особливо в початковий момент. Якщо з'явиться дуга у відході ножів від гудок, то роз'єднувач слід включити назад.
Роз'єднувачі відключають (включають) в діелектричних рукавичках. Роз'єднувачі з пофазної управлінням та з вертикальним розташуванням - в діелектричних рукавичках, з використанням ізолюючих штанг і стоячи на ізолюючому підставі. Старшим може бути черговий, що має не менше ніж IV кваліфікаційну групу. Прості перемикання на одному електричному приєднання дозволяється виконувати оперативному персоналу, що має не нижче ніж IV кваліфікаційну групу, одноосібно.
Перевіряти відсутність напруга, накладати і знімати переносні заземлення дозволяється не менше ніж двом виконавцям.
В установках напругою до 1000 В апаратуру перемикає один працівник, що має III кваліфікаційну групу, якщо він черговий, або IV кваліфікаційну групу, якщо він не є черговим.
Персонал, який виконує перемикання, повинен твердо знати, що у разі зникнення напруги воно може бути подано знову без попередження як в умовах нормальної експлуатації, так і при аваріях.
5.3 Робота за розпорядженнями
За розпорядженням виконуються роботи, які виробляють далеко від струмоведучих частин, що знаходяться під напругою: а) прибирання території і приміщень, в тому числі за панелями щитів, б) ремонт апаратури, освітлення та зв'язку, заміна ламп поза камерами, в) відновлення написів на огорожах і кожухах; г) ремонт будівельної частини будівель, фундаментів обладнання, перекриттів кабельних каналів; ж) нагляд за сушінням відключеного устаткування.
Так само за розпорядженням виконується монтаж, перевірка, зняття, установка вимірювальних приладів пристроїв автоматики і зв'язку, роботи у вторинних ланцюгах. Ці роботи проводяться за умови, що в приміщенні або ні струмоведучих частин напругою вище 1000 В, або вони повністю закриті, або знаходяться на не доступною висоті. Роботи виконує ремонтний персонал, що обслуговує дану установку бригадою, що складається не менше ніж з двох осіб. Деякі роботи можуть виконуватися оперативним персоналом або під його наглядом.
За розпорядженням дозволяється виконувати невеликі короткочасні роботи (до 1 ч.) з повним або частковим зняттям напруги та накладанням заземлення: від'єднання і приєднання живильного кабелю до електродвигуна, долівка і усунення течі масла, перемикання відгалужень на трансформаторі.
Синхронізацію генератора Г2 з I і II системами шин виконують за допомогою ключа КС2, а синхронізацію I системи шин з II - за допомогою ключа КС3. при цьому одна з систем шин приєднується через шинки синхронізації а р, b, з г до роторної обмотці сінхроноскопа. Включення обох систем шин на паралельну роботу виробляють вимиканням ШВ.
Точна автоматична синхронізація виконується за допомогою спеціальних пристроїв - автосінхронізаторов АСТ-4Б, АСУ-12, АСТ-44, УБАС (на напівпровідникових логічних елементах), з автоматичними зрівнювача частоти і напруги, які впливають на ланцюг порушення і двигун механізму зміни частоти обертання турбіни.
Включення генераторів на паралельну роботу способом самосинхронізації полягає в тому, що не збудженому генератор розгортають приблизно до синхронної частоти обертання і включають вручну напівавтоматично або автоматично в мережу. Потім в обмотку ротора генератора подають збудження і генератор входить в синхронізм. Цей спосіб має переваги перед способом точної синхронізації: не потрібний підгонки і рівняння частот і напруг, завдяки чому генератор швидко включається в мережу, що дуже важливо при аварійному стані і низькому рівні частоти і напруги в енергосистемі.
Недоліками способу самосинхронізації є значні поштовхи струму, що виникають при включенні збудженому генератора на напругу мережі, і пониження в цей момент напруги у споживачів.
Напівавтоматичне схему використовують зазвичай на турбогенераторах, де пуск і включення генераторів автоматизовані тільки частково.
На електростанціях дуже часто застосовують обидва способи синхронізації - самосинхронізацію і точну автоматичну синхронізацію. Автосінхронізатори використовують в нормальних умовах, особливо на гідроелектростанціях для частого пуску генератора. В аварійних випадках, а також при різкому зниженні частоти в системі, коли потрібно швидке введення нових потужностей, генератори включають способом самосинхронізації (турбогенератори до 200 МВт і гідрогенератори до 500 МВт).
Перед включенням генератора обмотка ротора повинна бути замкнута на гасітельное опір або якір збудника.
Самосинхронізацію можна застосовувати і в нормальних умовах для всіх гідрогенераторів і СК, коли генератори працюють у блоці з трансформаторами або коли поштовхи струму статора не перевершують допустимих величин.
12. РОЗРАХУНОК РЗ
Диференціальна захист блоку генератор-трансформатор.
Диференціальна захист блоку генератор-трансформатор є основною швидкодіючої захистом трансформаторів і генераторів. Принцип дії її заснований на порівнянні величини і фази струмів на початку і кінці зони, що захищається. Захист виконується за допомогою реле типу ДЗТ-11, підключається до трансформаторів струму, встановленим з боку нульових висновків генератора і з боку вищої напруги трансформатора.
Розрахунок.
Первинні номінальні струми.
Вибір трансформаторів струму:
На стороні ВН вибираємо ТТ - ТФЗМ-220Б-I
ВН
На стороні НН вибираємо ТТ - ТШ-20
НН
Вторинні номінальні струми.
Плече ПН з великим струмом приймається за основне, там встановлюється гальмівна обмотка реле ДЗТ-11.
Визначається первинний струм небалансу без урахування третьою складовою.
де I K max = I по = 126,6 А (за таблицею 5 «Розрахункові струми к.з.»)
Струм спрацьовування захисту вибирається тільки за умовою відбудови від кидка струму намагнічування:
10.6. Визначаються числа витків обмотки ДЗТ-11.
F ср = 100 А в - м.д.с. реле ДЗТ-11
Приймається w неосн = 20 витків.
Струм спрацьовування захисту на стороні НН
Розрахункове число витків на основній стороні
Приймається w осн = 18 витків.
Визначається третя складова струму небалансу
Струм небалансу з урахуванням третьою складовою
Остаточно прийняте число витків
w осн = w ур I = 18 витків
w неосн = w ур II = 19 витків
Перевірка:
Визначається число витків гальмівний обмотки реле ДЗТ-11, необхідне для відбудови при зовнішньому к.з.
де w p = 18,05 - розрахункова кількість витків робочої обмотки на стороні НН.
Приймається w T = 5 витків.
10.13. Визначається коефіцієнт чутливості захисту.
Чутливість забезпечена.
13. ОПИС КОНСТРУКЦІЙ ОРУ
Для широко поширеної схеми з двома робітниками і обхідний системами шин застосовується типова компонування ОРУ, розроблена інститутам «Енергомережпроект».
На схемі наведено розріз і план осередку ОРУ 220 кВ розглянутому типовим проектом. У прийнятій компонуванні всі вимикачі розміщуються в один ряд близько другої системи шин, що полегшує їх обслуговування. Такі ОРУ називається однорядними в наявність від інших компонувань, де вимикачі ліній розташовані в одному ряду, а вимикачі трансформаторів - в іншому. У типових компонуваннях вимикач не зображується, показано лише місце його встановлення (вузол вимикача та шинної опори). При конкретному проектуванні, коли тип вимикача обраний, розробляється його інсталяційний креслення.
Зі схеми видно, що кожен полюс шинних роз'єднувачів другої системи шин розташований під проводами відповідної фази збірних шин. Таке розташування (кильове) дозволяє виконати підключення шинних роз'єднувачів (розвилку) безпосередньо під збірними шинами і на цьому ж рівні приєднати вимикач.
Розглянуті роз'єднувачі мають пополюсное управління.
Ошиновка ОРУ виконується гнучким сталеалюміневим проводом. При великому навантаженні або за умовами перевірки на коронування в кожній фазі можуть бути два - три дроти. На схемі збірні шини та ошиновка осередків виконані здвоєним проводом 2 Ч АС з дистанційними розпірками, ошиновка у бік шинних апаратів - одним проводом по фазі. Лінійні та шинні портали і всі портали і всі опори під апаратами - стандартні, залізобетонні.
15. ОХОРОНА ПРАЦІ
15.1 Організація безпечної експлуатації електроустановок
Чинними називають електроустановки, які знаходяться під напругою, або на яких напруги немає, але може бути подано шляхом включення вимикач, роз'єднувача, отделителя або інший комутаційної апаратури. У діючих електроустановках здійснюється: оперативне обслуговування, в тому числі: а) періодичні огляди електрообладнання, прибирання приміщень, дрібний ремонт у порядку поточної експлуатації перемикання у зв'язку зі зміною схеми та режиму роботи електроустановки; ремонтні роботи, в тому числі: а) періодичні ремонти та випробування електрообладнання, що вимагають зняття напруги зі всієї електроустановки або з її частини; б) аварійні ремонти, в) монтаж і демонтаж електрообладнання.
Робота в електроустановках внаслідок того, що людина може бути уражений електричним струмом. Основою безпечної роботи є висока технічна грамотність обслуговуючого персоналу, дисципліна і неухильне виконання ПТЕ і ПТБ.
За ступенем небезпеки і необхідним заходам захисту роботи в електроустановках напругою вище 1000 В ділять на наступні групи:
I. Робота без зняття напруги, яка виконується далеко від струмоведучих частин. Відключення обладнання не потрібно. Виключені випадкові наближення і дотику до струмоведучих частин, що знаходяться під напругою, тобто ймовірність ураження струмом.
II. Робота без зняття напруги, виконувана поблизу і на струмовідних частинах, що знаходяться під напругою. Перед роботою необхідно виконати технічні та організаційні заходи захисту, що забезпечують безпеку працюючих. Робота на струмовідних частинах виконується за допомогою ізолюючих засобів.
III. Робота з частковим зняттям напруги. Напруга знята тільки за того приєднання, на якому ведеться робота, або воно зняте повністю з електроустановки, але відкритий доступ до сусідніх приміщення, де струмовідні частини знаходяться під напругою.
IV. Робота з повним зняттям напруги. З усіх елементів електроустановки напругою вище 1000 В знято. Доступ в сусідні приміщення, де є що знаходяться під напругою вище 1000 В частині, закритий.
При виконанні робіт в електроустановках виконуються технічні та організаційні запобіжні заходи для того, щоб виключити випадкову подачу напруги до місця роботи і випадкове наближення або дотик до струмоведучих частин, що залишилися під напругою.
Персонал, який обслуговує електроустановки, називається електротехнічним. Оперативний (черговий) персонал здійснює оперативне обслуговування електростанції, підстанції, мережевого району чи розподільних електромереж, виконує огляди і оперативні перемикання електрообладнання, підготовку робочих місць для монтажних і ремонтних робіт та організує допуск до цих робіт. При обслуговуванні декількох підстанцій черговий персонал називають оперативно-виїзним, так як він з місця чергування виїжджає до місця робіт.
Ремонтний і налагоджувальний персонал здійснює поточні, капітальні ремонти і наладку устаткування. Деяким особам ремонтного і налагоджувального персоналу, які пройшли спеціальне навчання, стажування в змінах і перевірку знань оперативної роботи і схем, можуть бути присвоєні права оперативного персоналу, про що робиться запис у посвідченні. У тому випадку вони ставляться як до ремонтного або налагоджувальному, так і до оперативного персоналу.
До роботи в електроустановках допускаються тільки ті особи, яким присвоєна відповідна кваліфікаційна група з техніки безпеки. Таких груп п'ять, п'ята група - найвища. Основні вимоги до осіб, які мають кваліфікаційну групу, полягає в наступному.
V група. Необхідно знати схеми та обладнання своєї дільниці, ПТБ як у загальній, так і в спеціальній частинах. Чітко уявляти, чим викликані вимоги цих правил. Вміти організувати безпечне виконання роботи. Знати правила першої допомоги і вміти її надати. Вміти навчити персонал правилам техніки безпеки та першої допомоги.
До цієї групи відносяться майстри, техніки, інженери з закінченим спеціальною освітою і стаж роботи в електроустановках не ієни підлозі року, а також електромонтери та електрослюсарі з великим стажем і досвідом роботи в електроустановках.
IV група. Необхідно знати електротехніку в обсязі технікуму, всі розділи ПТБ, знати електроустановку настільки, щоб вільно виробляти перемикання, повністю представляти небезпеку роботи в електроустановках; знати правила надання першої медичної допомоги і вміти її надати; вміти вести нагляд за працюючими членами бригади, організувати безпечне проведення роботи .
Цю кваліфікаційну групу можуть мати початківці інженери та техніки, які мають стаж роботи в III групі не менше двох місяців, а також оперативний персонал і ремонтний персонал - електромонтери та електрослюсарі зі стажем роботи в електроустановках не менше 1 г.
III група. Вимоги до цієї групи ті ж, що і до IV, але достатні елементарні пізнання в електротехніці. Стаж роботи потрібно не менше 6 місяців.
II група. Необхідні елементарне знайомство з електроустановкою, уявлення про небезпеки електричного струму. Слід знати основні заходи обережності і правила подання першої допомоги. До цієї групи відносяться електромонтери зі стажем роботи в електроустановках 1 місяць і практиканти інститутів, технікумів, училищ, а також особи неелектротехнічними спеціальностей, що працюють не менше 6 місяців.
I група. Особи, пов'язані з обслуговуванням електроустановок, але не мають електротехнічних знань, чіткого уявлення про небезпеки електричного струму і заходи безпеки при роботах в електроустановках. До цієї групи належать персонал, який не проходив перевірку знань ПТБ.
15.2 Заходи безпеки під час обслуговування електроустановок
Огляди електроустановок. Електроустановки оглядаються без зняття з них напруги, далеко від струмоведучих частин. Дефекти з'являються візуально - оглядом і на слух. Право одноосібного огляду електроустановки має черговий з кваліфікаційною групою не нижче III або адміністративно-технічний працівник, що має V групу в установках напругою вище 1000 В і IV групу в електроустановках напругою нижче 1000 В.
Як правило, при оглядах не можна проходити за огородження, знімати їх і входити в камери розподільних пристроїв, що не мають бар'єрів. При необхідності дозволяється працівнику з кваліфікаційною групою не нижче IV увійти за огорожу, але за умови, що струмоведучі частини недоступні, тобто нижні фланці ізоляторів знаходяться від підлоги на відстані більше 2 м, а неогороджені струмоведучі частини - на відстані більше 2,75 м при напрузі 35 кВ і 3,5 при напрузі 110 кВ.
Щоб уникнути проникнення в приміщення електроустановки сторонніх осіб або тварин приміщення замикають.
У чергового персоналу для кожного приміщення є декілька комплектів ключів, з них одним комплектом користується черговий, що обслуговує дану електроустановку, інший комплект - аварійний. Решта комплекти ключів черговий видає під розписку відповідальним керівникам, виробникам робіт і спостерігає. Ключі видаються тільки на час роботи і повинні здаватися назад після її закінчення.
Оперативні перемикання. Відключення і зміни в електричних схемах можуть проводиться тільки за розпорядженням або з відома того чергового персоналу, в управлінні або віданні якого перебуває дане обладнання. При пожежах, нещасних випадках або при стихійних лихах можна негайно відключати електрообладнання без узгодження з вищим черговим персоналом, але обов'язково з наступним повідомленням його.
Особа, що віддає розпорядження про переходах, зобов'язана перевірити послідовність операцій за оперативною схемою. Черговий, який отримав розпорядження, зобов'язаний повторити його і записати в оперативний журнал.
За оперативною схемою чи макету цей черговий починає порядок операцій. Якщо перемикання виконують дві особи, то перша особа, що є старшим, роз'яснює другого (виконавцю) завдання і послідовність його виконання.
В електроустановках напругою вище 1000 В, не обладнаних повністю блокуванням від неправильних операцій з роз'єднувачами, складні перемикання виробляються за бланками.
У бланку перемикань проводиться запис усіх операцій щодо включення і відключення електрообладнання точно в тій послідовності, в якій ці операції повинні виконуватися.
Прості перемикання на одному електричному приєднання та переключення в установках, повністю обладнаних блокуванням роз'єднувачів від неправильних операцій, можуть виконуватися без бланків.
Бланки перемикань заповнює і підписує черговий, який є безпосереднім виконавцем. Старший черговий, який контролює виконання операцій, перевіряє бланк і також його підписує. На місці роботи старший черговий зачитує зміст операції, виконавець повторює прочитане і приступає до виконання. Старший контролює дії виконавця і відразу відзначає в бланку виконання операції. При сумніві в правильності операцій робота припиняється до виявлення правильного порядку перемикань. Якщо черговий робить перемикання одноосібно, то він зачитує послідовність операцій, зазначених у бланку, по телефону старшому черговому, який віддав розпорядження. Цей черговий є контролюючим особою.
Дозвіл на перемикання виконавець зобов'язаний отримати за телефоном безпосередньо перед їх виконанням.
Приєднання включають або відключають за допомогою вимикачів. Якщо вимикач має ручний привід, то операції з ним виконуються в діелектричних рукавичках, з ізолюючого підстави. Включати вимикач слід швидко і рішуче до упору.
Відключення і включення роз'єднувачів виконується, як правило, без навантаження.
Роз'єднувачі слід включати ривком. Якщо при цьому виникає дуга, то ножі слід довести до кінця. В іншому випадку зворотний хід ножа викликає розвиток дуги і нещасний випадок. Відключати роз'єднувачі слід навпаки, повільно, особливо в початковий момент. Якщо з'явиться дуга у відході ножів від гудок, то роз'єднувач слід включити назад.
Роз'єднувачі відключають (включають) в діелектричних рукавичках. Роз'єднувачі з пофазної управлінням та з вертикальним розташуванням - в діелектричних рукавичках, з використанням ізолюючих штанг і стоячи на ізолюючому підставі. Старшим може бути черговий, що має не менше ніж IV кваліфікаційну групу. Прості перемикання на одному електричному приєднання дозволяється виконувати оперативному персоналу, що має не нижче ніж IV кваліфікаційну групу, одноосібно.
Перевіряти відсутність напруга, накладати і знімати переносні заземлення дозволяється не менше ніж двом виконавцям.
В установках напругою до 1000 В апаратуру перемикає один працівник, що має III кваліфікаційну групу, якщо він черговий, або IV кваліфікаційну групу, якщо він не є черговим.
Персонал, який виконує перемикання, повинен твердо знати, що у разі зникнення напруги воно може бути подано знову без попередження як в умовах нормальної експлуатації, так і при аваріях.
5.3 Робота за розпорядженнями
За розпорядженням виконуються роботи, які виробляють далеко від струмоведучих частин, що знаходяться під напругою: а) прибирання території і приміщень, в тому числі за панелями щитів, б) ремонт апаратури, освітлення та зв'язку, заміна ламп поза камерами, в) відновлення написів на огорожах і кожухах; г) ремонт будівельної частини будівель, фундаментів обладнання, перекриттів кабельних каналів; ж) нагляд за сушінням відключеного устаткування.
Так само за розпорядженням виконується монтаж, перевірка, зняття, установка вимірювальних приладів пристроїв автоматики і зв'язку, роботи у вторинних ланцюгах. Ці роботи проводяться за умови, що в приміщенні або ні струмоведучих частин напругою вище 1000 В, або вони повністю закриті, або знаходяться на не доступною висоті. Роботи виконує ремонтний персонал, що обслуговує дану установку бригадою, що складається не менше ніж з двох осіб. Деякі роботи можуть виконуватися оперативним персоналом або під його наглядом.
За розпорядженням дозволяється виконувати невеликі короткочасні роботи (до 1 ч.) з повним або частковим зняттям напруги та накладанням заземлення: від'єднання і приєднання живильного кабелю до електродвигуна, долівка і усунення течі масла, перемикання відгалужень на трансформаторі.