Проектирование электрической станции КЭС-1480 МВт

Дипломный проект

Проектирование электрической станции КЭС-1480 МВт

Содержание

Введение ………………………………………………………………………..			5
1	Тепловая часть ……………………………………………………………		6
2	Электрическая часть ……………………………………………………...		18
2.1	Расчёт баланса активных мощностей проектируемой электростанции...		18
2.2	Выбор главной электрической схемы КЭС ……………………………..		20
2.3	Выбор и обоснование электрической схемы РУ повышенных напряжений……………………………………………………………………………...		22
2.4	Выбор числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов связи……………………………………………………………………….		27
2.5	Разработка системы собственных нужд …………………………………..		29
2.6	Расчет токов короткого замыкания.………………………………………….		34
2.7	Выбор основного электрооборудования и токоведущих чатей………..		45
3	Релейная защита энергоблока генератор – трансформатор…………....		80
3.1	Общие сведения ………………................................................................		80
3.2	Расчет уставок защит блока генератор - трансформатор……………...		82
4	Безопасность жизнедеятельности……………………………………………		89
4.1	Анализ потенциальной опасности объекта для персонала и окружающей среды …………………………………..		89
4.2	Анализ возможности возникновения чрезвычайных ситуаций на КЭС ……………………………………….		93
4.3	Мероприятия и средства по обеспечению охраны труда ……….........		94
4.4	Мероприятия и средства защиты окружающей среды ……………...		100
4.5	Пожарная безопасность ……………………………………………….		100
4.6	Организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ…………………………………………………………….		101
5	Экономическая часть …………………………………………………….		103
5.1	Расчет суммарных и удельных капиталовложений …………………….		103
5.2	Расчет годовых текущих эксплуатационных издержек………………...		106
5.3	Составление сводки основных ТЭП проектируемой КЭС……………..		119
5.4	Определение эффективности инвестиционного проекта……………….		120
6		Техническая диагностика силовых трансформаторов…………………	125
Заключение ……………………………………………………………………..			149
Список использованных источников ……………………………………........			150

Введение

В настоящее время энергетика России переживает кризис, обусловленный ситуацией, сложившейся в стране. Ситуация еще более осложняется тем, что в России создан новый оптовый рынок электроэнергии и мощности (НОРЭМ) предъявляющий очень высокие требования к качеству электроэнергии, порой нереальные исходя из возможностей оборудования. Регламенты НОРЭМ разработаны с расчётом на современное генерирующее оборудование, чего нельзя сказать об оборудовании большинства ТЭС. Вследствие изношенности основного оборудования большинства электростанций в регионах, а также морального старения оборудования всё сложнее становится для станций обеспечивать надёжность работы оборудования , не говоря уже об экономичности. Фактически, средств, хватает только на покупку топлива, выплату заработной платы рабочим и закупку минимума запасных частей и расходных материалов. В стране фактически не сооружается новых станций, а износ существующих достигает 60 – 80%. Дальнейшее развитие ситуации может быть катастрофическим. В результате реструктуризации энергетики, произошло разделение энергосистем на генерирующие и транспортные компании, также происходит выделение из состава энергопредприятий ремонтного персонала, что, как правило, приводит к несогласованности в решении задач по ремонту оборудования и оперативному устранению дефектов на оборудовании возникающих в процессе эксплуатации.

Для решения сложившейся ситуацию следует наметить следующие пути развития энергетики:

- строительство новых энергообъектов вместо старых (маломощных и изношенных) с последующим закрытием последних;

- освоение т.н. топливно-энергетических комплексов (к примеру, КАТЭКа), т.е. производство электроэнергии близко у месторождений дешевого топлива и передача энергии потребителям по дальним высокоэкономичным передачам постоянного и переменного тока;

- разработка и строительство атомных энергообъектов;

- разработка гибкой тарифной политики с индивидуальном подходом к потребителю.

В данном проекте рассмотрена электрическая станция КЭС-1480 МВт.

Топливо – природный газ. Резервное топливо – мазут.

Станция проектируется для Европейской части Российской Федерации, Поволжского административного округа.

Проектируемая станция предназначена для электрической энергией потребителей 110 кВ и выдачи избытка мощности, по линиям электропередач ОРУ 500 кВ, в систему

1 Тепловая часть

1.1 Проектирование тепловой схемы

На КЭС промышленная паровая нагрузка отсутствует, то есть электростанция производит только электрическую энергию. На КЭС энергетический блок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенное преимущества, которые заключаются в следующем:

- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов;

- упрощается и становится более четкой технологическая схема электрической станции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

- обеспечивается удобное расширение электростанции причем новые энергоблоки при необходимости могут отличатся от предыдущих по своим параметрам.

Все основное и вспомогательное оборудование КЭС предназначено для преобразования химической энергии топлива в тепловую энергию пара, затем в механическую энергию вращения ротора турбины генератора и в конечном итоге получение электрической энергии отдаваемой в сеть.

Тепловая схема КЭС, проектируемая на стандартных турбинах и котлах, базируется на типовых заводских решениях, т. е. заводом задаются: число отборов турбины, число регенеративных подогревателей для основного конденсата, место включения деаэратора в схеме и ряд других деталей схемы. Регенеративные подогреватели и деаэратор поставляются вместе с турбиной, причем число и производительность регенеративных подогревателей определяются числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара. Задачи утилизации тепловых отходов и вторичных энергоресурсов, выбор способа восполнения потерь конденсата, а также вида, параметров и схемы отпуска тепловой энергии решаются в каждом проекте индивидуально в зависимости от конкретных исходных данных (местных условий, индивидуальных требований тепловых потребителей и т. п.).

1.2 Технологический процесс

Основные процессы теплового цикла паровых установок происходят в следующих элементах: в парогенераторах – подвод тепла, в турбинах – расширение пара, в конденсаторах – охлаждение. В паровых установках используется пар при температуре 550°С и давлении 12,8 МПа. Для охлаждения пара применяется холодная вода, которая понижает его температуру до 30 - 40°С. При этом давление пара резко падает.

Где 1 – Паровой котел, 2 – пароперегреватель, 3 – паропровод свежего пара, 4 –промежуточный (вторичный) пароперегреватель, 5 – конденсатор, 6 – конденсатный насос,

7 – колонка деаэратора, 8 – подогреватель низкого давления, 9, 10 – отборы пара из цилиндра среднего давления, 11 – сливной насос, 12 – бак деаэратора, 13 – питательный насос, 14 - подогреватели высокого давления, 15 – отборы пара из цилиндра высокого давления.

Рисунок 1.1 - Упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС

Станция такого типа работает следующим образом. В паровом котле из воды вырабатывается пар высокого давления, который затем в пароперегревателе 2 перегревается до высокой температуры и поступает в паропровод свежего пара 3. Этот пар называемый свежим направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины где отдает часть своей энергии на вращение ротора турбины. После ЦВД пар с пониженным давлением возвращается в котел, где в промежуточном пароперегревателе 4 вновь нагревается до высокой температуры и получает дополнительное количество тепловой энергии. Применение промежуточного перегревателя пара повышает экономичность теплового цикла. Из промежуточного пароперегревателя 4 поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД), а затем в цилиндр низкого давления (ЦНД). Отработанный пар после ЦНД поступает в конденсатор 5. В конденсаторе отработавший пар соприкасаясь с более холодной поверхностью трубок, по которым прокачивается охлаждающая вода, конденсируется и превращается в воду. Из конденсатора 5 образовавшийся конденсат подается в конденсатный насос 6 в колонку деаэратора 7 через систему подогревателя низкого давления 8. В 8 проходя по трубкам, вода нагревается паром поступающим из отборов турбины. Образующийся конденсат греющего пара из подогревателя более высокого давления сливается в подогреватель более низкого давления. Откуда весь конденсат греющего пара забирается сливным насосом и подается в линию основного конденсата турбины. Деаэратор выполняет: удаление из воды растворенных газов, является местом сбора всех потоков составляющих поток питательной воды для котла, а так же служит одним из подогревателей в системе подогрева воды. Пройдя через деаэраторную колонку, вода собирается в аккумуляторных баках воды. Из бака питательная вода забирается питательным насосом и через систему подогревателя высокого давления (ПВД) подается в котел. Конденсат греющего пара (отборов 15 и 16) сбрасывается колонку деаэратора. В ПВД происходит дальнейший подогрев питательной воды перед поступлением ее в котел.

1.3 Выбор основного оборудования

Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а, кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживающего персонала. К основному теплоэнергетическому оборудованию относятся турбины и котлы. Рассмотрим несколько подробнее основные элементы КЭС.

1.2.1 Выбор котлов

Количество котлов на ТЭС определяются выбором структурной технологической схемы. Паропроизводительность котла выбирают на основе максимального расхода острого пара на турбину. Производительность котла каждого блока определяется максимальной потребностью в паре блочной турбины с учётом собственных нужд и с запасом до 3%. Необходимость запаса обусловлена возможным в эксплуатации ухудшением вакуума, снижением параметров пара (в допустимых пределах), потерями пара на пути от котла к турбине.

Принимаем к установке паровые котлы типов: Пп-670-13,8-540 ГМ (заводская модель П–56–1) и Пп-1800-25-554 ГМ (заводская модель ТГМП–5).Основным топливом для данных типов котлов является природный газ, резервным – мазут.

Расшифровка обозначения:

- Пп – прямоточный, с промежуточным перегревом пара;

- 670 и 1800 – паропроизводительность, т/ч;

Технические характеристики выбранных котлов сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Технические характеристики котлов

Тип котла	Пп-670-13,8-545 ГМ	Пп-1800-25-540 ГМ
Производительность, т/ч	670	1800
Давление на выходе, МПа	13,8	25
Температура пара, °С	545	540
Температура питательной воды, С	240	273
Ширина, м	25	18
Глубина (Длина), м	19,3	25,7
Высота, м	33,5	62,57
Основной вид топлива	Природный газ	Природный газ
Общий вес металла, т	3450	5322
КПД котла, %	93,3	92,93

1.2.2 Выбор турбин

Принимаем к установке турбины типов К-165-130 – двухцилиндровая конденсационная турбина, и К-500-240 – четырехцилиндровая турбина конденсационная турбина. Оба типа турбин с промежуточным перегревом пара и развитой системой регенеративного подогрева питательной воды.

Технические характеристики выбранных турбин сведены в таблицу 1.2

Таблица 1.2 - Технические характеристики выбранных турбин

Тип турбины Параметры турбины	К-165-130	К-500-240
Номинальная мощность, МВт	168/177	500/525
Начальные параметры пара: -давление, МПа -температура, ⁰С	12,8 540	23,5 540
Параметры пара после перегрева: -давление, МПа -температура, ⁰С	2,73 540	3,8 540
Номинальный расход свежего пара, т/ч	480	1650
Номинальная температура охлаждающей воды, ⁰С	18	12
Расход охлаждающей воды через конденсатор, м³/ч	20000	51480

Таблица 1.3 - Теплообменное оборудование, комплектующее паротурбинные установки.

Оборудование	Тип паровой турбины
Оборудование	К-165-130	К-500-240
Конденсатор	К2-6000-I	500КЦС-1
Основной эжектор конденсационного устройства	ЭП-3-2А(2шт.)	-
Охладитель пара из концевых камер уплотнений (с эжектором)	ЭУ-120-1	ПС-220-1
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений	ПН-250-16-7 (IIсв.)	ПС-300-33-0,25
Подогреватели низкого давления: ПНД 1 ПНД 2 ПНД З ПНД 4	ПН-350-16-7- I св ПН-350-16-7- II св ПН-350-16-7 III (2шт.) ПН-350-16-7- IV(2шт.)	ПН-1900-32-7 I ПН-1900-32-7 II ПН-1100-25-6-I ПН-850-25-6-I
Деаэратор	ДП-1000	ДП-2000
Подогреватели высокого давления: ПВД 1 ПВД 2 ПВД З	ПВ – 800 – 230 – 21 ПВ – 800 – 230 – 21 ПВ – 800 – 230 – 32	ПВ – 2100–380 – 17 ПВ – 1900–380 – 44 ПВ – 2100–380 – 17
Подогреватели сетевой воды: осноной(нижний) пиковый (верхний)	ПСВ-500-3-23 ПСВ-500-3-23	ПСВ-500-14-23 ПСВ-500-14-23
Маслоохладитель	Встроен в маслобак	МП-165-150-1 (2 шт.)

Таблица 1.4 - Характеристики конденсаторов паровых турбин

Показатель	Параметры
Марка конденсатора	К2-6000-1	500КЦС-1
Тип турбины	К-165-135	К-500-240
Число конденсаторов	2	4
Площадь поверхности охлаждения одного конденсатора, м²	3100	10120
Размеры конденсаторных трубок, мм: - диаметр - длина в конденсаторе	24х1 7500	28х25 9000
Число ходов по воде	2	2
Удельная паровая нагрузка, кг/(м²-ч)	45,3	40,5
Кратность охлаждения всей конденсаторной группы	57,1	53,5
Температура охлаждающей воды, °С	20	12
Давление пара в конденсаторе, кПа	5,6	3,92
Гидравлическое сопротивление по водяной стороне, кПа	59,96	35,7

1.2.3 Выбор вспомогательного оборудования

При выборе вспомогательного оборудования руководствуются следующими общими положениями:

производительность вспомогательного оборудования должна быть выбрана таким образом, чтобы обеспечивалась возможность длительной работы основного оборудования с номинальной мощностью. В тех случаях, когда исходные данные для выбора вспомогательного оборудования не могут быть определены достаточно точно или эти данные могут в процессе эксплуатации значительно изменяться, при определении соответствующих параметров вводят коэффициенты запаса;
отказы вспомогательного оборудования не должны приводить к повреждению основного оборудования;
отказы вспомогательного оборудования, как правило, не должны вызывать вынужденный останов основного оборудования, что достигается резервированием вспомогательного оборудования;
при выборе вспомогательного оборудования следует стремиться к его укрупнению.

Тягодутьевые машины обеспечивают режим котла по тяге и дутью, и поэтому их состав и мощность зависят от принятого режима работы котла. Так как в проекте приняты газомазутные парогенераторы, выполняемые под наддувом, необходимость в дымососах отпадает, но зато значительно увеличивается мощность дутьевых вентиляторов (воздуходувок).

Регенеративные подогреватели. Комплектуются заводом-изготовителем вместе с турбиной и устанавливаются без резерва. В тепловых схемах ТЭС применяются поверхностные и смешивающие регенеративные подогреватели. Последние используются в качестве подогревателей низкого давления.

Выход из строя одного из ПВД приводит к отключению всей их группы, при выходе из строя одного из ПНД другие остаются в работе.

Для крупных энергоблоков рекомендуется применение комбинированной схемы регенерации низкого давления с использованием смешивающих ПНД в качестве первых ступеней подогрева конденсата. При установке двух смешивающих ПНД используют гравитационную схему их включения или схему с дополнительными перекачивающими насосами. Выбор той или иной схемы определяется техникоэкономическими расчетами с учетом компоновки оборудования турбинного отделения и надежности его работы.

Таблица 1.5 - Основные характеристики поверхностных подогревателей низкого давления

Типоразмер

ПН-350-16-7

(I-II-II-IV)

ПН-850-25-6-I

ПН-1100-25-6-I

ПН-1900-32-17

Площадь поверхности теплообмена, м²

352

857

1017

1940

Расчётный тепловой поток, МВт

32,8

43,5

69,9

Максимальная температура пара, °С

400

350

310

Номинальный расход воды, кг/с

159,7

363,9

538

Таблица 1.6 - Основные характеристики подогревателей высокого давления

Типоразмер	ПВ – 800 – 230 – 21	ПВ – 800 – 230 – 32	ПВ – 1900 – 380 – 44	ПВ – 2100 – 380 – 17
Площадь поверхности теплооб- мена, м² - полная - зоны ОП - зоны ОК	800 84,5 63,4	800 84,5 31,7	1898 202 261	2100 314 261
Расчётный тепловой поток, МВт	20,6	16,4	-	38,7
Максимальная температура пара, °С	500	475	304	432
Номинальный расход воды, кг/с	236,1	236,1	451,4	473,6
Гидравлическое сопротивление, МПа	0,11	0,12	0,46	0,4

Деаэраторы питательной воды. На электростанциях термические деаэраторы применяются для деаэрации питательной воды паровых котлов, испарителей и паропреобразователей, а также для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей. Выбираются по расходу питательной воды блока. В зависимости от рабочего давления деаэраторы изготовляются следующих типов: повышенного давления (ДП), где дегазация происходит при давлениях 0,6; 0,7 и 0,8 МПа; атмосферного давления (ДА)- для давления 0,12 МПа; вакуумные (ДВ) - для давлений 0,0075 - 0,05 МПа.

Работа деаэратора должна обеспечивать минимальное остаточное содержание кислорода в питательной воде (не более 10 мкг/кг) и отсутствие углекислоты. На блок устанавливают одну или две деаэрационные колонки питательной воды. Резервирование деаэраторов не предусматривается.

На ТЭС для деаэрации питательной воды паровых котлов применяются ДП; для деаэрации питательной воды испарителей - ДА, а для деаэрации подпиточнои воды тепловых сетей и водогрейных котлов - ДВ.

Деаэраторы питательной воды паровых котлов включаются в систему регенеративного подогрева. При этом применяются две схемы их подсоединения к отборам турбины: деаэратор может быть подключен в качестве отдельного регенеративного подогревателя или установлен перед основным поверхностным подогревателем на паре того же отбора. Дросслелирование пара на входе в деаэратор никак не отражается на тепловой экономичности, и давление в деаэраторе легко поддерживается постоянным. Поэтому данная схема находит наиболее широкое применение.

Таблица 1.7 - Основные характеристики деаэрационной колонки

Показатель	Параметры
Типоразмер	ДП-1000	ДП-2000
Номинальнаяпроизводительность, кг/с	277,8	555,6
Рабочее давление, МПа	0,69;0,79	0,69;0,79
Максимальное давление, МПа	0,85	0,85
Рабочая температура, °С	164,2	164,2
Объём, м³	17	32

Сетевые подогреватели. По конструкции сетевые подогреватели подразделяют на горизонтальные и вертикальные.

На ТЭС применяются оба типа, хотя в последние годы на крупных КЭС устанавливаются горизонтальные подогреватели. Это связано с тем, что такие подогреватели на КЭС хорошо размещаются под камерой теплофикационного отбора между фундаментами турбин.

Режим работы сетевого подогревателя определяется в зависимости от принятой схемы сетевой установки и количества теплоты, отдаваемой тепловому потребителю.

Для крупных теплофикационных турбин устанавливаются без разрыва. Число их выбирается минимальным. Тепловой расчет сетевой установки проводится при различных тепловых режимах, и, прежде всего при максимальной отопительной нагрузке, расчетной температуре отбора турбины, минимальной отопительной и летней нагрузках. Площади поверхностей подогревателей рассчитываются по данным, полученным в режимах, когда передается наибольшее количество теплоты; для других условий устанавливаются температуры сетевой воды в характерных точках (при принятом ее расходе), параметры и расход греющего пара.

Таблица 1.8 – Технические данные вертикальных подогревателей сетевой воды

Типоразмер			ПСВ-500-3-23	ПСВ-500-14-23
Расчётные параметры	Пара	Давление, МПа	0,25	1,47
	Пара	Номинальный расход, кг/с	31,94	45
	Воды	Давление, МПа	1,57	197,4 42,35
		Максимальная температура на выходе, °С	110	180
		Номинальный расход, кг/с	417	417
		Скорость в трубах, м/с	1,95	2,1
		Гидравлическое сопротивление,МПа	0,055	0,06
Расчётный номинальный тепловой поток, МВт			69	87,2

Насосы. На ТЭС используются насосы более 20 наименований. Наиболее мощными из них являются питательные, циркуляционные, конденсационные, сетевые.

Таблица 1.9 - Насосы конденсатно-питательного тракта паротурбинных установок

Насос	К-165-130		К-500-240
	Типоразмер	Число	Типоразмер	Число
Конденсатный пер-вого подъема	КСВ-300-100	3	КСВ-1000-95	2
Конденсатный второго подъема (третьего подъема)	КСВ-320-160	3	КСВ-1600-94У4	2
Питательный	ПЭ-580-185	2	ПН-1500-350	2
Сливной (дренажный)	КС-80-150	1	-	-
Конденсатный сетевых подогревателей	КС-380-150	3	-	-

Питательные насосы. Обычно это центробежные многоступенчатые насосы, мощность которых оказывает существенное влияние на экономические показатели работы электростанции.

На ТЭС применяются две схемы включения питательных насосов - одноподъемная и двухподъемная. При одноподъемной схеме, которая в настоящее время является наиболее распространенной, питательные насосы устанавливаются непосредственно после деаэраторов и развивают полный напор, необходимый для подачи воды в паровой котел, при двухподъемной схеме наряду с насосами, установленными после деаэратора, имеются насосы за подогревателями высокого давления.

Сетевые и прочие насосы ТЭС. Установка сетевых насосов возможна в виде насосной группы без привязки к конкретным турбинам. В этом случае при не более трех насосов в группе предусматривают дополнительно один резервный насос; при большем числе работающих насосов резервные не требуются. При блочном принципе установки сетевых насосов их размещают по два у каждой турбины с подачей по 50% полной.

При установке подпиточных насосов теплосети предусматривают резерв не менее двух при закрытой и не менее трех насосов при открытой системе теплоснабжения.

Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают без резерва; насосы питательной воды испарителей, паропреобразователей и конденсатные насосы сетевой установки имеют резерв.

Выбор других насосов производится в зависимости от конкретных условий их работы. Так, два насоса и более устанавливают в аварийных системах, в элементах тепловой схемы, где требуется высокая надежность работы или имеется большая вероятность периодического выхода из строя насоса.

Таблица 1.10 - Основные характеристики сетевого насоса

Показатель	Параметры
Типоразмер насоса	СЭ-5000 - 95
Подача V, м³/ч	5000
Напор Н, м	160
Допустимый кавитационный запас, м	40
Частота вращения п, об/мин	3000
Мощность N, кВт	2350
КПД насоса , %	86

Газодувные машины ТЭС. К основным газодувным машинам ТЭС относятся дымососы и вентиляторы. Количество продуктов сгорания и воздуха, перемещаемое этими машинами, определяется из теплового и аэродинамического расчета первого котла. Сами машины выбираются по каталогу с запасом по напору (15% для вентиляторов и 25% для дымососов) и количеству перемещаемых газов или воздуха (10%). На каждый котел устанавливается, как правило, по два дымососа и вентилятора, без резервных. При выходе из строя одного такого механизма другой обеспечивает работу парового котла на 50%-ной нагрузке. Для крупных блоков применяют осевые дымососы и дутьевые вентиляторы двустороннего всасывания, имеющие высокий (более 80 %) КПД и двухскоростные электродвигатели, позволяющие регулировать подачу и напор. Подачу дымососов и вентиляторов регулируют в основном направляющим аппаратом, устанавливаемым на входе потока газа или воздуха.

В качестве вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов используются, как правило, центробежные машины, выбор которых производится также по каталогу для конкретного котла. Резервных вентиляторов также не устанавливают.

Таблица 1.11 - Основные характеристики дутьевого вентилятора

Показатель	Параметры
Тин машины	ВДН-24Х2-11у
Подача V, тыс. м³/с	500/400
Полное давление р, Па	3620/2550
Температура газа t, °C	30
КПД,%	84
Частота вращения п, об/мин	735/590
Потребляемая мощность N, кВт	620/290

Таблица 1.12 - Электродвигатели собственных нужд 10 кВ

Тип машины	Тип электродвигателя	Р, кВт	n, об/мин
ПЭ-580-185	2АЗМ- 000/6000УХЛ4	4000	2985
ПН-1500-350	4АЗМ-4000/6000УХЛ4	4000	2973
СЭ-5000-160	4АЗМ 2500/6000УХЛ4	2500	2973
ВДН-24Х2-11у	ДАЗО2-17-54-10/12У1	630/370	743/595

2 Электрическая часть

Главная схема электрических соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Главная электрическая схема в значительной степени определят основные качества электрической части станции, а также в определённой степени качества электростанции в целом: надёжность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения оборудования, возможность дальнейшего расширения и т.д.

Процесс разработки главной электрической схемы можно разделить на следующие этапы: выбор структурной схемы, выбор целесообразного метода ограничения токов короткого замыкания, выбор схем соединений РУ на всех основных напряжениях, расчёт токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов.

2.1 Расчёт баланса активных мощностей проектируемой электростанции

Установленная мощность электростанции равна суммарной мощности генераторов предназначенных к установке

; (2.1)

где - номер генератора мощностью ;

- количество тых генераторов.

МВт.

Нагрузка потребителей составляет:

; (2.2)

где - коэффициент системы;

- номер потребителя мощностью ;

- количество тых потребителей.

Нагрузка потребителей на напряжении составляет:

МВт;

МВА.

Нагрузка потребителей на напряжении составляет:

МВт;

МВА.

Суммарная мощность, отдаваемая внешним потребителям, составит:

; (2.3)

МВт.

Баланс активной мощности в нормальном режиме составляет резерв мощности электростанции:

; (2.4)

где - расход мощности на собственные нужды электростанции.

МВт.

Баланс активной мощности в аварийном режиме определяется при выходе из работы наиболее мощного генератора :

; (2.5)

где - это расход мощности на собственные нужды отключившегося генератора.

МВт.

Значение величины может быть «+» или «–». В данном случае знак «–» свидетельствует о том, что в аварийном режиме, при отключении самого мощного генератора, на станции имеет место дефицит мощности. И этот недостаток покрывается за счет резерва системы.

2.2 Выбор и обоснование структурной схемы

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ. Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд и повышает надежность работы РУ за счет локализации отказов генератора и турбины.

На проектируемой КЭС предполагается установка трех турбогенераторов типа ТВВ – 160– 2ЕУ3 и двух ТВВ – 500 – 2ЕУ3.

ТВВ – турбогенератор, с непосредственным охлаждением статора водой и ротора водородом. Возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора.

2ЕУ3 – двухполюсный, для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Таблица 2.1 – Паспортные данные турбогенераторов

Тип	Р_н, МВт	S_н, МВ×А	U_н, кВ	cos φ	,%	, о.е.
ТВВ – 160 – 2ЕУ3	160	188	18	0,85	98,5	0,213
ТВВ – 500 – 2ЕУ3	500	588	20	0,85	98,84	0,242

Три генератора ТВВ – 160– 2ЕУ3 и два ТВВ – 500 – 2ЕУ3 присоединены к ОРК 110 кВ и ОРУ 500 кВ по блочному принципу.

Как правило, на КЭС имеется не более двух РУ повышенного напряжения. Одно из них, среднего напряжения, служит для электроснабжения потребителей местного района, другое, высшего напряжения – для выдачи мощности электростанции в систему. Единичные мощности агрегатов КЭС вынуждают формировать их структурные схемы по блочному принципу. Тем самым обеспечиваются приемлемые уровни токов КЗ в цепях генераторного напряжения.

Варианты структурных схем представлены на рисунках 2.1, 2.2 и 2.3.

Рисунок 2.1- Вариант схемы №1

Рисунок 2.2 – Вариант схемы №2.2

Рисунок 2.3- Вариант схемы №2.3

Структурная схема по варианту 2.3 надежнее других схем представленных на рисунках 2.1 и 2.2, за счет наличия двух блочных автотрансформаторах связи (АТБ). При выходе одного из АТБ, связь электростанции с системой сохраняется. Схему с повышающими АТБ составляют таким образом, чтобы в РУСН имел место переизбыток генерируемой мощности. Эта рекомендация обусловлена тем обстоятельством, что повышающий автотрансформатор по условию загрузки общей обмотки, допускает передачу дополнительной мощности со стороны СН на сторону ВН, но не в обратном направлении. В связи с этим принимаем основную структурную схему с двумя блочными АТС.

2.3 Выбор и обоснование электрической схемы РУ повышенных напряжений

Электрические схемы РУ повышенных напряжений весьма разнообразны. Здесь могут найти применение электрические схемы всех типов, и выбор наилучшего решения возможен только на основе технико-экономических вариантных расчетов. Однако перебор всех существующих схем электрических соединений нерационален. В зависимости от исходных условий можно очертить группу электрических схем, в пределах которой следует намечать конкурентоспособные варианты. Ниже представлены общие требования, в соответствии с действующими НТП к схемам РУ КЭС по надежности электроснабжения:

1) на блочных электростанциях повреждение или отказ любого из выключателей, а также повреждение на развилке шинных разъединителей не должны, как правило, приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость энергосистемы или ее части);

2) отказ выключателя в отключении другого поврежденного выключателя данного РУ, а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом другого не должны приводить к отключению более двух энергоблоков и линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость энергосистемы или ее части);

3) повреждение или отказ любого выключателя не должны, как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух линий) двухцепного транзита;

4) отключение линий электропередачи должно, как правило, производиться не более чем двумя выключателями; повышающих трансформаторов, трансформаторов (автотрансформаторов) связи и трансформаторов собственных нужд – не более чем двумя выключателями РУ каждого повышенного напряжения. При прочих равных условиях предпочтение следует отдавать схеме, в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей;

5) должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей напряжением 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений;

6) при питании от данного РУ двух резервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность отключения обоих трансформаторов.

2.3.1 Выбор и обоснование схемы ОРУ 110 кВ

Так для напряжения 110 кВ 8 присоединений, то можно, исходя из рекомендаций, использовать схемы:

1) Схема с одной секционированной системой сборных шин и с обходными шинами (рисунок 2.4).

2) Схема с двумя системами сборных шин и с обходными шинами (рисунок 2.5).

Рисунок 2.4-Схема с одной секционированной системой сборных шин и с

обходными шинами

Рисунок 2.5- Схема с двумя рабочими и обходной системой шин

Одним из важных требований, предъявляемых к схемам на стороне высшего напряжения, является создание условий для ревизии и ремонта без перерыва работы. Этому отвечают схемы, представленные на рисунке 2.4 и 2.5. Недостатком схемы с одной рабочей и обходной системой шин, который рекомендует использование схемы с двумя рабочими и обходной системой шин, является отключение всех линий при ремонте секции. На рисунке 5 обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений, что увеличивает надежность схемы. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью оперативных переключений. Такая схема рекомендуется при числе присоединений до двенадцати. Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Поэтому принимаем схему по рисунку 2.5.

2.3.2 Выбор и обоснование схемы ОРУ 500 кВ

Для ОРУ 500 кВ принимаем следующие схемы:

Схема четырехугольника;
Схема 3/2 (полуторная).

Рассмотрим схему четырехугольника.

Рисунок 2.6- Схема четырехугольника

В схеме четырехугольника надежность работы выключателей достаточно высокая, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путем его отключения не нарушает работу присоединенных элементов и не требует никаких переключений в схеме. Схема четырехугольника экономична, позволяет проводить опробование и ревизию выключателя без нарушения работы ее элементов. Отключение всех присоединения маловероятно, оно может произойти при совпадении ревизии одного из выключателей, например Q1, повреждении линии w2 и отказе выключателя второй цепи. В цепях присоединений линий разъединителей не устанавливают, что упрощает конструкцию ОРУ. При ремонте линии w2 отключают выключатели Q3, Q4 и разъединители, установленные в сторону линий. Связь оставшихся в работе присоединений w1,ип1 и ип2 осуществляется через выключатели Q1, Q2. Если в этот период повредится ип1, то отключится выключатель Q2, второй источник питания и линия w1 останутся в работе, но транзит мощности будет нарушен. Отказ от установки разъединителей в цепях линий приводит к сложным работам по реконструкции ОРУ в случае добавления хотя бы одной линии. Достоинством этой схемы является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в такой схеме не велико. К недостатку данной схемы следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Например, при ревизии Q1 и в цепи Q2 ток возрастает вдвое. Релейная защита также должна быть выбрана с учетом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.

Рассмотрим схему 3/2.

Рисунок 2.7- Схема 3/2 (полуторная)

В схеме 3/2 каждое присоединение включено через два выключателя. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию – минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством схемы 3/2 является ее высокая надежность, так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. Так например, при КЗ на первой системе шин отключаются выключатели Q3, Q6, шины остаются без напряжения, но все присоединения сохраняются в работе. При одинаковом числе источников питания и линий работа всех цепей сохраняется даже при отключении обеих систем шин, при этом может лишь нарушиться параллельная работа на стороне повышенного напряжения, что не наблюдается у схемы четырехугольника. Схема так же позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.

Количество необходимых операций разъединителями в течении года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин минимальное.

Исходя из объяснений, НТП и типовой сетке схем коммутации РУ, принимаем схему 3/2, так она наиболее востребована для данного класса напряжения.

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов связи

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.

Выбор мощности блочного трансформатора производим с учетом мощности генератора установленного в блоке.

Мощность трансформаторов в блоках:

МВА.

Выбираем трансформатор ТДЦ-250000/110/ – 3 шт;

Выбор блочного автотрансформатора связи.

Выбор блочного автотрансформатора связи производим только для режима максимальных нагрузок и аварийного режима, так как отсутствует местная нагрузка.

Выбор АТС производим по перетокам мощности. Результаты расчета сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Расчет перетоков мощности

Параметры режима	Расчетные формулы	Нормальный режим	Аварийный режим
Переток мощности на ВН		173,24 МВт 85,71 МВ∙Ар	-311,76 МВт -193,29 МВ∙Ар
Переток мощности на СН		440 МВт 74,55 МВ∙Ар	-103,2 МВт 64 МВ∙Ар
Расчетные перетоки полной мощности		193,3 МВ∙А 446 МВ∙А	366,86 МВ∙А 121,43 МВ∙А

Выбираем автотрансформатор по наибольшему перетоку мощности. Наибольший переток в нормальном режиме через СН и составляет 446 МВА.

Коэффициент выгодности автотрансформатора:

(2.6)

(2.7)

МВА

Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-250000/500/110/-2шт.

Таблица 2.3 – Паспортные данные трансформаторов

Тип

S_ном,

МВ×А

U_{ном вн}

кВ

U_ном_c_н

кВ

U_{ном нн}

кВ

ΔР_хх

кВт

ΔР_кз

кВт

U_k

I_xx

ТДЦ – 250000/110

250

121

200

640

10,5

0,5

АТДЦТН – 250000/500/110/

250

500

200

690

вн-cн: 13

вн-нн: 33

сн-нн:18,5

0,4

2.5 Разработка системы собственных нужд

Под собственными нуждами электростанции понимается комплекс, в который входят: источники питания, механизмы для обслуживания или автоматизации работ основных агрегатов и вспомогательных устройств станции, приводимые двигатели этих механизмов, внутристанционная электросеть и распределительные устройства, а также отопление, освещение и бытовые нужды.

Собственные нужды – важный элемент электростанции. Повреждения в системе собственных нужд электростанций неоднократно приводили к нарушению работы основного оборудования, энергоблоков, электростанций в целом и развитию аварий в целом.

Механизмы собственных нужд КЭС можно разделить на несколько основных групп по выполняемым функциям и в соответствии с их местом в технологической схеме.

Основу тягодутьевой установки составляют дымососы и дутьевые вентиляторы. Большое количество насосов используется в системах водоснабжения и в разных участках технологического обеспечения основного оборудования и вспомогательных установок (система смазки турбины и генератора, маслосистема уплотнений вала турбогенераторов, система подачи дистиллята в обмотки генераторов с водяным охлаждением и т.п.).

2.5.1 Выбор напряжения внутреннего электроснабжения

Для питания высоковольтных электроприемников наиболее предпочтительным является величина напряжения 10 кВ. Применение данной величины напряжения по сравнению с напряжением 6 кВ уменьшает потери электроэнергии в сетях и дает значительную экономию цветного металла. В данных условиях применение величины напряжения 10 кВ затруднительно, так как отечественная промышленность выпускает далеко не весь спектр электродвигателей необходимой мощности и исполнения (вертикальное исполнение и т.д.). Поэтому за величину напряжения внутреннего электроснабжения электроприемников выше 1000 В принимаем 6 кВ.

Для питания низковольтной нагрузки принимаем напряжение 0,4 кВ.

2.5.2 Общие требования к схемам собственных нужд КЭС

Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд КЭС являются важнейшей частью главной схемы электрических соединений, от которой зависит работа блоков КЭС.

Общие требования к схемам собственных нужд КЭС:

- Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надежную работу отдельных блоков и электрической станции в целом;

- В схемах собственных нужд при любых режимах работы на станции не должно быть таких узлов, повреждение которых могло бы привести к отключению больше чем одного блока, то есть схема собственных нужд должна быть блочной, как и основная электрическая схема;

- Схема собственных нужд не должна препятствовать расширению КЭС и не должна требовать при расширении изменения ранее выполненной части схемы собственных нужд;

- Схема собственных нужд должна быть достаточно экономичной.

2.5.3 Разработка схемы питания СН КЭС

Нормальная работа электростанции возможна только при нормальной работе всех механизмов СН, что возможно лишь при их надёжном электроснабжении. Потребители СН относятся к потребителям 1 категории.

Схема собственных нужд КЭС, как и главная схема строится по блочному принципу. РУ каждого блока присоединяют через рабочие трансформаторы собственных нужд к ответвлению от генератора данного блока.

Схему питания выполняем по схеме с одной секционированной системой сборных шин (рисунок 2.8). Собственные нужды каждого блока питаются от двух и более секций с тем, чтобы при отказе (или ремонте) на одной из секций можно было сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50 – 60%). К секциям 10 кВ подключают электродвигатели мощностью 200 кВт и более. Резервирование питания секций осуществляется автоматически от спаренных резервных магистралей 10 кВ, получающих питание от резервных трансформаторов. Резервные магистрали в схеме секционируются выключателями через два и три блока и имеют выключатели на вводе резервных трансформаторов. Согласно действующим НТП число резервных трансформаторов в схеме с генераторными выключателями, принимается: два присоединенных к источнику питания резервных трансформатора, при числе блоков равных пяти. На каждый блок предусматривается две секции собственных нужд по 0,4 кВ.

Каждая секция 0,4 кВ имеет рабочее и резервное питание, последнее включается автоматически. Рабочее питание секций 0,4 кВ блока осуществляется от секций 10 кВ своего блока через трансформатор 10/0,4 кВ, резервное – от секций 10 кВ одного из других блоков.

Рисунок 2.8 – Схема собственных нужд КЭС

В данной схеме возможно выделение отдельных секций (не менее двух) для общестанционной нагрузки с питанием их от отдельных общестанционных трансформаторов с.н. или от одного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения, подключаемых к РУ повышенного напряжения.

На блочных электростанциях система резервирования питания секций 0,4 кВ должна обеспечивать запуск электродвигателей 0,4 кВ ответственных механизмов, а также питание средств пожаротушения и освещения в случае потери электроснабжения 10 кВ резервируемых блоков. На случай полной и длительной (более 30 минут) потери переменного тока на электростанции должно быть обеспечено надежное питание ответственных электродвигателей 0,4 кВ от автоматически включаемых резервных дизель – генераторов. Дизель – генераторная установка должна быть предусмотрена для каждого турбоагрегата или энергоблока. Для потребителей, не допускающих перерыва питания, должны предусматриваться агрегаты бесперебойного питания (АБП).

2.5.4 Выбор источников питания собственных нужд

Номинальную мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирают в соответствие с их расчётной нагрузкой. С учётом повышенных требований надёжности, предъявляемых к системе собственных нужд электростанций, перегрузка рабочих трансформаторов собственных нужд не допускается. Расчётная мощность трансформаторов определяется суммой всех электроприемников, которые присоединены к нему.

Суммарная расчётная нагрузка ТСН 10/6 кВ определяется по формуле:

, (2.8)

где - суммарная мощность электродвигателей 10 кВ;

- суммарная мощность трансформаторов собственных нужд 10/0,4 кВ.

Нагрузка трансформаторов собственных нужд отражена в таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4 – Нагрузка собственных нужд блоков 3х160 МВт

Механизм	Каталожная мощность, кВт	Кол-во, шт
Питательный электронасос	4000	2
Циркуляционный насос	510	6
Конденсатный насос турбины	300	6
Конденсатный насос бойлеров	80	3
Дутьевой вентилятор	650/370	2
Вентилятор рециркуляции газов	320	3
Масло насос	320	3

Таблица 2.5 – Нагрузка собственных нужд блоков 2х500 МВт

Механизм	Каталожная мощность, кВт	Кол-во, шт
Питательный электронасос	4000	2
Циркуляционный насос	510	4
Конденсатный насос турбины	1600	4
Конденсатный насос бойлеров	-	-
Дутьевой вентилятор	650/370	2
Вентилятор рециркуляции газов	320	2
Масло насос	320	3

Эпизодически работающие электроприемники (например, двигатели резервного возбудителя, насоса кислотной промывки) в не включают.

Общая нагрузка собственных нужд равная , распределена по пяти секциям.

Выбираем трансформаторы: ТДНС – 10000/35, ТРДНС – 25000/35, ТМС – 1000/10, ТМС – 2500/10.

Число резервных трансформаторов принимаем равным двум: один присоединенный и один готовый к замене (пускорезервный). При питании собственных нужд ответвлениями от блоков генератор – трансформатор мощностью 160 МВт и более, резервный трансформатор должен присоединятся к сборным шинам РУ повышенного напряжения (с номинальным пониженным напряжением), которое имеет связь по линиям среднего напряжения (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). Мощность резервного трансформатора принимается равной мощности рабочего трансформатора. Принимаем к установке трансформатор ТРДН – 25000/110.

Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 – Параметры выбранных трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	U_вн, кВ	U_нн, кВ	, кВт	, кВт
ТДНС – 10000/35	18	10,5	12	60	8	0,75
ТРДНС –25000/35	20	10,5	25	115	ВН-НН:10,5 НН₁-НН₂:30	0,65
ТМС – 1000/10	10,5	0,4	2,2	12,2	8	1,4
ТМС – 2500/10	10,5	0,4	3,85	23,5	6,5	1
ТРДН– 25000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65

Для электроснабжения собственных нужд 0,4 кВ принимаются трансформаторы с естественным воздушным охлаждением (сухие) со специфической областью применения (собственных нужд электростанций) при защищенном исполнении. В качестве резервных трансформаторов применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой, что позволяет секции работать раздельно и приводит к ограничению токов КЗ.

2.6 Расчет токов короткого замыкания

2.6.1 Составление схемы замещения

Для выбора аппаратов и проводников необходимо определить по схеме рабочие продолжительные токи, а также расчётные токи КЗ в отдельных присоединениях. Расчётные величины сопоставляют с соответствующими параметрами аппаратов и проводников, выбираемых по каталогам и справочникам.

Расчет токов КЗ производится по методу расчётных кривых для момента времени и .

Расчет производим по индивидуальному изменению, так как удаленность генераторов от места короткого замыкания различна.

Составление схемы замещения и выбор базисных условий.

Схема замещения составляется в соответствии с особенностями метода расчётных кривых, т.е.:

- ЭДС источников в схему не включаются;

- генераторы включаются в схему замещения своими сверхпереходными сопротивлениями ;

- ветви, по которым не протекает ток КЗ в схему не включаются.

Рассмотрим две точки короткого замыкания:

КЗ на шинах 110 кВ;
КЗ на выводе генератора Г1 18 кВ;
КЗ на шинах 500кВ;
КЗ на выводе генератора Г4 20 кВ;
КЗ на шинах собственных нужд 10 кВ.

Рисунок 2.9 – Расчетная схема КЭС

Составляем схему замещения ТЭЦ с указанием мест расположения расчетных точек КЗ.

Рисунок 2.10 – Схема замещения в общем вмде

2.6.2 Короткое замыкание на шинах 110 кВ

Определение параметров схемы замещения

Выбор базисных условий

кВ; МВА.

Базисный ток определим по формуле:

; (2.9)

где - базисная мощность

- базисное напряжение

кА;

базисное сопротивление определим по формуле:

; (2.10)

Ом.

Определение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов для точного приведения.

Коэффициент трансформации определим по формуле:

; (2.11)

где - напряжение верхней стороны;

- напряжение нижней стороны

; ; .

Определение приведенных сопротивлений схемы замещения

Система GS:

; (2.12)

где - номинальное напряжение системы

- мощность системы

- сопротивление системы в %

Автотрансформатор:

сопротивление высшей обмотки напряжения автотрансформатора:

; (2.13)

где - напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения

- напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения

- напряжение короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения

;

сопротивление средней обмотки напряжения автотрансформатора:

(2.14)

;

сопротивление низшей обмотки напряжения автотрансформатора:

(2.15)

;

Трансформаторы:

; (2.16)

где - напряжение короткого замыкания в %

- номинальная мощность трансформатора

Нагрузка:

; (2.17)

;

Генераторы:

; (2.18)

;

Рисунок 2.11 – Схема замещения в общем виде

Преобразование схемы замещения:

;

Рисунок 2.12 – Первый этап преобразования

;

Рисунок 2.13 - Второй этап преобразования

;

Рисунок 2.14 – Итоговая схема

Определение токов

Ток системы GS:

;

кА.

Ток нагрузки:

;

кА.

Определение расчетных сопротивлений

; (2.19)

где - суммарная мощность генераторов станции

- результирующее сопротивление схемы замещения

G_1-3: ;

G_4-5: ;

Токи и определяем по расчетным кривым.

Таблица 2.7 – Зависимость и от времени

, с	0	τ
	2.78	2.62
	0.6	0.51

Определение токов в именованных единицах

кА;

Произведем расчет ударных токов

(2.20)

где - периодическая составляющая тока к. з.

- ударный коэффициент

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 – Результаты расчетов токов в именованных единицах и ударных токов

, с	0
	7,5	7,06	20,84
	3,37	2,87	9,36
	5,52	5,52	12,57
++	16,39	15,45	42,77

Аналогичный расчет производим для всех остальных точек КЗ, результаты заносим в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 – Расчетные данные


		кА	кА	кА	кА	кА²-с
Шины 110 кВ	G1-G3	7,5	20,84	20,84	7,06	63,39
	G4-G5	3,37	9,36	9,36	2,87	12,79
	S	5,52	12,57	12,57	5,52	34,34
	К-1	16,39	42,77	42,77	15,45	110,52
Выводы Г1	G1	23,54	65,42	18,22	16,24	458,7
	G2-G3	29,34	65,72	22,71	26,7	711,91
	G4-G5	32,86	91,04	25,44	30,89	892,98
	S	22,92	52,03	17,74	22,92	434,44
	К-2	108,66	274,21	84,11	96,75	2498,03
Шины 500 кВ	G1-G2-G3-G4-G5	3,26	8,97	1,86	3,21	3,21
	S	2,86	6,45	2,52	2,86	2,86
	К-3	6,12	15,42	4,38	6,07	6,07
Выводы Г4	G4	27,6	76,46	21,21	25,42	629,98
	G1-G2-G3	21,32	59,1	16,39	15,4	375,9
	G5	30,75	85,2	23,63	28,6	781,98
	S	30,4	68,5	23,37	30,4	764,28
	К-4	110,07	289,26	84,33	99,82	2552,14
Шина РУСН	G1	20,69	57,32	15,9	16,6	354
10 кВ	G2-G3	41,4	114,7	31,82	33,12	1417,44
	G4-G5	29,14	80,74	22,39	24,6	702,24
	S	7,1	16,12	5,46	7,1	41,69
	Д	2,088	4,872	0,326	1,96	92,105
	К-5	100,42	273,75	75,89	83,38	2607,48

2.7 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

2.7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ - 687 - 94. Выбор и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям:

Выбор и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям :

− по напряжению установки;	U_ном³U_уст
− по длительному току;	I_ном ³I_max
− на симметричный ток отключения;	I_{отк.ном.}³I_п_t
− на отключение апериодической составляющей тока к.з.	i_а.ном_.³i_а_t
− отключающая способность по полному току; b_н % − нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключенном токе;	³ ³
− на электродинамическую стойкость;	I_дин³I_по
− на электродинамическую стойкость;	i_дин ³i_у
− на термическую стойкость.	I_терм²×t_терм³B_к

Выбор и проверка разъединителей производится по следующим условиям:

- по напряжению установки;
- по длительному току;
- на электродинамическую стойкость;
- на термическую стойкость.

Сравнение расчетных и каталожных данных выключателей и разъединителей удобно производить в табличной форме.

Таблица 2.10 - Выбор и проверка выключателя и разъединителя на 110 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВГТ-110II	Данные разъединителя РГН 110/2000 УХЛ1

А
=7,05 кА		-
=7,55 кА		-
кА		-
=5,52 кА		-
=12,57 кА

Таблица 2.11 - Выбор и проверка выключателя и разъединителя на 18 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВВГ-20-160/11200 ТСЗ	Данные разъединителя РВРЗ-1-20/6300 УЗ

А
=16,3 кА		-
=18,22 кА		-
=23,5 кА		-
кА		-
=65,42 кА

Таблица 2.12 - Выбор и проверка выключателя и разъединителя на 500 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВГУ-500Б-40/3150 У1,ХЛ1	Данные разъединителя РНДЗ-1-500/3200 ХЛ

А
=0,86 кА		-
=4,18 кА		-
=1,89 кА		-
кА		-
=11,65 кА

Таблица 2.13 - Выбор и проверка выключателя и разъединителя на 20 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВВГ-20-160/11200 ТСЗ	Данные разъединителя РВРЗ-1-20/6300 УЗ

А
=25,42 кА		-
=21,21 кА		-
=27,6 кА		-
кА		-
=76,46 кА

Так как генераторы имеют выключатели, то со стороны ТСН 18 кВ и 20 кВ выбор выключателей не предусматривается. Следовательно, принимаем те же выключатели и разъединители выбранные выше.

Выбор выключателя и разъединителя в цепи собственных нужд потребителей 10 кВ подразумевает выбор шиносоединительного и выключателя установленного в цепи трансформатора с.н. 10 кВ.

Таблица 2.14 – Выбор выключателя и разъединителя в цепи с.н. потребителей 10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
Расчётные данные	Выключатель BB/TEL-10-12,5/1000 У2	Разъединитель РВРЗ-1-10/2000 УЗ


		–
		–
		–

На напряжение 0,4 кВ выбираем автоматический выключатель серии «Электрон» ЭО25С.

Таблица 2.15 – Выбор автоматического выключателя в цепи с.н. 0,4 кВ

Расчетные

данные

Каталожные данные автоматического выключателя

ЭО25С

Выбранные типы выключателей и разъединителей на данные уровни напряжения, удовлетворяют условию проверки на термическую и электродинамическую стойкость.

Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов

2.7.2.1 Выбор и проверка токоведущих частей

На напряжение 110 кВ.

На ОРУ напряжением 110 кВ сборные шины выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, .

(2.21)

;

Принимаем гибкий провод АС-600/72; I_доп=1050 А;

Проверка по допустимому току:

I_max=986.7 А < I_доп=1050 А.

Проверку на схлестывание не производим т.к. I_по⁽³⁾= 7,5 кА < 20 кА.

Проверка на термическое действие токов КЗ не производится, т.к. шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка на корону не производится, т.к. было установлено, что при напряжении установки 110 кВ и сечении проводов более 70 мм² провода не коронируют.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до сборных шин выполняется гибкими токопроводами.

Их сечение выбирается по экономической плотности тока:

q_э=I_норм/ j_эк = 986,7/1=986,7 мм².

Принимаем провод АС-1000/72

Проверка по допустимому току:

I_max=986.7 А < I_доп=1180 А.

Проверка на термическое действие токов КЗ не производим, т.к. применены голые провода на открытом воздухе.

Проверка на корону не производится, т.к. провод имеет сечение больше 70 мм².

На напряжение 500 кВ.

На ОРУ напряжением 500 кВ сборные шины выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, .

;

Принимаем гибкий провод АС-400/93; I_доп=830 А;

Проверка по допустимому току:

I_max=679,76 А < I_доп=830 А.

Проверку на схлестывание не производим т.к. I_по⁽³⁾= 7,5 кА < 20 кА.

Проверка на корону не производится, т.к. было установлено, что при напряжении установки 500 кВ и сечении проводов более 70 мм² провода не коронируют.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до сборных шин выполняется гибкими токопроводами.

Их сечение выбирается по экономической плотности тока:

q_э=I_норм/ j_эк = 679,76/1=679,76 мм².

Принимаем провод АС-700/86

Проверка по допустимому току:

I_max=679,76 А < I_доп=1180 А.

Проверка на термическое действие токов КЗ не производим, т.к. применены голые провода на открытом воздухе.

Проверка на корону не производится, т.к. провод имеет сечение больше 70 мм².

На напряжение 18 кВ и 20 кВ.

На электрических станциях для соединения генераторов 60 МВт и более с повышающими трансформаторами рекомендуется применять, несмотря на высокую стоимость, комплектные пофазно-экранированные токопроводы.

Токопроводы изготовляются закрытыми цельносварными, по всей трассе, в пофазном исполнении, что исключает возможность междуфазных коротких замыканий, от попадания на шины посторонних предметов.

Токопроводы электродинамически устойчивы, внешнее магнитное поле токопровода скомпенсировано. На шинах и кожухах - экранах обеспечена компенсация линейных изменений, вызываемых температурными перепадами.

Опорные изоляторы КТЭ устойчивы к выпадению росы и инея. При необходимости узлы крепления обеспечивают возможность легкой замены изолятора без разборки экранов.

В полости экранов токопроводов исключено искрение. Между шинами и верхними изоляторами, а при вертикальной прокладке - на всех изоляторах предусмотрена установка специальных стержневых пружинных контактов. Конструкцией токопроводов предусмотрены меры, обеспечивающие возможность удаления из полости экранов водорода при возможных его утечках через неплотности в узлах крепления выводов генератора.

Для проектируемой станции предварительно выбирается комплектный пофазно-экранированный токопровод с компенсированным внешним электромагнитным полем:

- для генератора 160 МВт и 500 МВт - серии ТЭКН – 20 – 20000 – 560, на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 20000 А, электродинамическая стойкость 560 кА;

На генераторном напряжении 18 кВ и 20 кВ токоведущие части от выводов генератора до повышающего трансформатора выполняются пофазно-экранированным токопроводом типа ТЭКН – 20 – 20000 – 560. Выбор и проверка данного токопровода сведен в таблицу 16 и 17.

Таблица 2.16 – Расчетные и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Данные токопровода ТЭКН – 20 – 20000 – 560

Таблица 2.17 – Расчетные и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Данные токопровода ТЭКН – 20 – 20000 – 560

Комплектация токопровода ТЭКН – 20 – 20000 – 560 на 18 кВ:

Трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-20УЗ;
Встроенный трансформатор тока типа ТШ-20-8000/5;
Тип опорного изолятора ИОСК-20-300-01 УХЛ,Т1.

Комплектация токопровода ТЭКН – 20 – 20000 – 560 на 20 кВ:

1) Трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-20УЗ;

2) Встроенный трансформатор тока типа ТШВ-24-20000/5;

3) Тип опорного изолятора ИОСК-20-300-01 УХЛ,Т1.

Для соединения оборудования в распределительном устройстве собственных нужд 10 кВ 0,4 кВ используются кабели. Предварительно выбираем трехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией ААШв (кабель с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке в шланге из поливинилхлоридного пластика) на напряжение 10 кВ.

Сечение кабеля выбираем по экономической плотности тока :

(2.22)

где - экономическая плотность тока (), .

n – число жил в кабеле.

Полученное расчетное сечение кабеля округляется до стандартного. Выбирается трехжильный кабель ААШв – 10–6×800(кабель с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке в шланге из поливинилхлоридного пластика на напряжение 10 кВ, четырехжильный сечением 800 мм²).

Предварительно выбираем трехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией ААШв (кабель с алюминиевой жилой в алюминиевой оболочке в шланге из поливинилхлоридного пластика) на напряжение 0,4 кВ.

Полученное расчетное сечение кабеля округляется до стандартного. Выбирается четырехжильный кабель ААШв – 0,4 – 10×120.

Параметры выбранных кабелей сведены в таблицу 2.18.

Таблица 2.18 – Параметры кабелей

Марка кабеля

Номинальное напряжение

Сечение токопроводящей жилы,

Допустимый длительный ток,

ААШв-10-6×800

800

425

ААШв-0,4-10×120

0,4

120

240

Выбранные кабели проверим на термическую стойкость.

Минимальное сечение по термической стойкости :

(2.23)

где ;

n – число жил в кабеле.

Проверка условия:

, (2.24)

Условие выполняется.

Минимальное сечение по термической стойкости :

Проверка условия:

Условие выполняется.

2.7.2.2 Выбор и проверка сборных шин собственных нужд

Соединение в РУ собственных нужд выполняем жесткими алюминиевыми шинами.

Сечение шин принимается по наибольшему току самого мощного рабочего трансформатора с.н.

Наибольший ток трансформатора ТДНС – 10000/35 , А:

(2.25)

где - номинальная мощность трансформатора, ;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Наибольший ток трансформатора ТРДНС – 25000/35 , А:

Для дальнейшего расчета будем использовать наибольший ток =722,54 А.

Выбираем алюминиевые двухполосные шины прямоугольного сечения 120 мм² маркой АД31Т (Шины прессованные из алюминиевого сплава, закаленные и естественно состаренные) для напряжения 10 кВ.

Наибольший ток трансформатора ТМС – 1000/10 , А:

(2.26)

Наибольший ток трансформатора ТМС – 2500/10 , А:

Для дальнейшего расчета будем использовать наибольший ток =72,25 А.

Выбираем алюминиевые однополосные шины сечением 45 мм² .

Таблица 2.19 – Параметры шин собственных нужд

Напряжение

на шинах,

U, кВ

Тип шин

Сечение

S, мм²

Ширина

b,мм

Высота

h, мм

Допустимый ток

I, А

Алюминиевые

двухполосные

120

740

0,4

Алюминиевые

однополосные

165

Проверка шин с.н. на термическую стойкость

Температура шин до короткого замыкания J_н, :

J_н=J₀+(J_доп.дл- J_{0 ном})(I_max/I_доп)², (2.27)

где J₀ - температура окружающей среды, ;

J_доп.дл - длительно допустимая температура проводника, .

I_доп- длительный допустимый ток для выбранных шин, А.

По справочной литературе определяем:

- f_н=70 °С - показатель характеризующий состояние проводника к моменту начала короткого замыкания;

- k=1,054 - коэффициент учитывающего удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника.

(2.28)

По справочной литературе, для f_к=82,55 °С температура шин после короткого замыкания J_к=90 °С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин J_доп=200 °С .

Проверка шин 0,4 кВ с.н.

Температура шин до короткого замыкания J_н, :

J_н=J₀+(J_доп.дл- J_{0 ном})(I_max/I_доп)², (2.29)

- f_н=35 °С - показатель характеризующий состояние проводника к моменту начала короткого замыкания;

- k=1,054 - коэффициент учитывающего удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника.

(2.30)

Для f_к=38,13 °С температура шин после короткого замыкания J_к=45 °С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин J_доп=200 °С.

Следовательно, выбранные шины проходят по условию термической стойкости.

Проверка шин на электродинамическую стойкость

Проверка шин 10 кВ с.н.

Так как шины двухполосные, то необходимо выбрать пролет между прокладками таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ, не вызывали соприкосновения полос.

Пролет между прокладками :

(2.31)

где Е – модуль упругости материала шин (), Па;

- масса полосы на единицу длины, кг/м.

Сила взаимодействия между полосами в пакете :

(2.32)

где - коэффициент формы ( определяется ).

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос :

(2.33)

где - момент сопротивления одной полосы, .

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз :

(2.34)

где - момент сопротивления пакета шин, .

По справочной литературе допустимое напряжение .

Проверка условия:

(2.35)

Условие выполняется.

Проверка шин 0,4 кВ с.н.

Наибольшее удельное усилие :

(2.36)

Расчетное напряжение в материале шины :

Проверка условия:

Условие выполняется.

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки на электродинамическую стойкость.

2.7.2.3 Выбор и проверка изоляторов

Выбор изоляторов на напряжение 110 кВ.

В ОРУ 110 кВ принимаем к установке подвесные полимерные изоляторы типа ЛК-150/10-ИУ4.

Предварительно выбираем опорный изолятор ОСК-3-110-Б4.

U_ном=110 кВ;

F_разр=3000 Н;

Н_из=1100 мм.

Проверка опорного изолятора:

(2.37)

Н;

(2.38)

(2.39)

3000 Н ≥135,24 Н

Данный тип изолятора удовлетворяет условию проверки на механическую прочность. Выбираем окончательно опорный изолятор ОСК-3-110-Б4.

Выбор изоляторов на напряжение 18 кВ и 20 кВ.

Предварительно выбираем опорный изолятор ИОСК-20-300-01 УХЛ,Т1.

U_ном=20 кВ;

F_разр=3000 Н;

Н_из=315 мм.

Проверка опорного изолятора:

Н;

1800 Н ≥ 218,96 Н

Данный тип изолятора удовлетворяет условию проверки на механическую прочность. Выбираем окончательно опорный изолятор ИОСК-20-300-01 УХЛ,Т1.

Выбор изоляторов на напряжение 500 кВ.

Для крепления проводов в ОРУ и отходящих линий применяем подвесной изолятор марки ЛК-300/500.

Так как на данный класс напряжения в справочной литературе нет опорных изоляторов, то поэтому собираем вертикальные колонки из изоляторов меньшего класса напряжения. Для обеспечения необходимой механической прочности используем вертикальные сдвоенные колонки.

Предварительно выбираем колонку из опорных изоляторов для работы на открытом воздухе 5ХИОС-110-600-01 УХЛ,Т1.

U_ном=500 кВ;

F_разр=6000 Н;

Н_{колонки} _из=550 мм.

Проверка опорного изолятора:

Н;

3600 Н ≥ 46,56 Н.

Данный тип изолятора удовлетворяет условию проверки на механическую прочность. Выбираем окончательно опорный изолятор колонку из опорных изоляторов для работы на открытом воздухе 5ХИОС-110-600-01 УХЛ,Т1.

Выбор и проверка изоляторов на шинах собственных нужд

Выбирается опорный изолятор типа ИОР-10-16 УХЛ3

U_ном=10 кВ;

F_разр=16 кН;

Н_{колонки} _из=130 мм.

Проверка опорного изолятора:

Условие выполняется.

На напряжение 0,4 кВ выбираем опорный изолятор типа ИО-6-3,75 II У3, параметры которого приведены в таблице 6.

U_ном=0,4 кВ;

F_разр=3,75 кН;

Н_{колонки} _из=100 мм.

Проверка опорного изолятора:

Условие выполняется.

Определение состава измерительных приборов

Таблица 2.20 – Состав измерительных приборов

№	Цепь	Место установки		Перечень приборов
1	Турбогенератор	Статор		Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр.
		Ротор		Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр.
2	Трансформатор связи с ОРУ 110 кВ и автотрансформатор связи 110кВ-500 кВ	Двухобмоточный и автотрансформа-тор	ВН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
			СН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
			НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
3	Трансформатор собственных нужд	На одну секцию		Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
4	Линии 110 кВ	–		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях
5	Линии 500 кВ	–			Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ, датчики активной и реактивной мощности.
6	Шины 10 кВ собственных нужд	–		Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
7	Сборные шины высокого напряжения 110кВ-500кВ	На каждой секции или системе шин		Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроскоп, осциллограф.
8	Шиносоединительный и секционный выключатель	–		Амперметр

2.7.4 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

2.7.4.1 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока на 110 кВ.

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТВ 110.

Вторичная нагрузка, с указанием перечня приборов, присоединяемых к выводам вторичной, обмотки трансформатора тока приведена в таблице 2.21.

Таблица 2.21- Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
Приборы	Тип	А	В	С
Амперметр показывающий	Э-350	0.5	0.5	0.5
Ваттметр показывающий	Д-335	0.5	-	0.5
Варметр показывающий	Д-335	0.5	-	0.5
Расчетный счетчик	Евро-альфа	2.5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-393	10	-	10
Ваттметр регистрирующий	Н-395	-	10	-
Итого:		14	0.5	14

Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока приведены в таблице 2.22.

Таблица 2.22 - Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
U_уст=110 кВ	U_ном=110 кВ
I_max=1313,72 А	I_ном=1500 А
i_у=12,57 кА	i_дин=158 кА
Класс точности 0,5S	Класс точности 0,5S
S₂=14 ВА	S_2н=30 ВА
В_к=63.39 кА²с	I²_тер∙t_тер =68²∙3=13872 кА²с

, (2.40)

где:

Ом - номинальное сопротивление в данном классе точности.

Определяем сопротивление проводов:

, (2.41)

Ом;

Длина соединительных проводов с алюминиевыми жилами (r=0.0283) принимается равной:

м,

тогда, сечение соединительных проводов:

, (2.42)

мм²

Принимаем кабель АКВРГ с жилами 4 мм² , тогда определим как:

, (2.43)

Ом

Тогда вторичная нагрузка определится как:

, (2.44)

Ом

- трансформатор тока принимается к установке.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока на 18 кВ и 20 кВ.

На напряжение 18 кВ принимаем к установке ТТ ТШ-20-8000/5.

Таблица 2.23- Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
Приборы	Тип	А	В	С
Амперметр показывающий	Э-350	0.5	0.5	0.5
Ваттметр показывающий	Д-335	0.5	-	0.5
Варметр показывающий	Д-335	0.5	-	0.5
Расчетный счетчик	Евро-альфа	2.5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-393	10	-	10
Ваттметр регистрирующий	Н-395	-	10	-
Итого:		14	0.5	14

Таблица 2.24 - Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
U_уст=18 кВ	U_ном=18 кВ
I_max=6030 А	I_ном=8000 А
i_у=65,42 кА	i_дин=300 кА
Класс точности 0,5S	Класс точности 0,5S
S₂=9 ВА	S_2н=30 ВА
В_к=458,27 кА²с	I²_тер∙t_тер =160²∙3=768000 кА²с

Определяем сопротивление проводов:

Задаемся длинной соединительных проводов, с медными жилами () равной 40 м.

Тогда сечение соединительных поводов:

, (2.45)

т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду

По условию прочности, для медных жил, сечение не должно быть меньше 2.5 мм². Принимаем кабель типа КВВГ - 4×2.5 сечением 2.5 мм². Производим пересчет :

Вторичная нагрузка определится как:

Т. к. , то нет необходимости в установке дополнительного трансформатора тока.

На напряжение 20 кВ принимаем к установке ТТ ТШВ-24-20000/5. Результаты выбора сведем в таблицу 2.25.

Таблица 2.25 - Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
U_уст=20 кВ	U_ном=20 кВ
I_max=17000 А	I_ном=24000 А
i_у=85,2 кА	i_дин=300 кА
Класс точности 0,5S	Класс точности 0,5S
S₂=9 ВА	S_2н=30 ВА
В_к=781,98 кА²с	I²_тер∙t_тер =160²∙3=768000 кА²с

Проверка по вторичной нагрузке не требуется, т.к. она выглядит точно так же как проверка по вторичной нагрузке трансформатора тока ТШ-20-8000/5. Следовательно, нет необходимости в установке дополнительного трансформатора тока.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока на 500 кВ.

Таблица 2.26 - Вторичная нагрузка, с указанием перечня приборов

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
Приборы	Тип	А	В	С
Амперметр показывающий	Э-379	0.5	0.5	0.5
Амперметр регистрирующий	Э-379	0.5	0.5	0.5
Ваттметр показывающий	Д-335	0.5	-	0.5
Варметр регистрирующий	Д-335	0.5	-	0.5
Итого:		2.0	1.0	2.0

Первоначально принимаем к установке ТТ типа ТФМЗ–500Б–I, с фарфоровой изоляцией, обмотками звеньевого типа, маслонаполненный.

Данные по выбору и проверке трансформатора тока сведены в таблицу 2.27.

Таблица 2.27 - Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Данные трансформатора тока ТФМЗ – 500Б – I



Класс точности 0.5	Класс точности 0.5

Определяем сопротивление проводов:

Задаемся длинной соединительных проводов, с алюминиевыми жилами () равной 100 м.

Тогда сечение соединительных поводов:

т. к. трансформаторы тока включены в полную звезду

Вторичная нагрузка определится как:

Т.к.,то нет необходимости в установке дополнительного трансформатора тока.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока с.н. 10 кВ.

Таблица 2.28 – Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
Приборы	Тип	А	В	С
Амперметр	Э-379	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	Евро-альфа	2,5	-	2,5
Итого		6,5	0,5	6,5

Принимается к установке трансформатор тока типа ТЛ10-II У3.

Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока приведены в таблице 29.

Таблица 2.29 – Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока ТЛ10-II У3

Расчетные данные	Каталожные данные
U_уст=10 кВ	U_ном=10 кВ
I_max=722,54 А	I_ном=1500 А
i_у=114,7 кА	i_дин=128 кА
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
S₂=6,5 ВА	S_2н=I_2н²×r=5²×0,8=20 ВА
В_к=374,399 кА²с	I²_тер· t_тер =40²·3=4800 кА²с

Сопротивление проводов Z_пров, Ом:

Принимается кабель АКВРГ с жилами 10 мм² .

Сопротивление приборов Z_пр, Ом :

Z_пр==0,283 Ом

Z₂=Z_пр+R_приб.+R_к=0,283+0,26+0,1 = 0,643 Ом.

Z₂<Z_{2 ном},

0,643<0,8 Ом.

Трансформатор тока принимается к установке.

2.7.4.2 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ

Вторичная нагрузка ТН сборных шин 110 кВ приведена в таблице 2.30.

Таблица 2.30- Вторичная нагрузка ТН

Прибор	Тип	S одной обмотки, В·А	Число обмоток			Число приборов
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1.5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-335	1.5	2	1	0	1	3	-
Счетчик энергии	Евро-альфа	12	2	0.38	0.925	1	4	9.7
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистрирующий.	Н-344	10	1	1	0	1	10	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Частотомер регистр.	Н-397	8	1	1	0	1	7	-
Фиксатор импульсного действия	ФИП	4	1	1	0	1	3	-
ИТОГО:							61	9.7

Предварительно выбираем трансформатор напряжения НАМИ – 110 (,).

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения:

, (2.46)

Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ – 110 удовлетворяет условиям выбора: напряжению и вторичной нагрузке . Параметры трансформатора приведены в таблице 2.31.

Таблица 2.31 - Параметры трансформатора приведены

Тип

трансформатора

НАМИ - 110

110

100

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением жил 2.5 мм² по условию механической прочности.

Выбор трансформаторов напряжения на 500 кВ

Вторичная нагрузка ТН сборных шин 500 кВ аналогична вторичной нагрузке на 110 кВ, и приведена в таблице 22.

Предварительно выбираем трансформатор напряжения ЗНОГ–500-83УЗ (,).

Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОГ–500-83УЗ, удовлетворяет условиям выбора: напряжению и вторичной нагрузке . Параметры трансформатора приведены в таблице 2.32.

Таблица 2.32 - Параметры трансформатора приведены

Тип

трансформатора

ЗНОГ – 500-3УЗ

500

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением жил 4 мм² по условию механической прочности.

Выбор трансформаторов напряжения на 18 кВ и 20 кВ.

Вторичная нагрузка ТН на напряжение 18 кВ и 20 кВ аналогична вторичной нагрузке на 110 кВ, и приведена в таблице 22.

Предварительно выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.06–20УЗ (,).

Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06–20УЗ, удовлетворяет условиям выбора: напряжению , и вторичной нагрузке . Параметры трансформатора приведены в таблице 33.

Таблица 2.33 - Параметры трансформатора приведены

Тип

трансформатора

ЗНОЛ.06 – 20УЗ

100

Для соединения используем токопровод ТЭКН-Е-20-20000-560.

Рисунок 2.15- Схема подключения измерительных приборов

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения сборных шин 10 кВ приведена в таблице 2.34.

Таблица 2.34 – Перечень приборов подключаемых к трансформатору напряжения

Прибор	Тип	Р_потр, Вт	Q_потр, ВА
Ваттметр	Д-365	1,5	0
Варметр	Д-365	2,5	0
Счетчик активной мощности со стопором	Евро-альфа	21,0	17,5
Вольтметр	Э-335	2	0
Частотомер	Ф-5034	1,5	0
Итого		57,1	45,7

Полная нагрузка трансформатора напряжения :

= =73,2 ВА.

Согласно номинального напряжения 10 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения НОЛ.08-10УХЛ3 ( U_ном=10 кВ , S_{2 ном}=75 ВА ).

Рисунок 2.16 – Схема соединения обмоток ТН

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимается контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности [1].

Номинальное напряжение обмоток:

U_в=10000/, В; U₂=100/, В; U_{2 доп}=100, В.

Таблица 2.35 – Сравнение расчетных и каталожных данных ТН

Расчетные данные	Каталожные данные ТН
U_уст=10 кВ	U_ном=10 кВ
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
S_2нагр=73,2 ВА	S_2ном=75 ВА

2.7.5 Выбор и проверка ОПН и заземляющих устройств

Установка ОПН и заземляющих ножей предусматривается на шинах 110кВ.

Выбираются следующие ОПН:

Для ОРУ 110 кВ – марки ОПН-110 У1;

Для ОРУ 500 кВ – марки ОПН-500 У1.

Предварительно принимается нож типа ЗОН-110БМ-II У1

U_н =110 кВ;

I_н=1500 А;

i_уд.н =80000 А.

Проверка заземляющих ножей.

По номинальному напряжению:

По номинальному току:

На динамическую стойкость:

;

На термическую стойкость:

2.7.6 Выбор высокочастотного заградителя

Установка высокочастотного заградителя предусматривается на всех отходящих линиях ОРУ 110 кВ и 500 кВ.

Выбирается высокочастотный заградитель марки ВЗ – 630 – 0,5 У1 с номинальным напряжением – 35 – 500 кВ, током – 630А.

2.7.7 Выбор аппаратов нейтрали трансформатора

В установках 110 кВ в нейтрали блочного трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали. Выбирается заземляющий нож типа ЗОН-110М-1У1, с номинальным напряжением - 110 кВ, током - 400А, тип привода ПРН-11У1. Кроме заземлителя нейтрали устанавливаются ОПН, предназначенные для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

У автотрансформаторов установка заземляющего ножа не предусматривается, т.к. его обмотка глухо-заземлена.

2.7.8 Выбор источника оперативного тока

В качестве источника оперативного тока на проектируемой ТЭЦ используется установка постоянного тока, с аккумуляторными батареями (АБ), для питания цепей управления, автоматики, аварийного освещения, а также механизмов собственных нужд станции. АБ выбирают по необходимой емкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Выбор аккумуляторных батарей.

Потребителями АБ являются:

- постоянно включенная нагрузка - аппаратуры устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, а так же постоянно включенная часть аварийного освещения;

- временная нагрузка, которая возникает при исчезновении переменного тока во время аварийного режима;

- кратковременная нагрузка длительностью не более 5 с, которая создается токами включения и отключения приводов выключателей.

Так как в нормальном режиме АБ работает в режиме постоянного подзаряда, то расчетной нагрузкой для нее, является аварийная ситуация, когда батарея несет на себе всю аварийную нагрузку.

Длительность аварийного режима на КЭС t_ав=0,5 часа. Аккумуляторная батарея должна обеспечивать аварийную нагрузку в течение расчетного времени при условии, что в конце этого периода имеет место совпадение установившейся аварийной нагрузки с толчковой.

Каждая АБ имеет свое подзарядное устройство, для заряда предусматривается один общестанционный зарядный агрегат (асинхронный двигатель - генератор постоянного тока) или зарядное выпрямительное устройство.

Подсчет нагрузки на АБ сведен в таблицу 2.36.

Таблица 2.36 – Расчетная нагрузка на аккумуляторную батарею

Вид потре-бителя	Кол-во электроприем-ников	Параметры эл. приемников				Расчетные нагрузки, А
Вид потре-бителя	Кол-во электроприем-ников	Ном. Мощно-сть, кВт	Ном. ток, А	Рас- чет- -ный ток длит. Режи-ма, А	Пус- ко- вой ток, А	Ава- рий- ный режим до 30 мин	Тол- чок тока в начале аварий-ного режи- ма	Наибольший толчко- вый ток (в конце разряда)
Посто-янная нагруз-ка	-	-	-	20	-	20	20	20
Аварий-ное освеще-ние	-	-	-	160	-	160	-	160
Приво- ды выклю- чателей	2	-	58	-	-	-	116	-
Связь	1	7,2	38	30	100	30	100	30
Эл д/т аварий-ного масло-насоса генера-тора	1	8	43,5	40	130	160	-	160
Эл д/т аварий-ного масло-насоса смазки подшипников турби-ны	2	14	73,5	73	184	292	-	292
Итого	-	-	-	-	-	662	236	662

Т.к. мощность ЭС больше 200 МВт, следовательно принимается две АКБ. Батарея будет работать в режиме постоянного подзаряда в схеме с элементным коммутатором. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25^оС.

Число основных элементов в батарее :

(2.47)

где n_о — число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах, В;

U_пз - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В), В.

В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется элементов:

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В) присоединяется n элементов:

К элементному коммутатору присоединяется n_к элементов:

n_к = n – n_min= 126 – 85 = 41.

Типовой номер батареи N:

N , (2.48)

где I_ав– нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А;

К_зап – коэффициент запаса, К_зап = 1,05;

j – допустимая нагрузка аварийного разряда, приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита.

Выбранный аккумулятор СК-28 проверяется по току аварийного кратковременного разряда:

К_пер×N > I_ав,кр, (2.48)

где К_пер – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку, К_пер = 46;

46×28 = 1288 > 662

Окончательно принимается СК-28.

Проверяем отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе :

Определяем напряжение на АКБ равным 90%. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равной 5%, то напряжение на приводах будет 85%. По таблице допустимое отклонение напряжения на электромагнитах включения составляет 80 – 110 %, таким образом, принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Согласно ГОСТ 825 – 73 ток подзаряда I_пзу должен быть 0,03×N, но, учитывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимают равным 0,15×N, тогда:

I_пзу > 0,15×N + I_пост = 0,15×28 + 20 = 24,2 А,

где I_пост – ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства:

2,2×n_о = 2,2 × 107 = 235,4 В.

Выбирается подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 380-260 В и ток 40-80 А.(выпрямительный агрегат с твердыми выпрямителями).

Добавочные элементы в нормальном режиме нагрузку не несут. Поэтому расчетный ток их ПЗУ равен только току подзаряда.

Подзаряд добавочных элементов:

I_{пзу,доб} = 0,05×N = 0,05×28 = 1,4 А.

Напряжение:

U_{пзу,доб} = 2,2× (n – n₀), (2.49)

U_пзу = 2,2 ×(126 - 107) = 41,8 В.

Выбирается автоматическое подзарядное устройство типа АРН-3, которое поставляется комплектно с панелью автоматического регулирования напряжения типа ПЭХ-9045-00А2.

Расчетный ток зарядного устройства

I_зу = 5N + I_п = 5 × 28 + 20 =160 А,

Расчетное напряжение (в конце заряда)

U_зу = U_з×n, (2.50)

где U_з=2,75-напряжение на элементе в конце заряда

U_зу = 2,75∙126=346,5 В.

Выбираем зарядный агрегат, состоящий из генератора постоянного тока П-91: Р_ном = 48 кВт; U_ном = 270/360 В; I_ном = 1589 А и асинхронного двигателя типа А2-82-4: Р_ном = 55 кВт.

3 Релейная защита энергоблока генератор – трансформатор

3.1 Общие сведения

Cогласно ПУЭ для блоков генератор-трансформатор с генераторами мощностью более 10 МВТ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- Внешних кз;

- Понижения уровня масла в баке трансформатора.

- Замыканий между витками в обмотках трансформатора;

- Замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;

- Многофазных замыканий в обмотке статора и на его выводах;

- Многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;

- Симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;

- Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора.

- Однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на его выводах, присоединённых к сети с большими токами замыкания на землю;

- Перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами мощностью более 30 МВТ);

- Перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для ТГ с непосредственным охлаждением проводников обмоток);

- Повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока в режиме х.х. (для блоков с турбогенераторами мощностью 160 МВТ и более);

- Замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения (для ТГ с водяным охлаждением ротора) ;

В качестве защит блока генератор-трансформатор мощностью 160 МВт принимаем к установке комплекс микропроцессорных защит блока генератор-трансформатор состоящий из шкафа типа ШЭ1113 (рисунок1). Шкаф защит блока генератор-трансформатор выполнен на цифровой основе, реализован на микропроцессорном принципе и выполняет функции:

1- Продольной дифференциальной защиты генератора;

2- Поперечной дифференциальной защиты генератора;

3- Защиты от замыкания на землю в обмотке статора;

4- Токовую защиту обратной последовательности генератора;

5- Резервной дистанционной защиты;

6- Защиты от потери возбуждения;

7- Сигнализация симметричной нагрузки;

8- Защиты от перегрузки в обмотке ротора;

9- Защиты от замыканий на землю в цепи возбуждения;

10- Реле тока УРОВ генератора;

11- Устройство контроля исправности цепей напряжения переменного тока генератора (КИНг);

12- Дифференциальной защиты блочного трансформатора;

13- Токовую защиту нулевой последовательности;

14- Резервную защиту нулевой последовательности от КЗ на землю;

15- Реле тока обдува трансформатора;

16- Газовая защита трансформатора;

17- Резервную защиту нулевой последовательности на стороне 110 кВ;

18- Направленная токовая защита обратной последовательности.

Рисунок 3.1 – Принципиальная схема защиты ШЭ 1113

Таблица 3.1 – Параметры генератора

Тип

Р,

МВт

U_ном,

кВ

I_ном,

I_max А

cos j

x¢¢_d

кА

ТВВ-160 2ЕУ3

160

5670

6043

0,85

21,3

98,5

23,54

20,51

65,42

В цепи генератора установлен ТТ ТШ-20 (U_ном=18 кВ, I_1Н=8000 А, I_2Н=5 А, n_T=1600).

Таблица 3.2 – параметры трансформатора ТДЦ 250000/110


250	121	18	10,5	640	0,5

3.2 Расчет уставок защит блока генератор - трансформатор

3.6.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора

Предназначена для защиты от внутренних многофазных КЗ.

, (3.1)

, (3.2)

где - коэффициент однотипности;

- коэффициент, учитывающий апериодическую составляющею тока КЗ:

- полная погрешность ТА.

, (3.3)

где - коэффициент запаса.

А.

3.6.2.2 Поперечная дифференциальная защита генератора

Предназначена для защиты от витковых замыканий в обмотке статора.

А, (3.4)

;

ближайший стандартный .

А. (3.5)

где: К_I_ном- коэффициент трансформации ТА из условий термической и динамической стойкости при витковых замыканиях.

3.6.2.3 Защита от замыкания на землю в обмотке статора

UN(100) - высокочувствительная 100%-я защита от замыкания на землю обмотки статора генератора с наложением постоянного тока. Применяется для всех режимов работы блочного генератора, не имеющего гальванической связи с системой собственных нужд или сетью потребителей, в том числе и при невозбужденном генераторе.

Принцип действия защиты основан на наложении на первичные цепи статора генератора постоянного тока от источника напряжения типа ИКТП-1 (Источник постоянного контрольного тока для защиты от замыканий на землю и непрерывного контроля эквивалентного сопротивления цепей статора генераторов, работающих в блоке с трансформатором) через нейтрали трансформаторов напряжения. Нейтрали всех трансформаторов напряжения блока объединяются и заземляются через разделительный конденсатор Cразд, который подключается параллельно источнику ИКТП-1. К защите подводится напряжение U (25 Гц) с измерительной обмотки ИКТП-1 частотой Fном/2. Среднее значение этого сигнала обратнопропорционально переходному сопротивлению обмотки статора генератора относительно земли.

Защита имеет две ступени срабатывания, а также индикацию активного сопротивления, что позволяет выполнить контроль изоляции статора.

Напряжение срабатывания органа 1-й гармоники принимаем U_ср=15 В.

Уставкой органа 3-й гармоники принимаем .

3.6.2.4 Токовая защита обратной последовательности

Предназначена для защиты от внешних КЗ и от несимметричной перегрузки.

Защита выполняется четырехступенчатой с фильтром тока обратной последовательности.

Назначение ступеней.

I ступень - предназначена для резервирования продольной дифференциальной защиты генератора при несимметричных КЗ.

П ступень - предназначена для резервирования смежных с генератором элементов при несимметричных КЗ.

III ступень - предназначена для защиты ротора от перегрузок вихревыми токами возникающими при несимметричных КЗ.

IV ступень - предназначена для защиты от несимметричных перегрузок.

Таблица 3.3 – Тепловая характеристика генератора

Тип	I ступень		II ступень		III ступень		IV ступень
Тип
ТВВ- 160	2,8	1,8	0,6	8,5	0,25	40	0,05	60

Расчет этой защиты производится в соответствии с тепловой характеристикой генератора, которую дает завод-изготовитель.

; (3.6)

где:

- ток обратной последовательности.

-номинальный ток генератора.

кА с.

3.6.2.5 Резервная дистанционная защита генератора

Предназначена для защиты от внешних замыканий симметричных замыканий в обмотке статора. Выполняется одноступенчатой с независимой выдержкой времени, имеет две ступени выдержки времени. Первая ступень обеспечивает дальнее резервирование выключателя ВН. Вторая ступень обеспечивает ближнее резервирование и действует на останов турбины.

Так же предназначена для защиты от асинхронного режима при потере возбуждения. Выполняется одноступенчатой, с независимой выдержкой времени, действует на сигнал.

3.6.2.6 Защита от потери возбуждения

Предназначена для выявлении потерь возбуждения и перевод генератора в допустимый асинхронный режим (разгрузка генератора, торможение турбины и шунтирование обмотки ротора гасительным сопротивлением) или отключение блока, если асинхронный режим недопустим.

3.6.2.7 Сигнализация симметричной перегрузки

Предназначена для сигнализации возникновения симметричной перегрузки.

Первичный ток срабатывания защиты:

(3.7)

где k_н – коэффициент надежности, принимается равным 1,05;

k_В – коэффициент возврата, принимается равным 0,9.

3.6.2.8 Защита от перегрузки обмотки ротора

Защита работает с двумя выдержками времени. От проскальзующего
контакта действует на разгрузку ротора по току возбуждения, от упорного
контакта выключается Q и АГП.

В, (3.8)

где Iрот - ток ротора равен 2150 А

Rрот - сопротивление ротора равно 0,136 Ом

с;

с.

3.6.2.9 Защита от замыкания на землю в цепи возбуждения

Если произойдет замыкание в одной точке обмотки возбуждения, то параметры ротора (Iрот и Rрот.) не изменяются, поэтому такой вид повреждения не представляет опасности для турбогенератора.

Если появляется вторая точка замыкания, то часть витков ротора оказывается закороченной, ток ротора возрастает и необходимо действие защиты на отключение генератора. Срабатывая, защита действует на отключение выключателя, АГП, останов турбины.

3.6.2.10 Реле тока УРОВ

УРОВ действует на отключение при срабатывании защит генератора на его отключение и отказе генераторного выключателя.

- контроль тока в цепи генераторного выключателя осуществляется посредством трехфазного органа тока;

- сигнал запуска УРОВ запоминается органом выдержки времени на возврат;.

- УРОВ срабатывает с выдержкой времени .

- Предусмотрена дополнительная цепь пуска УРОВ от внешней схемы, фиксирующей непереключение фаз выключателя.

- Останов турбины

3.6.2.11 Устройство контроля исправности цепей напряжения переменного тока генератора (КИНг)

Устройство КИНг должно удовлетворять требованиям:

- возможность появления напряжения на первичной обмотке при выводе трансформатора напряжения в ремонт, должна быть полностью исключена;

- цепи напряжения должны иметь надежную защиту от КЗ;

- цепи напряжения должны быть заземлены, для проведения безопасных работ.

3.6.2.12 Дифференциальная защита блочного трансформатора

Первичные номинальные токи на сторонах защищаемого трансформатора:

А; (3.9)

А.

(с питающей стороны)

А.

А (со стороны 110 кВ).

3.6.2.13 Газовая защита блочного трансформатора

Является основной защитой от внутренних повреждений трансформатора.

Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно.

3.6.2.14 Токовая защита нулевой последовательности

В зону защиты входит обмотка трансформатора соединенного в звезду.

Ток срабатывания защиты:

А, (3.10)

3.6.2.15 Резервная токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю

Состоит из двух ступеней выдержки. Первая ступень – ускорения, действует на полный останов блока; вторая ступень на отключение выключателя.

3.6.2.16 Направленная токовая защита обратной последовательности

Ток срабатывания:

А, (3.11)

Напряжение срабатывания

кВ, (3.12)

3.6.2.17 Характеристика срабатывания микропроцессорной дифференциальной защиты

Ток торможения:

А,

А.

Рабочий ток:

А,

А.

Рисунок 3.2 – Характеристика срабатывания микропроцессорной дифференциальной защиты

4 Безопасность жизнедеятельности

Выбор места размещения КЭС зависит от требований безопасности производственных процессов. При размещении объекта следует учитывать затопляемость грунтовыми водами, качество самого грунта, возможность селевых потоков, других природных и климатических особенностей, которые могут повлечь аварийную обстановку, наличие в недрах полезных ископаемых.

Здания и помещения с производственными процессами, выделяющие в атмосферу газ, дым, пыль а также взрыво- и пожароопасные вещества, должны располагаться по отношению к другим зданиям с подветренной стороны. Разрывы между зданиями и сооружениями следует принимать минимально необходимыми для устройства дорог, тротуаров, прокладок инженерных сетей, но не менее расстояний, обуславливаемых санитарными и противопожарными нормами.

4.1 Анализ потенциальной опасности объекта для персонала и окружающей среды

Таблица 4.1 - Потенциально опасные и вредные производственные факторы на КЭС

Наименование фактора	Место действия	Норма ПДК, ПДУ информативный документ	Возможные последствия отклонений от нормы
Повышение значения напряжения электрической цепи, замыкание которое может производиться через тело человека.	ОРУ-110кВ ОРУ-500 кВ РУСН-10кВ РУСН-0,4кВ	ГОСТ 121.038.82 При длительном действии 1с. В аварийном режиме	Электротравма
Электрическая дуга	ОРУ-110кВ ОРУ-500 кВ РУСН-10 кВ РУСН-0,4кВ	ГОСТ 122007-3.75 ГОСТ 121004-85 ГОСТ 121004-85 ГОСТ 121004-85	Электротравма (ожоги различной степени, пожар)
Повышенный уровень статического электричества	Компрессорные установки, электролизный, воздуховоды, ременные передачи.	ГОСТ 12.1.045-84 ГОСТ 12.1.004-85 ГОСТ 12.1.018-86	Взрыв, пожар, механические травмы.
Подвижные части производственного оборудования	ОРУ-110кВ ОРУ-220 кВ Приводы разъединителей и выключателей	ГОСТ 12.2.007-75 ГОСТ 12.1.004-85	Механические травмы
Повышенная запыленность воздуха из рабочей зоны.	ОРУ-110кВ,500кВ Котельное дымососное отделение	ГОСТ 12.1.005-76 Пыль ПДК 10мг/м³	Заболевание органов дыхания
Повышенная или пониженная температура воздуха, влажность, одвижность воздуха.	ОРУ-110кВ, ОРУ-500 кВ. Все помещения станции	ГОСТ 12.1.005-88		Перегрев, Переохлажде-ние организма человека.
Повышенная загазованность рабочих мест.	Аккумулятор-ная батарея (пары H₂SO_A)	ГОСТ 12.1.005-76 ГОСТ 12.1.007-76 ПДК=1 %		Отравления, химические ожоги.
Взрывоопасные и пожароопасные концентрации ЛВЖиГЖ	АБ, электролизная, резервуары хранения водорода	ОМПТ-24-68 ПУЭ гл.7.3. Водород 4... 75%		Взрыв, пожар
Взрывоопасные и пожароопасные концентрации ЛВЖ и ГЖ	ОРУ-110кВ, ОРУ-500 кВ. Склад ГСМ	Бензин Керсин Трансформаторное масло		Взрыв, пожар
Твердые горючие и трудно горючие вещества и материалы	Все помещения станции	ОМПТ-24-86 ПУЭ гл.7.4.		Пожар
Недостаточная освещенность	Все помещения станции	СНиП П-4-79		Повышенная утомляемость травматизм.

Таблица 4.2 – Классификация среды, производства, зданий и сооружений

Помещения территории	Категория помещения по ОНТП-2486	Степень огнестойкости здания СН-П2.01.02-85	Класс помещений в зависимости от окружающей среды ПУЭ гл. 1.119-1.12.	Класс помещений взрывоопасности по ПУЭ гл.73 74.	Группа производственных процессов по санитарным характеристикам.	Класс помещений по относительной опасности поражения электрическим током ПУЭ гл.1.1.13.	Санитарный класс производства ширина санитарной зоны СниП 24.5-71
ОРУ-110кВ	В	-	открыт	П-Ш	II	Особо-опаные	4-100м
ОРУ-500 кВ	В	I	открыт	II-I	I	Особо-опаные	4-100 м
Открытая установка трансформатров	В	-	открыт	П-Ш	I	Особо-опаные	5-50 м
Кабельные помещения	В	I	влажное	П-Па	I	Особо-опаные	5-50 м
Камеры трансформаторов СН 10/0.4	В	I	влажное	II-I	I	Особо-опаные	5-50 м
Машзал.	А	II	норм.	В-1а	I	Особо-опаные	4-100 м
Аккумуляторная батарея	А	II	Химич. ативн.	В-1а	II	Особо-опаные	5-50 м
Станционная электролизная ановка	А	II	Химич. ативн.	В-1а	I	Особо-опаные	4-100 м
Склад ГСМ	Б	II	норм.	В-1а	I	Особо-опаные	5-50 м
Компрессорная	Д	I	норм.	П-Па	II	Особо-опаные	5-50 м
БЩУ, ГЩУ	Д	I	сухое	П-Па	I	Пов. п.	5-50 м
Водо-насосная	Д	III	сырое	П-Па	II	Особо-опасные	5-50 м

При работе КЭС в атмосферный воздух выбрасываются вредные вещества, основные из которых указаны в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Основные вредные вещества

Загрязняющее вещество	Класс опасности	ПДК, мг/м³		Воздействие на человека и окружающую среду
Загрязняющее вещество	Класс опасности	Максим, разовый	Средне суточное	Воздействие на человека и окружающую среду
Пыль нетоксичная	IV	0,5	0,15	Раздражение дыхательных путей и слизистых оболочек фибриозные изменения в легких
Сажа (копоть)	II	0,15	0,05	Сорбирует тяжелые углеводороды, в том числе бепзатерен
Сернистый ангидрид	II	0,5	0,05	Хронический бронхит, бронхиальная астма, эмфизема, кислотные дожди, повреждение поверхности листьев и хвои. Разрушение хлорофилла. Разрушение сооружений.
Диоксид азота	II	0,085	0,085	Раздражение слизистой оболочки глаз, повреждает легкие, респираторные заболевания. Разрушение оборудования и материалов. Повреждение растений замедление их роста. Фотохимический смог.
Оксид углерода	IV	3,0	1,0	Воздействует на нервную и сердечнососудистую системы, атеросклероз.
Сероводород	I	0,08	0,08	Воздействует на обоняние. Функциональное расстройство центральной нервной и сердечно-сосудистую систем
Углеводород	IV	1,5	1,5	Раздражение дыхательных путей. Расстройство дыхания и кровообращения.
Бензапирин	I	-	0,1мкгна 100м³	Образуется при неполном сгорании топлива. Активный канцероген.
Зола	-	-	-	Содержит в своем составе вредные вещества: ртуть, мышьяк, ванадий, германий, магний, молибден, бериллий.

В процессе эксплуатации КЭС образуются различные виды сточных вод, основные из которых приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 – Основные виды сточных вод

Разновидность сточных вод	Характер воздействия на окружающую среду
Охлаждение	Тепловое загрязнение водоёмов. Допустимое повышение t °С воды водоемов не более чем на 5° С зимой и на 3°С летом
Водоподготовительные установки и конденсатоочистки	Засоление водоемов, изменение рН увеличение БПК, изменение солевого состава водоема. Сброс солей
Загрязнение нефтепродуктами	Лёгкие н/п образуют плёнку на поверхности воды, уменьшающие аэрацию. Тяжелые н/п образуют донные отложения, отсекая флору и фауну от остальной части водоема, губительно воздействуют на икру рыб. Длительный характер воздействия на водоем, т.к. н/п слабо окисляются.
Химическая промывка и консервация оборудования	Состав примесей, мг/кг: сульфиты-300; железо-250; цинк-30; фтор-200; ОП-7; ОП-10-10; колтакс-5; - 570; солесодержание-1500; БПК, МНО₂/ru- 200 при композиционном методе промывки.

4.2 Анализ возможности возникновения чрезвычайных ситуаций на КЭС

На КЭС возможно возникновение взрывов и пожаров.

В качестве основного топлива КЭС использует газ. В качестве резервного топлива применяется мазут. Мазутное хозяйство КЭС взрывопожароопасное (приёмно-разгрузочные устройства, мазуто-проводы, емкости для слива и хранения).

Для охлаждения генераторов применяет водород. Он является горючим газом, опасным в отношении взрыва. Поэтому помещения машинного зала является взрывоопасным (зона В-Ia). В машинном зале возможно также загорания турбинного масла (температура вспышки 350°С). Взрывоопасным является помещение аккумуляторных батарей (В-Ia), еще более опасным - склад ГСМ (B-I).

Во вспомогательных производствах также применяется горючие газы (ацетилен, пропан, бутан), газ, поддерживающий давление (кислород), защитные газы (аргон, диоксид углерода). При водоподготовке - хлор, при консервировании оборудования - азот. Эти газы транспортируют и хранят при избыточном давлении до 15 МПа. Использование газов связано с опасностью их взрыва, загорания (если они горючие), разрушением трубопроводов и сосудов, отравлением, удушьем.

Повышенное давление среды в котлах и её высокая температура (565° С и 13 МПа) составляют главную опасность чрезвычайных ситуаций при эксплуатации котельных цехов. Опасность взрывов и пожаров представляет и электрическая часть КЭС. Трансформаторное масло - горючая жидкость (t_вс_n = 140°С), при нагревании до температуры вспышки и выше становиться взрывоопасным. Такие явления возможны при внутренних повреждениях силовых трансформаторов (витковые и междуфазные КЗ), а также КЗ на выводах трансформатора. При этом горящее масло выбрасывается или вытекает на территорию подстанции, и пожар быстро распространяется на большую площадь.

Пожарную опасность представляет кабельное хозяйство. Изоляция кабелей и проводов (полиэтилен, кабельный пластикат, бумага, резина, битум, масло), является горючими веществами, а протяжённость кабелей способствует быстрому распространению пламени в горизонтальном направлении скорость распространения пламени (0,18-0, 5 м/мин). Температура быстро поднимается до 600-800°С, имеет место сильное задымление.

Чрезвычайные ситуации могут быть результатом атмосферных и внутренних перенапряжений в электроустановке. Грозовая деятельность в районе расположения КЭС характеризуется следующими показателями:

число грозовых часов в году для Европейской части равно 15-25 час/ год, среднегодовое число ударов молнии в 1 км² земной поверхности.

Одна из причин внутренних перенапряжений в установках - феррорезонансные явления в установке с изолированной нейтралью и новые замыкания на землю. Дуга может быть перемещающейся и устойчивой. В последнем случае перенапряжение не возникает, но существует опасность необратимого повреждения изоляции и возникновения пожара.

Перенапряжения от перемещающейся дуги составляет , что превышает запас прочности изоляции. Но эти перенапряжения опасны своей деятельностью и высокочастотным характером процесса. Они охватывают всю сеть в целом, повышая вероятность пробоя изоляции не только у места замыкания, но и в отдаленных точках.

К чрезвычайным ситуациям может привести любая крупная авария в электроустановке. Причины аварии могут быть климатические факторы: ветровой напор и обледенение проводов, их обрыв, схлёстывание. Серьёзные аварии могут возникать из-за ошибок персонала (неправильные оперативные переключения), а также из-за отказа устройств РЗА.

4.3 Мероприятия и средства по обеспечению безопасности труда на КЭС

4.3.1 Производственное освещение

Естественное освещение положительно влияет не только на зрение, но также тонизирует организм человека в целом и оказывает благоприятное психологическое воздействие. В связи с этим все помещения в соответствии с санитарными нормами и правилами должны иметь естественное освещение.

Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через коэффициент естественного освещения (КЕО) в процентах. КЕО - отношение естественной освещенности, создаваемой в некоторой точке внутри помещения светом неба, к одновременному значению наружной освещенности, создаваемой светом полностью открытого небосвода.

Искусственное освещение применяется при работе в темное время суток и днем, когда по условиям технологии, организации производства или климата в месте строительства требуются объемно-планировочные решения, которые не позволяют обеспечить нормированные значения КЕО. При недостаточном по нормам естественного освещения, оно дополняется искусственным освещением. Такое освещение называется - совмещенным.

4.3.2 Производственный шум и вибрация

Источником шума и вибрации на КЭС являются турбогенераторы, компрессоры, вентиляторы, насосы, мельницы и т.д. Шум машин обусловлен наличием механических вибраций деталей, возникающих за счет наличия неуравновешенности, зазоров и недостаточной жесткости крепления узлов и деталей. Для устранения вибрации производят статическую и динамическую балансировку деталей, устраняют изменение зазоров в узлах и в сочленениях. Для уменьшения вибрации, машины изолированы от фундамента с помощью низкочастотной пружинной виброизоляцией.

В различных помещениях уровни шумов различны, поэтому для предотвращения проникновения шума в соседние помещения, двери выполняются звуконепроницаемыми.

Длительное действие шума отрицательно сказывается на органах слуха, центральной нервной системе, ослабляет внимание рабочих, повышает кровеносное давление, происходит учащение дыхания и пульса, снижает производительность труда.

ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройке».

Уменьшение шума достигается своевременной смазкой, регулировкой и ремонтом электрических машин и механизмов, своевременной зачисткой и затягиванием токоведущих контактов, применение шумопоглощающих прокладок.

Устанавливать глушители шума на выхлопные и всасывающие отверстия машин. В случае технической невозможности снижения уровня шума, необходимо предусмотреть систему профилактических испытаний. Персонал следует снабжать специальными наушниками, шлемами, заглушками, менять режим труда и отдыха.

Лица, у которых между двумя медицинскими осмотрами ухудшается слух или ухудшилось общее состояние организма, должны быть переведены на работу в нешумных цехах.

4.3.3 Защита от вибрации

Общая вибрация возникает при работе генераторов, турбин, компрессоров, насосов, вентиляторов.

Локальная вибрация возникает при работе с ручным пневмо- и электроинструментом.

Вредное влияние вибрации выражается в том, что у работающего персонала возникает расстройство нервной и сердечно-сосудистой системы и опорнодвигательного аппарата, что в конечном итоге приводит к виброболезни. Параметры общей вибрации нормируются СН 2.2.4/2.1.8.566-96.

В нормах указаны допустимые параметры вибрации на постоянных рабочих местах в производственных помещениях при непрерывном воздействии в течение рабочего дня.

В таблице 4.5 приведены результаты измерения вибрации на рабочих местах, с указанием оси измерения по наибольшей вибрации, допустимых уровней измеряемых частот и превышение данных измерений над допустимыми.

Таблица 4.5 - Уровни вибрации

Место измерения и ось наибольшей вибрации	Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц.
Место измерения и ось наибольшей вибрации	2	4	8	16	31,5	63
Турбинный цех	107	98	99	98	101	98
Допустимые уровни вибрации по ГОСТ	108	99	93	92	92	92

Как видно из таблицы имеется превышение допустимого уровня вибрации.

Для снижения уровня вибрации, необходимо осуществлять следующие мероприятия: произвести точную балансировку всех вращающихся частей машин, особенно быстроходных.

Оборудования, машины и механизмы, являющиеся источниками вибрации установить на специальные фундаменты, рассчитанные так, чтобы амплитуда колебаний подошвы фундамента не превышала 0,1-0,2 мм.

Уменьшение числа оборотов источников вибрации или снижение жесткости крепления оборудования к фундаменту (установка прокладок из резины, пружин).

4.3.4 Вентиляция

Предельно допустимая концентрация пыли в рабочих зонах производственных помещений - 4,0 мг/м³.

Параметры воздуха в наиболее неблагоприятных местах представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6 - Параметры воздуха

Место замера

Запыленность

мг/м³

Температура воздуха, °С.

Влажность воздуха, %

зимняя

летняя

зимой

летом

Тубинный цех

0,05

Как видно из таблицы, концентрация пыли на рабочих местах не превышает Предельно-допустимую концентрацию, так как в основном технологическом процессе не применяется веществ содержащих пыль и других вредных веществ.

Температура воздуха в холодный период в целом не превышает требуемой санитарными нормами (+18°С), что свидетельствует о достаточном тепле, выделяемый работающим оборудованием.

Температура воздуха в теплый период не превышает требуемой санитарными нормами (+18°С), что свидетельствует о достаточно хорошей вентиляции в помещении и применением в теплый период времени вентиляционной установки.

4.3.5 Основные виды средств защиты работающих

Средства защиты работающих для предотвращения или уменьшения воздействия опасных и вредных производственных факторов подразделяются на средства коллективной и индивидуальной защиты.

Средства индивидуальной защиты рассматриваются в таблице 4.7.

Кроме средств индивидуальной защиты имеются и предохранительные приспособления. К ним относятся: предохранительные пояса, диэлектрические перчатки, коврики, ручные захваты, манипуляторы.

Таблица 4.7 – Назначение и виды средств индивидуальной защиты

Назначение средств защиты	Средства защиты
Защита органов слуха	Противошумные шлемы, наушники
Защита глаз	Защитные очки, маски
Защита рук	Перчатки, рукавицы
Защита лица	Защитные маски, защитные очки
Защита органов дыхания	Противогазы, респираторы, пневмошлемы, пневмомаски
Специальная одежда	Комбинезоны, полукомбинезоны, куртки, брюки, костюмы, халаты, плащи, полушубки
Специальная обувь	Сапоги, ботинки, боты, галоши
Защита головы	Каски, шлемы, шапки

4.3.6 Электробезопасность

Помещения КЭС и особенно ОРУ по степени безопасности обслуживания электроустановок относятся к помещениям с повышенной опасностью (высоковольтное оборудование) и особенно опасным (распределительное устройство генераторного напряжения).

Работа с электрооборудованием станции должна производиться с учетом требований ПТЭ и ПТБ.

Работы в электроустановках и на электрооборудовании напряжением до и выше 1 кВ должны производиться при соблюдении следующих условий:

На производство работ должно быть разрешение лица ответственного за электрохозяйство станции (наряд, распоряжение);

Работа должна производиться не менее чем двумя лицами;

Должны быть выполнены технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

При обслуживании электроустановок и производства оперативных переключений должны применяться защитные средства, удовлетворяющие требованиям ПУЭ.

Защитными средствами в электроустановках являются приборы, аппараты, переносные приспособления и устройства, а также отдельные части приборов приспособлений и аппаратов, служащие для защиты персонала от поражения электрическим током и воздействия электрической дуги и продуктов её горения.

Все изолирующие защитные средства делятся на основные защитные средства и вспомогательные.

Основными называются такие защитные средства, изоляция которых надежно выдерживает рабочее напряжение электроустановок и при помощи которых допускается касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Дополнительными называются такие защитные средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить безопасность от поражения электрическим током. Они являются дополнительными к основным средствам мерами защиты.

Перечень основных и дополнительных защитных средств представлен в таблице 4.8.

Таблица 4.8 – Основные и дополнительны средства защиты

Напряжение установки	Защитные средства
Напряжение установки	Основные	дополнительные
Выше 1 кВ.	1 .оперативные и измерительные штанги; 2.изолирующие и токоизме-рительные клещи; 3.указатели напряжения; 4.устройства и приспособления изолирующие.	1. диэлектрические перчатки; 2.диэлектрические боты; 3.резиновые коврики; 4.изолирующие подставки.
До1кВ.	1.диэлектрические перчатки; 2.инструмент с изолированными рукоятками; 3.указатели напряжения.	1 .диэлектрические галоши; 2.резиновые коврики; 3.изолирующие подставки.

Распределительное устройство до 1000 В. должно быть укомплектовано следующими защитными средствами:

- указатель напряжения;

- диэлектрические перчатки - 2 пары;

- переносные заземления - не менее 2 шт.;

- диэлектрические коврики - 2 шт.;

- диэлектрические галоши - 2 пары;

- изолирующие подставки;

- предупредительные плакаты - не менее 2-х комплектов.

В электроустановках высокого и низкого напряжения должны быть приняты следующие меры безопасности:

Все корпуса электрооборудования заземляются путем присоединения их к контуру заземления.
На проводах аппаратов должны быть четко указаны положения выключателей.
Включение и отключение машин производится лицами, имеющими разрешение на их обслуживание.

Перед пуском нужно осмотреть и убедиться в готовности к подаче напряжения и предупредить персонал.

На временных ограждениях вывешиваются предупреждающие плакаты
«Стой! Опасно для жизни».

В электроустановках выше 1000 В осмотр оборудования, аппаратуры производится с порога камеры или стоя перед барьером.

Ремонтные работы производятся обязательно под контролем наблюдающего, который должен находиться всё время на месте производства работ.

4.4 Мероприятия и средства для защиты окружающей среды

4.4.1 Защита атмосферного воздуха от вредных выбросов КЭС

Очистка дымовых газов от окислов серы производиться магнезитовым методом. Образующаяся в итоге окись магния возвращается в процесс, а концентрированный перерабатывается в серную кислоту или серу. Для подавления образованию окислов азота в точках котлов предусмотрена их нейтрализация щелочным раствором - известью. В результате вредные вещества выделяются в осадок с последующим удалением его из воды.

4.4.2 Очистка сточных вод КЭС

Очистка сточных вод химических промывок и консервации оборудования производиться в три стадии.

Первая - сбор всех отработанных растворов и наиболее загрязнённых обмывочных вод (рН<6) в емкости - усреднители.

Вторая - выведение из раствора токсичных веществ в баках - нейтрализаторах путём обработки воды известью. Шлам отправляется в шламоотвалы. В бак -нейтрализатор подаётся серная кислота до установки рН=7,5....8,5.

Третья - биохимическая очистка в биофильтрах.

Для очистки воды систем гидро-золоулавливания применён метод сорбции. В качестве сорбции используется сама зола. Производиться 3....5 гр. золы на 1 кг сточной воды содержание мышьяка снижается в 2 раза, нефтепродуктов - на порядок; меди, цинка, никеля - до санитарных норм.

Таким образом, осуществляется глубокое удаление токсичных примесей без строительства специальных очистных сооружений.

4.5 Пожарная безопасность

В целях обеспечения пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок необходимо:

Все электроустановки должны быть защищены аппаратами защиты от токов КЗ и других ненормальных режимов, могущих привести к пожарам и загораниям.
Электрические сети и оборудование, используемые на комбинате, должны отвечать требованиям ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.
При эксплуатации электроустановки запрещается:

- использовать электродвигатели и другое оборудование, поверхностный нагрев которого при работе превышает температуру окружающего воздуха более чем на 40°С;

- использовать кабели и провода с поврежденной изоляцией.
Для обеспечения пожарной безопасности:

Помещения обеспечивается средствами тушения пожара и связи для немедленного вызова пожарной команды;
Первичные средства пожаротушения в производственных помещениях и на территории устанавливаются на специальные пожарные щиты (оборудуются 2-мя огнетушителями (ЖП, лопатой, багром, топором, ведром, ящиком с песком).
Пожарные краны внутреннего противопожарного водовода оборудуются рукавами и стволами, заключенными в шкафы;
Местоположение пожарных кранов должно быть указано на схеме пожарного водовода;
Во всех помещениях электроустановок оборудуются посты с первичными средствами пожаротушения:

углекислотные огнетушители (ОУ-2, ОУ-5); ящики с песком;

Места оборудования постов с первичными средствами пожаротушения согласуются с органами пожарной охраны;
Использование пожарных средств для производственных и хозяйственных нужд запрещается.

В помещении вывешиваются плакаты на противопожарную тематику, у всех телефонов вывешена информация с номерами телефонов пожарной части.

За обеспечение пожарной безопасности ответственность несет директор станции. Все рабочие и служащие проходят подготовку, состоящую из противопожарного инструктажа (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму по специальной программе.

На предприятии имеется пожарная часть и пожарно-техническая комиссия.

4.6 Организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ

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 перерыва в работе, перевода на другое место, окончание работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

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

- ответственный руководитель работ;

- допускающий;

- наблюдающий;

- члены бригады.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

- произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

- на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

- установлено заземление (включены заземляющие ножы, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

- вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты).

5 Экономическая часть

5.1 Расчет суммарных и удельных капиталовложений

5.1.1 Расчёт капитальных затрат на строительство по укрупненным показателям стоимости

Таблица 5.1 – Капитальные вложения в КЭС на один энергоблок в 1991 г.

Состав блока	Капиталовложения, млн руб.
Состав блока	В первый блок	В последующие блоки
3хК-165-130480 т/ч	42,13	28,76
2хК-500-240, 1650 т/ч	139,66	82,2

Капитальные вложения в первый энергоблок с учетом переоценки стоимости основных средств для 2009 года по отношению к 1991 году , млн руб.:

, (5.1)

где - капитальные вложения в первый энергоблок, млн руб.;

- коэффициент, учитывающий район сооружения;

- коэффициент переоценки основных средств (2,8 для перевода с 1991 на 1996 год);

- коэффициент, учитывающий вид топлива (для газа 1);

- коэффициент, учитывающий инфляцию (2,86% при переводе с 1996 на 2009 год).

Капитальные вложения в последующие энергоблоки для 2009года , млн руб.:

, (5.2)

где - капитальные вложения в последующие энергоблоки, млн руб.;

- количество энергоблоков;

Для блока К-165-130, 480 т/ч:

Для блока К-500-240, 1650 т/ч:

Суммарные капитальные вложения на 2009 год:

Определение капиталовложений в различные годы строительства

, (5.3)

где К%:

Для 1 года строительства составляет 30,8%;
Для 2 года строительства составляет 24,4%;
Для 3 года строительства составляет 22,4%;
Для 4 года строительства составляет 22,4%.

млн.руб.

Удельные капитальные вложения , руб./кВт:

, (5.4)

где - установленная мощность КЭС;

руб./кВт.

5.1.2 Определение капиталовложений в основные производственные фонды

. (5.5)

Результаты расчета сводятся в таблицу 3.2:

Таблица 5.2 – Структура основных производственных фондов на 1.01.13

Группа фондов и их составляющие	%	млн руб.
Здания	14,6	570,596
Сооружения	15,7	613,586
Передаточные	32,3	1262,346
Машины и оборудование. В том числе:	37,4	1461,66
Силовые машины и оборудование	33,5	1309,24
Рабочие машины и оборудование	1,4	54,71
Измерительные и регулирующие приборы и устройства	1,2	46,89
Вычислительная техника	0,7	27,36
Транспортные устройства	0,4	15,63
Остальное	0,2	7,82
Итого	100	3908,193

5.1.3 Определение амортизационных отчислений

, (5.6)

где - капиталовложения в -ый ОПФ, млн.руб.;

- норма амортизационных отчислений, %.

Таблица 5.3 – Амортизационные отчисления

Группа фондов и их составляющие	Ha, %	А, млн руб.
Здания	1,72	9,81
Сооружения	1,3	7,98
Передаточные	5	63,12
Силовые машины и оборудование	3,7	54,081
Рабочие машины и оборудование	3,7	2,02
Измерительные и регулирующие приборы и устройства	3,7	1,73
Вычислительная техника	10	2,74
Транспортные устройства	7,5	1,17
Остальное	0,9	0,07
Итого		142,721

5.2 Расчет годовых текущих эксплуатационных издержек

Ежегодные издержки для КЭС рассчитываются по укрупненным показателям. Издержки определяются по формуле:

И = И_т+ И_ам + И_рем +И_зп + И_сн + И_си + И_рс + И_сп + И_кр + И_{общ пр} + И_пр (5.7)

где И_т - стоимость топлива;

И_ам - амортизационные отчисления;

И_рем - годовые материальные затраты на ремонт;

И_зп - годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала;

И_пр - прочие расходы;

И_сн – на социальное страхование ;

И_си – на страхование имущества;

И_рс – на ремонт строительной части;

И_сп – на страхование персонала;

И_кр – на оплату краткосрочных кредитов;

И_{общ пр}- общепроизводственные затраты.

5.2.1 Определение численности персонала и заработной платы

5.2.1.1 Явочная численность

Численность эксплуатационных рабочих станции

; (5.8)

где - удельная численность эксплуатационных рабочих станции, 0,29;

Численность ремонтных рабочих станции

; (5.9)

где - удельная численность ремонтных рабочих станции, 0,6;

Численность эксплуатационных рабочих без АУП станции

; (5.10)

где - удельная численность эксплуатационных рабочих станции без АУП, 0,25;

Численность АУП станции

; (5.11)

5.2.1.2 Списочная численность персонала

Списочная численность ремонтных рабочих станции

(5.12)

где - коэффициент замещения, 0,1.

Списочная численность эксплуатационных рабочих без АУП станции

(5.13)

где

Общая списочная численность рабочих станции

, (5.14)

5.2.1.3 Планирование фонда оплаты труда

Таблица 5.4 – Распределение численности ремонтного и эксплуатационного персонала

№ п.п.	Цех (участок)	Численность персонала КЭС
		эксплуатационного	ремонтного
1	КТЦ	220	-
2	Эл.цех	73	178
3	ЦЦР	-	580
4	РСУ	-	70
5	Хим. цех	70	-
6	ЦТАИ	30	59
7	Группа наладки	20	-
8	Рабочие ОМТС и хоз.группы	31	-
9	Лаборатория металлов	-	30
10	Участок гидросооружений	-	30
11	Конструкторская группа	-	30
Итого:		444	977

Таблица 5.5 – Планирование штатов

Цех отдел	Категория ИТР; служ;раб.	Из них персонал		Месячная зар. Плата
Цех отдел	Категория ИТР; служ;раб.	Сменный	Несменный	Одного работника	Для данной специальности
1	2	3	4	5	6
АУП:
1 Директор	ИТР		1	120000	120000
2 Зам. директора по общим вопросам	ИТР		1	85000	85000
3 Начальник планово-эконом.отдела	ИТР		1	23400	23400
4 Зам.директора по кап.строительству	ИТР		1	73000	73000
5 Главный бухгалтер	ИТР		1	68000	68000
6 Главный инженер	ИТР		1	80000	80000
7 Начальник ПТО	ИТР		1	25600	25600
8 Начальник смены станции	ИТР	5	1	16300	81500
9 Начальник ОТМС	ИТР		1	22300	22300
10 Начальник штаба ГО	ИТР		1	17150	17150
11 Старший инженер по ОТ и ТБ	ИТР		1	13050	13050
12 Старший инженер по ПТЭ	ИТР		1	12900	12900
13 Руков.конструктор. группы	ИТР		1	12750	12750
14 Ст.инспектор по кадрам	ИТР		1	8150	8150
15 Экономист	ИТР		12	7200	86400
16 Бухгалтер	ИТР		12	6900	82800
17 Инженер по кадрам	ИТР		6	7050	42300
18 Кассир	Служ		6	5800	34800
19 Машинистка	Служ		10	4200	42000
Итого: по АУП		5	54		931100
КТЦ
1 Начальник КТЦ	ИТР		1	23600	23600
2 Зам. нач. КТЦ т/о	ИТР		1	21300	21300
3 Зам. нач. КТЦ к/о	ИТР		1	21300	21300
4 Нач.смены КТЦ к/о	ИТР	5		14100	70500
5 Ст.машинист	раб.	8		12000	96000
6 Ст.машинист т/о	раб.	8		12000	96000
7 Машинист котла	раб.	16		8400	134400
8 Машинист турбины	раб.	16		8400	134400
9 Помощник машиниста	раб.	30		8000	240000
10 Помощник машиниста турбины	раб.	30		8000	240000
11 Машинист БНС	раб.	18		7800	140400
12 Машинист насосной установки	раб.	18		7800	140400
13 Дежурный слесарь	раб.	28		7200	201600
14 Обходчик бойлерной	раб.	12		7250	108750
15 Обходчик обор.тепловодоснабжения	раб.	12		7250	108750
16 Регенераторщик отработанного масла	раб.		10	7900	79000
Итого: в том числе		210	13		1856400
ИТР			3
раб.		201	10
Эл. Цех.
1 Начальник ЭЦ	ИТР		1	22800	22800
2 Зам.нач. ЭЦ по ЭТЛ	ИТР		1	20400	20400
3 Зам.нач. ЭЦ по ремонту	ИТР		1	20400	20400
4 Инженер по нормированию	ИТР		1	8100	8100
5 Мастер ЭЦ	ИТР		25	8200	205000
6 Инженер ЭТЛ	ИТР		10	8500	85000
7 Мастер по испытаниям	ИТР		10	8400	84000
8 Слесарь по ремонту 4р.	раб.		20	5600	112000
9 Аккумуляторщик	раб.		20	5200	104000
10 Мастер РЗА	ИТР		31	8400	260400
11 Эл.монтер РЗА 4р.	раб.		38	6800	258400
12 Нач.смены ЭЦ	ИТР	5		14100	70500
13 Старший ДЭМ	раб.	24		8400	201600
14 ДЭМ	раб.	32		7600	243200
15 ДЭМ связи	раб.	32		6950	222400
Итого: в том числе		93	158		1918200
ИТР		5	80
раб.		88	78
ЦЦР.
1 Начальник ЦЦР	ИТР		1	22300	22300
2 Зам.нач. ЦЦР	ИТР		1	19100	19100
3 Ст.инженер ЦЦР	ИТР		1	12400	12400
4 Инженер по нормированию	ИТР		1	10050	10050
5 Старший техник	раб.		1	7600	7600
6 Старший мастер ЦЦР	ИТР		12	11900	142800
7 Мастер ЦЦР	ИТР		44	10150	446600
8 Слесарь по ремонту 3-4р.
котлов	раб.		70	6800	476000
турбин	раб.		66	6800	448800
насосов	раб.		66	6200	409200
9 Слесарь по ремонту 5-6р.
котлов	раб.		46	7200	331200
турбин	раб.		42	7200	302400
насосов	раб.		42	6900	289800
механосборочных работ	раб.		42	6500	273000
10 Котлочисты	раб.		40	6300	252000
11 Обмуровщик	раб.		45	6300	283500
12 Эл.Сварщик	раб.		45	6150	276750
13 Крановщик	раб.		15	5700	85500
Итого: в том числе			580		4089000
ИТР			60
раб.			520
РСУ
1 Начальник РСУ	ИТР		1	13150	13150
2 Бригадир	ИТР		1	9700	9700
3 Каменщик	раб.		16	5800	92800
4 Плотник	раб.		16	5800	92800
5 Маляр	раб.		18	5600	100800
6 Штукатур	раб.		18	5600	100800
Итого: в том числе			70		410050
ИТР			2
раб.			68
Хим.цех
1 Начальник Хим.цеха	ИТР		1	20400	20400
2 Нач.хим.лаборат.	ИТР		1	19600	19600
3 Нач.смены хим.цеха	ИТР	5		13600	19600
4 Старший аппаратчик ХВО	раб.	17		7600	129200
5 Дежур.аппаратчик ХВО	раб.	20		6500	130000
6 Аппаратчик очистных сооружений	раб.	18		6200	111600
7 Лаборант хим.цеха	раб.	20		4500	90000
8 Дежурный слесарь	раб.	20		5100	102000
Итого: в том числе		68	2		670800
ИТР		5	2
раб.		63
ЦТАИ
1 Начальник ЦТАИ	ИТР		1	21700	21700
2 Зам.нач. ЦТАИ	ИТР		1	18900	18900
3 Стар.мастер ЦТАИ	ИТР		1	11700	11700
4 Парометрия	раб.		10	6950	69500
5 Слесарь проборист	раб.		10	7100	71000
6 Слесарь автоматики	раб.		16	7150	114400
7 Слесарь по ремонту	раб.		16	6800	108800
8 Дежурный приборист	раб.	10		6900	69000
9 Ст. ДЭМ ЦТАИ	раб.	12		8400	100800
10 ДЭМ ЦТАИ	раб.	12		7200	86400
Итого: в том числе		34	55		672200
ИТР			3
раб.		34	52
Группа наладки
1 Старший мастер	ИТР		1	16300	16300
2 Мастер	ИТР		1	14500	14500
3 Инженер	ИТР		2	10200	20400
4 Слесарь	раб.		16	7200	115200
Итого: в том числе			20		162200
ИТР			4
раб.			16
ОТМС и хоз.группа
1 Начальник ОТМС	ИТР		1	16300	16300
2 Начальник хоз.группы	Служ		1	14500	14500
3 Инженер по снабжению	ИТР		4	10200	40800
4 Садовник	раб.		6	4200	25200
5 Прачка	раб.		6	3800	22800
6 Уборщицы помещений	раб.		14	3800	53200
Итого: в том числе			31		172800
ИТР			5
раб.			26
Лаборатория металлов
1 Начальник лаборатории	ИТР		1	15600	15600
2 Инженер лаборатории	ИТР		1	10800	10800
3 Лаборант	раб.		28	5200	145600
Итого: в том числе			30		182800
ИТР			2
раб.			28
Участок гидросооружений
1 Старший водолаз	раб.		5	8400	15600
2 Водолаз	раб.		25	6700	21600
Итого: в том числе			30		145600
ИТР
раб.			30
Конструкторская группа
1 Старший инженер конструктор	ИТР		1	10400	10400
2 Инженер конструктор	ИТР		29	8700	252300
Итого: в том числе			30		262700
ИТР			30
раб.
Всего по КЭС:					11473850

Основным показателем производительности труда на КЭС является коэффициент обслуживании Ко, МВт/чел:

; (5.15)

Заработная плата за год:

; (5.16)

где - дополнительные затраты складываются из домесячных, додневных и дочасовых доплат эксплуатационного персонала ТЭЦ;

- премиальные затраты, принимаются равными 25-75% от суммы окладов и тарифных ставок всех работников станции:

- уральский коэффициент принимаемый 1,15;

; (5.17)

Дочасовые доплаты

; (5.18)

руб.

Додневные доплаты

; (5.19)

руб.

Домесячные доплаты

; (5.20)

руб.

5.2.2 Расчет выработки электрической энергий

Рисунок – 5.1 Суточный график нагрузки генераторов

Число часов использования установленной мощности, ч:

, (5.21)

где - годовая выработка электроэнергии, определяемая из графика нагрузки генераторов;

- установленная мощность станции, кВт.

, (5.22)

где мощность ступени графика нагрузки, кВт;

длительность этой ступени, ч.

Тогда по (21):

ч.

5.2.3 Топливная составляющая издержек

Годовой расход топлива на КЭС , т.у.т./год:

, (5.23)

где число часов работы агрегата в году (ч);

– количество агрегатов.

Удельный расход условного топлива без учета собственных нужд , кг/(кВт):

(5.24)

Удельный расход условного топлива с учетом собственных нужд:

(5.25)

(5.26)

где – расход на собственные нужды (принят из КП по ССН 6%)

КПД брутто станции :

. (5.27)

КПД нетто станции :

. (5.28)

Топливные издержки, млн.руб./год:

(5.29)

где – цена топлива на месте использования, 1850 руб./(т.н.т.);

потери топлива в пути до станции назначения в пределах

норм естественной убыли, равны 0,5%.

5.2.4 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

На эту статью относятся, в основном, амортизационные отчисления и расходы на ремонт оборудования и передаточных средств:

(5.30)

где α _рем - норма затрат на ремонт оборудования и передаточные устройства (упрощено примем 6,05%).

- капиталовложения в машины и оборудование.

Издержки на амортизацию из таблицы 3 .

5.2.5 Отчисления на страхование имущества

, (5.31)

5.2.6 Затраты на ремонт строительной части

, (5.32)

5.2.7 Общепроизводственные затраты

(5.33)

5.2.8 Прочие расходы

; (5.34)

руб.

5.2.9 Расчет фонда социального страхования

Общий

; (5.35)

руб.

5.2.10 Затраты на страхование персонала

; (5.36)

руб.

5.2.11 Затраты на оплату кредитов

Краткосрочных, отнесенных к электрической и тепловой энергии

; (5.37)

Долгосрочных (12 лет)

; (5.41)

млн. руб.

млн.руб.

; (5.42)

млн. руб.

млн.руб.

Издержки на электрическую энергию:

;

5.3 Составление сводки основных ТЭП проектируемой КЭС

5.3.1 Годовой расход электроэнергии на СН

; (5.43)

где - процент годового расхода эл.энергии на СН станции.

; (5.44)

5.3.2 Отпуск электроэнергии

; (5.45)

5.3.3 Себестоимость 1 кВт·ч выработанной и отпущенной электроэнергии

; (5.46)

Себестоимость отпускной электрической энергии:

; (5.47)

5.3.4 Фондоотдача

Определяется как отношение валовой продукции к стоимости ОПФ. Реализация подсчитывается как произведение отпуска эл.энергии на тарифы на эл.энергию.

; (5.48)

где - тариф на эл.энергию (0,86 руб).

5.3.5 Фондовооруженность

. (5.49)

5.4 Определение эффективности инвестиционного проекта

Оценка эффективности реальных материальных инвестиций (инвестиций в проектируемые объекты) заключается в сопоставлении различными методами капитальных затрат по всем источникам финансирования и эксплуатационных издержек с поступлениями, которые будут иметь место при эксплуатации рассматриваемых объектов.

Существует два подхода к оценке экономической эффективности: без учёта фактора времени, когда равные суммы дохода, получаемые в разное время, рассматриваются как равноценные, и с учётом фактора времени. В соответствии с этим методы оценки экономической эффективности разделяются на две группы: простые (статические) и динамические (методы дисконтирования).

В первой группе рассматривается норма рентабельности и простой срок окупаемости. Во второй группе рассматриваются такие показатели как чистый дисконтированный доход, внутренняя норма окупаемости и дисконтированный срок окупаемости. При проектировании рассматриваются оба эти метода.

Принимаются следующие исходные данные.

Расчёт проводится для расчётного периода, который охватывает инвестиционную и производственную стадии инвестиционного цикла.

Расчётный период (срок жизни проекта) - это период времени, в течении которого инвестор планирует получить отдачу от первоначально вложенного капитала.

5.4.1 Стоимость реализации энергии

При расчете принимаются тарифы реализации тепловой и электрической энергии в размере, принятом для данного типа станции:

руб / кВт^.ч;

Стоимость реализации электроэнергии:

; (5.50)

млн. руб;

5.4.2 Балансовая прибыль

; (5.51)

где НДС_о – оплачиваемый НДС, который определяется как разность НДС продукции и НДС топлива

; (5.52)

; (5.53)

руб.

; (5.54)

руб.

Балансовая прибыль:

руб.

5.4.3 Чистая прибыль

, (5.55)

где - налог на прибыль, ставка которого согласно действующему

законодательству составляет 24% от прибыли.

Налог на прибыль:

; (5.56)

руб.

5.4.4 Нераспределенная прибыль

; (5.57)

; (5.58)

руб.

5.4.5 Рентабельность

Рентабельность суммарных инвестиций:

; (5.59)

Рентабельность акционерного капитала:

; (5.60)

; (5.61)

5.4.6 Срок окупаемости

; (5.62)

Рисунок 2 – График зависимости чистого дисконтированного дохода от ставки дисконтирования за 10,3 года жизни проекта

6 Техническая диагностика силовых трансформаторов

Актуальность вопроса определения состояния трансформаторного оборудования (диагностика) возрастает с каждым днем и напрямую зависит от динамики износа парка оборудования, находящегося в эксплуатации. На сегодняшний день около 60% работающего оборудования отслужило свой эксплуатационный срок, и нуждаются в замене. 40% трансформаторов имеют средний возраст 18 лет и, согласно регламенту, требуют проведение капремонта. Правильная оценка возможности дальнейшей эксплуатации оборудования на основании проведенной диагностики позволяет избежать неоправданных финансовых затрат, а также потерь, связанных с аварийным отключением электроснабжения.

Оценка фактического состояния силового электрооборудования по результатам диагностических измерений является на сегодняшний день сложной и актуальной задачей. Его значительная часть выработала свой ресурс, но продолжает эксплуатироваться из-за недостатка финансовых средств на его замену. Соответственно с каждым годом возрастают затраты на проведение комплексных обследований и диагностики.

Следует отметить, что трансформаторы с дефектами в активной части могут нормально эксплуатироваться еще в течении многих лет, хотя в месте дефекта идут процессы развития нагрева, частичных разрядов (ЧР) в изоляции и, как следствие, ухудшение результатов диагностических измерений и анализов. В дальнейшие годы эксплуатации, а также в случае следующего серьезного КЗ, вероятен аварийный выход из строя трансформатора с тяжелыми последствиями.

По данным Департамента генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО “ЕЭС России” для трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических и межсистемных сетей России, около 30% от общего числа технологических нарушений, связанных с отключением оборудования от устройств защиты или персоналом по аварийной заявке, сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий (КЗ). Основными причинами таких отключений, связанных с внутренними КЗ, являются износ и пробой изоляции обмоток и отводов, недостаточная электродинамическая стойкость обмоток при КЗ, пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов, повреждения РПН. Таким образом, вырисовываются две основные причины повреждаемости - это недостаточная стойкость обмоток при КЗ и пробой внутренней изоляции.

Наиболее важными и эффективными методами диагностики активной части силового трансформаторного оборудования являются:

1) метод низковольтных импульсов (НВИ);

2) измерение сопротивления КЗ (Zk) для контроля механического состояния обмоток после протекания сквозных токов короткого замыкания (КЗ);

3) мониторинг уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции вводов и обмоток в совокупности с контролем основных изоляционных характеристик (R изол., tg δ и др.).

Эти несколько методов диагностики позволяют охватить и состояние геометрии обмоток, и состояние их изоляции, что в сумме дает достаточно объективную общую картину «самочувствия» активной части силового трансформатора в свете анализа повреждаемости, приведенного выше.

К остальным необходимым элементам системы комплексной диагностики можно отнести измерение уровня вибрации с целью оценки состояния запрессовки обмоток, состояния магнитопровода, системы охлаждения силовых трансформаторов, физико-химические анализы трансформаторного масла и другие методы. Достаточно информативными для оценки состояния электротехнического оборудования являются метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики и хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ).

Основным параметром, определяющим безаварийную работу трансформаторного оборудования, является геометрия обмоток, которая может изменяться при протекании сквозных токов короткого замыкания (КЗ) и приводить к деформациям обмоток, а в дальнейшем к витковым замыканиям, взрывам и пожарам с серьезными последствиями и ущербом по недоотпуску электроэнергии.

Рассмотрим несколько методов диагностики трансформаторов.

6.1 Измерение сопротивлений короткого замыкания

Основные положения

Измерение сопротивлений короткого замыкания относится к категориям контроля П, К и М (П - при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования и электрооборудования, прошедшего восстановительный или капитальный ремонт и реконструкцию на специализированном ремонтном предприятии; К - при капитальном ремонте на энергопредприятии; С - при среднем ремонте; Т - при текущем ремонте; М - между ремонтами.).

Нарушение геометрии обмоток силового трансформатора в результате механических воздействий при протекании больших токов или нарушения механизма прессовки является серьезным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери устойчивости обмотки.

При протекании по обмоткам трансформатора больших токов (например, токов внешних КЗ) возникают электродинамические силы, которые могут вызвать деформацию отдельных проводников, катушек или всей обмотки. Вероятность повреждений при таких воздействиях зависит не только от значения тока, но и от числа внешних КЗ, создавших броски тока через трансформатор. Ослабление усилий прессовки приводит к повышенным вибрациям обмотки и как следствие к витковым замыканиям из-за истирания изоляции.

К числу опасных дефектов относятся осевые смещения отдельных катушек и радиальные их деформации. Более 80% повреждений мощных трансформаторов при коротких замыканиях связано с потерей радиальной устойчивости обмоток. Важно установить именно начальные деформации обмоток, чтобы своевременно предотвратить аварийный выход трансформатора из строя с разрушениями, значительно удорожающими ремонт и затрудняющими определение причины аварии. Основным параметром, характеризующим деформацию обмоток, является сопротивление КЗ трансформатора Zк. По изменению Zк можно определить степень деформации обмоток. Допустимое изменение Zк зависит от конструкции и технологии изготовления обмоток. Периодическое измерение позволит своевременно выявить повреждение трансформатора и вывести его в ремонт.

Рекомендуется :

Выполнять измерение Zк на всех трансформаторах и автотрансформаторах мощностью 63 МВА и более, класса напряжения 110 кВ и выше:

перед вводом в эксплуатацию;
при капитальных ремонтах;
после протекания через трансформатор токов 0.7 и более расчетного тока КЗ трансформатора.

Сравнить измеренные значения Zк с базовыми. В качестве базового значения Zк следует принимать значение, измеренное на местах установки при вводе трансформаторов в эксплуатацию, а при его отсутствии - значение Zк, вычисленное по паспортным значениям напряжения КЗ (Uк), %.

Методика измерения

Метод короткого замыкания основан на измерении тока через одну из обмоток трансформатора при замыкании выводов другой обмотки. Измерение производится при низком напряжении промышленной частоты. По результатам измерения рассчитывается значение сопротивления короткого замыкания Z_к.

Следует отметить, что значение Z_к не зависит от величины напряжения, но может существенно различаться в зависимости от способа его подачи.

При проведении измерений необходимо учитывать следующее:

Измерение Z_к производится с использованием амперметров и вольтметров, включенных в измерительную схему, на отключенном и полностью расшинованном трансформаторе. Напряжение питающей сети - 380 В, класс точности применяемых приборов не ниже 0,5. Можно использовать при проведении измерений комплект приборов К505 или К50. В случае отсутствия измерительных комплектов К505 или К50 измерения можно производить, имея один амперметр и один вольтметр, путем поочердного подключения их к фазам (после отключения напряжения питания).
Измерения Z_к трехфазных трансформаторов необходимо производить со стороны обмотки, соединенной в “звезду” и имеющей нулевой провод (рис.1).
При измерениях напряжение следует подать на все три фазы, измерение тока и напряжения производить пофазно с обязательным использованием нулевого провода. При всех измерениях сопротивления КЗ “треугольник” на обмотках НН должен быть собран.

Рисунок 6.1 - Схема измерений

Необходимое значение тока для проведения измерений следует определять, исходя из обеспечения нормального отсчета показаний по приборам (амперметру и вольтметру), стрелка приборов должна быть на второй половине шкалы. Значение Z_к определяются по формуле:

,Ом

Сечение закоротки, устанавливаемой на выводах, должно составлять не менее 30% сечения проводов обмотки трансформатора. Сечение проводов обмотки следует определять по значению ее номинального тока, исходя из средней плотности тока в обмотке, равной 3 А/мм². Все присоединения питающих проводов и закоротки должны быть выполнены “под болт”. При использовании в качестве закоротки алюминиевых проводов (шин) их сечение должно быть увеличено по сравнению с медными на 30%. Длина закоротки должны быть минимальной.
Паспортное значение Z_кп (Ом) вычисляется по формуле:

, (6.1)

где U_ном – номинальное напряжение питаемой обмотки,В;

U_К- напряжение КЗ для рассматриваемой пары обмоток, указанное в паспорте, %;

I_ном - номинальный фазный ток питаемой обмотки, А.

В целях более полного контроля состояния трансформатора, измерения Z_к следует производить на трех ступенях регулирования напряжения: номинальной и двух крайних. Номинальный ток ответвления обмотки (I’_ном) при необходимости определяется по формуле

(6.2)

При измерении необходимо фиксировать частоту питающей сети. Если при измерениях частота сети (f) отличалась от номинальной (50 Гц), измеренные значения Z’_к необходимо привести к номинальной частоте по формуле:

, (6.3)

Оценку состояния обмоток трансформатора производить путем сравнения значений Z_к по фазам с данными произведенных ранее на месте измерений или при их отсутствии с паспортными данными. Изменение Z_к подсчитывается по формуле:

(6.4)

где Z_кб - базовое значение сопротивления КЗ, по отношению к которому определяется отклонение Zк.

Значение DZ_к³ 3% указывает на наличие в обмотках недопустимых деформаций. При сравнении с паспортными данными за начальное значение DZ_к, указывающее на деформацию обмоток, необходимо принимать 5%, так как по данным заводских измерений сопротивления отдельных фаз трансформаторов могут отличаться на значение до 2%.

Для трехобмоточных трансформаторов при деформации средней по расположению обмотки знак DZ_к положительный при измерении Z_к пары, где средняя обмотка является внутренней, и отрицательный при измерении Z_к пары, где средняя обмотка является наружной.

6.2 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Основные положения

Измерение сопротивления обмоток постоянному току относится к категориям контроля П и К. Оно входит в обязательный объем заводских контрольных испытаний каждого трансформатора. Кроме того, при поступлении информации о неисправности трансформатора от средств непрерывного контроля или средств периодического контроля, выполняемого без отключения трансформатора, в ряде случаев выполняют измерение сопротивления обмоток постоянному току для уточнения характера и места дефекта.

Эти измерения позволяют проверить:

качество соединений и паек, имеющихся в обмотках;
качество контактов в переключателях;
отсутствие обрывов, правильность числа параллелей (отсутствие обрывов одной или нескольких параллелей в обмотках, намотанных из нескольких параллельных проводников);
соответствие расчетной записке сечения и удельного сопротивления проводников.

Кроме этого, определение действительного сопротивления обмоток дает возможность вычислить потери трансформатора, привести потери, измеренные при опыте короткого замыкания, к номинальной температуре обмотки, а также найти добавочные потери, которые могут быть определены только вычислением при условии, если известны сопротивления обмоток.

Методика измерения сопротивления обмоток постоянному току

Нормы устанавливают основные требования к измерению сопротивления обмоток постоянному току при приемосдаточных испытаниях и при испытаниях после капитального ремонта:

- измерение производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если для этого не требуется выемка активной части. Значения сопротивлений не должны отличаться более чем на 2 % от значения сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных испытаний, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора.

- величины сопротивлений трехфазных трансформаторов, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой температуре не должны отличаться друг от друга более, чем на 2 %. Если в паспорте трансформатора из-за конструктивных особенностей есть запись о расхождении более 2 %, то необходимо руководствоваться величиной расхождения, указанной в паспорте. Полученные величины сопротивлений однофазных трансформаторов не должны отличаться более чем на 5 % от значений, указанных в паспорте трансформатора.

Из всех методов измерения сопротивлений обмоток в практике отечественных испытательных станций при испытании мощных трансформаторов нашли применение следующие два метода:

- измерение сопротивления методом вольтметра-амперметра;

-мостовой метод измерения сопротивлений.

Поскольку определяются малые относительные изменения контролируемого параметра (порядка 2 %), то требуется свести к минимуму возможные погрешности метода.

Погрешности вызваны:

- влиянием внутренних сопротивлений приборов и их погрешностей;

- влиянием переходного контакта в месте подключения прибора к обмотке;

- различием в температурах сопротивлений обмоток.

При измерении сопротивления обмоток методом амперметра-вольтметра приборы должны быть класса точности 0,5 и 0,2. Определять весьма малые сопротивления обмотки НН, когда требуется обеспечить высокую точность измерений до 0,00001 Ом, можно мостовым методом.

При подключении проводов к измеряемому сопротивлению должно быть обеспечено высокое качество контактов. Контакты должны быть надежными, плоскими, а поверхности их - чистыми от жира, ржавчины и краски. Плохой контакт может дать дополнительное сопротивление порядка 0,001 Ом. Если измеряемое сопротивление, например обмотки НН мощного трансформатора, составляет 0,003 - 0,004 Ом, то наличие такого контакта может исказить результаты измерений на 25 - 30 %.

За температуру обмотки трансформатора, находящегося в течение достаточно длительного времени в отключенном состоянии в условиях окружающей среды с практически неизменной температурой, предлагается принимать температуру окружающей среды - воздуха.

За температуру обмотки длительно отключенного трансформатора во всех случаях допускается принимать температуру верхних слоев масла в трансформаторе.

Пересчет сопротивлений обмоток с одной температуры (t₁) на другую (t₂) может быть произведен по выражениям:

(для меди);

(для алюминия).

Обычно сопротивления обмоток приводят к расчетной температуре (75°С или 20°С) или к температуре заводских испытаний.

Измерение сопротивлений производят на всех обмотках и всех ступенях регулирования.

Измеряют линейные сопротивления (между линейными вводами) для всех доступных ответвлений обмоток всех фаз. При наличии нулевого ввода измеряют дополнительно одно из фазных сопротивлений (между нулевым и одним из линейных вводов).

При доступности нулевого ввода вместо измерения линейных сопротивлений допускается измерение фазных сопротивлений, но при условии, что сопротивление нулевого ввода не превышает 2 % фазного сопротивления обмотки. В этом случае сопротивление цепи нулевого ввода может быть определено дополнительным измерением одного из линейных сопротивлений.

У трансформаторов с параллельными ветвями обмотки ВН, выведенными на крышку, следует измерить сопротивление каждой ветви.

Оценка состояния трансформатора по результатам измерения сопротивления обмоток постоянному току.

Монтажные испытания и испытания после капитального ремонта

Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится в обязательном порядке после монтажа и капитального ремонта трансформатора. Наиболее вероятными дефектами являются плохой контакт в переключающем устройстве и неправильное присоединение отводов к переключающему устройству. В результатах измерения сопротивления обмоток постоянному току при этих дефектах наблюдается значительный разброс показаний на разных ступенях переключающего устройства.

Наиболее частым дефектом является плохой контакт в переключающем устройстве. Этот дефект может быть обнаружен только при измерении сопротивления. Были случаи, когда при определении коэффициента трансформации и при ряде других измерений этот дефект не был обнаружен и только измерением сопротивления удавалось его установить.

Неправильное присоединение отводов к переключающему устройству наблюдается при испытаниях после ремонта.

На работающем трансформаторе такого дефекта не бывает.

При отсутствии дефекта должна соблюдаться одинаковая для всех фаз и соответствующая положениям переключателя закономерность изменения сопротивления постоянному току в различных положениях переключателя. Особое внимание следует обратить на закономерность изменения сопротивления по отпайкам у трансформаторов с РПН, где встречаются нарушения закономерности из-за неправильного сочленения валов переключателя и привода, неправильной работы привода, а также ошибочного присоединения отпаек обмоток к переключающему устройству.

Эксплуатационные испытания

В эксплуатации измерение сопротивления обмоток постоянному току производится для уточнения характера и места дефекта, обнаруженного другими средствами контроля. К ним могут быть отнесены следующие приборы непрерывного контроля:

датчики концентрации характерных газов (водород или сумма горючих газов);
датчики измерения сопротивления КЗ;
термосигнализаторы;
счетчики КЗ;
газовое реле;
устройства контроля перегрузки.

В ряде случаев измерение сопротивления обмоток постоянному току выполняют, если на наличие дефекта указывают следующие средства периодического контроля, осуществляемого на работающем трансформаторе:

хроматографический анализ растворенных в масле газов;
физико-химический анализ масла;
тепловизионный контроль;
осмотр и проверка РПН.

Наиболее часто встречаются следующие дефекты:

плохой контакт в местах соединения между собой токоведущих частей обмоток, отводов, переключающих устройств, вводов;
плохая пайка в местах соединения токоведущих частей;
обрыв в цепи обмотки, особенно в параллельных проводах обмотки;
межвитковое замыкание, особенно при перемыкании витков через большое сопротивление.

Результаты испытаний указывают на наличие дефекта, если разница в показаниях сопротивлений обмоток отдельных фаз больше, чем 2-3 %.

Ниже приводятся некоторые рекомендации по уточнению вида дефекта с помощью измерения сопротивления обмоток постоянному току.

Если соединения отдельных катушек в какой-либо фазе или какая-нибудь пайка выполнены плохо, то сопротивление получится выше, чем на других фазах.

Плохой контакт в переключающем устройстве может быть обнаружен, если при измерении сопротивления наблюдаются большие колебания тока, проходящего через амперметр. Сопротивление, вычисленное по результатам испытаний, в этом случае будет во много раз превышать ожидаемое.

Если вся обмотка намотана проводами другого сечения, то сопротивление изменится в ту или другую сторону в зависимости от того, увеличено или уменьшено сечение проводов.

При выполнении обмотки несколькими параллельными проводами, измерение ее сопротивления позволяет установить наличие обрыва в одном из параллельных проводов. Измеренное сопротивление обмотки дефектной фазы при этом будет больше чем других фаз.

6.3 Измерение потерь холостого хода

Основные положения

Измерение потерь холостого хода относится к категориям контроля П, К и М.

Образование токопроводящих замкнутых контуров вокруг основного магнитного потока или его части вызывает местные нагревы, а в ряде случаев и искрения.

При нарушении межлистовой изоляции пластин магнитопровода, а также при замыкании этих пластин токопроводящими частицами или предметами, в магнитопроводе возникает короткозамкнутый контур для вихревых токов. Эти токи вызывают местный нагрев магнитопровода, чем ускоряют дальнейшее разрушение изоляции пластин. Развитие процесса может привести к “пожару в стали” и повреждению трансформатора.

При нарушении изоляции металлических элементов крепления активной части трансформатора и (или) неправильном выполнении заземления элементов трансформатора возникает замкнутый токопроводящий контур вокруг основного магнитного потока. В этом случае в местах неплотного контакта между собой элементов этого контура могут возникнуть местные нагревы и искрения.

Замыкание между витками обмоток, если оно является коротким, вызывает интенсивное выделение тепловой энергии и быстрое срабатывание защиты трансформатора, действующей на его отключение. При перемыкании проводов в многопараллельных обмотках, а также при замыкании между витками обмоток через повышенное переходное сопротивление, наблюдается местный нагрев обмоток, который с течением времени приводит к разрушению изоляции и в конечном итоге - к короткому витковому замыканию.

Все вышеперечисленные дефекты, связанные с образованием токопроводящих замкнутых контуров вокруг основного магнитного потока или его части, вызывают увеличение потерь ХХ.

В трехфазном трансформаторе при измерении потерь ХХ проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждения двух других. Замыкание накоротко одной из его фаз (или, что то же, закорачивание одной из его обмоток) делается для того, чтобы не иметь магнитного потока в этой фазе, а следовательно, не иметь в ней никаких потерь.

Например, если накоротко замкнуть фазу c и подавать напряжение на фазы a и b обмотки НН, то измеряемые потери будут характеризовать потерю энергии на возбуждение фаз a и b (рис.6.2). Обозначим эти потери с учетом замыкаемой фазы, как P_C_.При отсутствии дефектов в трансформаторе потери Р_А и Р_С, измеренные при последовательном замыкании накоротко крайних фаз a и c, будут практически одинаковые (отличие не более 2 - 3 %), а потери Р_В, измеренные при замыкании средней фазы b, будут превышать потери Р_А или Р_С на 35 - 40 %. Это объясняется различной длиной пути замыкания магнитного потока при возбуждении трансформатора по указанным схемам измерения. Зная потери в разных фазах можно сравнить их и убедиться, что трансформатор имеет правильное соотношение потерь и не имеет дефектов.

При возникновении какого-либо короткозамкнутого витка вокруг основного магнитного потока одного из стержней магнитопровода соотношение потерь, измеренных по этим схемам, изменится, причем появление короткозамкнутого витка вызывает увеличение потерь, поэтому дефектной будет та фаза, при закорачивании которой будут измерены наименьшие потери. Эта закономерность используется для выявления дефектной фазы.

Вышеперечисленные дефекты могут возникнуть при монтаже или капитальном ремонте трансформатора. Поэтому в нормативных документах [Л.3] предлагается измерять потери ХХ при приемосдаточных испытаниях и после капитального ремонта.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.

Рисунок 6.2. - Измерение потерь х.х. при малом возбуждении с последовательным закорачиванием фаз

Измерения в процессе эксплуатации производятся при комплексных испытаниях трансформатора. Отличие измеренных значений от исходных данных не должно превышать 30%.

Предположения о дефекте отвергаются, если выполняются ниже перечисленные условия:

- Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно измеренные потери для каждой из схем не отличаются более чем на 10 % значений, полученных при изготовлении. Отношение потерь, измеренных при поочередном закорачивании фаз a и с (Р_А/Р_С), а также отношение этих потерь к потерям, полученным при закорачивании фазы b (Р_В/Р_А и Р_В/Р_С) не должны отличаться в пределах погрешности измерений от таких же отношений, полученных при измерении на заводе.

- Для однофазных трансформаторов на напряжение 110 кВ и более полученные потери не отличаются более чем на 10 % от потерь, измеренных при изготовлении трансформаторов.

- Для трехфазных трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше соотношение потерь (Р_А/Р_С, Р_В/Р_А и Р_В/Р_С), измеренных по указанным выше схемам, не отличаются больше чем на 5 % от таких же соотношений потерь, полученных при изготовлении.

Методика измерения

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Для рассматриваемого метода оно обычно составляет 5-10% номинального. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе [Л.3].

Перед испытанием трансформатор должен быть надежно заземлен.

Замыкание накоротко одной фазы можно производить на любой обмотке трансформатора, т.е. на обмотке, к которой подводят напряжение при опыте ХХ, или другой, разомкнутой обмотке (рис.6.2); при этом руководствуются действительной схемой соединения обмоток трансформатора.

При измерении обычно подводят напряжение к двум фазам обмотки НН, а третью - закорачивают накоротко, добиваясь таким образом большего возбуждения магнитной системы. Опыт холостого хода обычно производят со стороны обмотки НН, так как измерение напряжения, тока и мощности легче производить при более низком напряжении.

Перед измерениями при малом напряжении ГОСТ 3484-77 предусматривает необходимость снятия остаточного намагничивания магнитной системы трансформатора, если перед этими измерениями производились работы, связанные с протеканием по обмоткам постоянного или переменного тока, а также если при отключении возбуждение трансформатора значительно (в 2 раза и более) превышало напряжение при котором производят измерения. Методы снятия остаточного намагничивания устанавливает ГОСТ 3484-77.

Вольтметр и ваттметр для измерений по возможности следует применять класса 0,2.

При испытании измеряют подводимое напряжение и суммарную мощность, потребляемую испытуемым трансформатором и измерительными приборами. Затем определяют мощность, потребляемую измерительными приборами (Р_пр), путем измерения или расчета. Измерение потерь в приборах производят по той же схеме, что и при измерении суммарных потерь (P_изм), но при отключенном трансформаторе (рис 6.3), при одинаковом показании вольтметра (V).

Рис. 6.3. Схема измерения потерь в приборах

Потребление приборов можно определить также по формуле

, (6.5)

Потери в испытуемом трансформаторе вычисляют по формуле:

, (6.6)

Приведенные к номинальному напряжению потери определяются по формулам:

- в случае соединения возбуждаемой обмотки в треугольник

(6.7)

- в случае соединения возбуждаемой обмотки в звезду

(6.8)

Обычно n имеет следующие приближенные значения при возбуждении трансформатора напряжением 5-10% номинального:

Значение n может быть определено по формуле

(6.9)

где P_0н – потери холостого хода, соответствующие номинальным условиям, по данным заводских испытаний, Вт;

P₀^'' – потери холостого хода, измеренные при одном из значений подводимого напряжения в пределах 5-10% номинального (при заведомо исправном состоянии трансформатора), Вт.

Если подводимое напряжение менее 5% номинального, то для приведения потерь показатель степени n следует определять по данной формуле.

При пофазном измерении каждая фаза участвует в измерениях дважды, поэтому общие потери трансформатора составят:

, (6.10)

6.3 Проверка коэффициента трансформации

Основные положения

Проверка коэффициента трансформации относится к категориям контроля П и К.

Коэффициентом трансформации (К) называется отношение напряжения обмотки ВН к напряжению обмотки НН при холостом ходе.

Для случая холостого хода активное и реактивное падение напряжения в питаемой обмотке крайне незначительны, и можно считать с достаточной степенью точности, что э. д. с. обмотки равна приложенному напряжению; тогда коэффициентом трансформации определяется как:

, (6.11)

Следовательно, определением коэффициента трансформации проверяется правильность числа витков обмоток трансформатора.

Коэффициентом трансформации определяют на всех регулировочных ответвлениях обмоток и на всех фазах.

Методика проверки

Рассматривается метод двух вольтметров.

На вводы обмотки НН трансформатора подают напряжение переменного тока обычно 100—400 В. Если трансформатор трехфазный, подают симметричное напряжение на все три фазы.

Схема измерения коэффициента трансформации трехфазного двухобмоточного трансформатора методом двух вольтметров показана на рис. 6.3.

С помощью вольтметров V₁ и V₂ с переключателями измеряют напряжения на сторонах ВН и НН на всех ступенях напряжения, а затем определяют коэффициент трансформации для всех фаз и ступеней.

Проверка производится при всех положениях переключателей ответвлений.

При определении коэффициента трансформации с питанием от отдельного генератора напряжение устанавливается плавным подъемом до нужной величины. После того как будет точно установлено напряжение на обмотке НН, производят отсчет напряжения и на обмотке ВН. При измерении больших величин коэффициента трансформации (порядка 30 и более) для вольтметра обмотки ВН применяют добавочное сопротивление или трансформатор напряжения нужного класса точности (0.2-0.1).

При испытании трехфазных трансформаторов одновременно измеряют линейные напряжения на обеих проверяемых обмотках.

Нормы.

Коэффициент трансформации, измеренный при вводе трансформатора в эксплуатацию, не должен отличаться более чем на 2% от значений, измеренных на соответствующих ответвлениях других фаз, и от исходных значений, а измеренный при капитальном ремонте, не должен отличаться более чем на 2% от коэффициента трансформации, рассчитанного по напряжениям ответвлений.

Рисунок 6.4. Схема измерения коэффициента трансформации

6.4 Тепловизионный контроль

Общие положения

ИК - диагностика дефектных узлов трансформатора, расположенных в его баке

Источники тепловыделений в баке трансформатора

Источниками тепловыделения в баке являются следующие узлы трансформатора:

- магнитопровод;

- обмотки;

- массивные металлические части трансформатора, в которых тепло выделяется за -счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых потоками рассеяния (бак, прессующие кольца, емкостные кольца, экраны, шпильки);

- токоведущие части вводов и их контакты;

- отводы и их соединения с обмоткой и вводом;

- контакты переключателей РПН.

Характер передачи тепла от магнитопровода и обмоток к баку трансформатора

При оценке внутреннего теплового состояния трансформаторов тепловизором необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток (рис.6.1).

В соответствии с температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора должна быть не выше, температуры указанной в таблице 6.1, если заводами-изготовителями не оговорены иные температуры.

Таблица 6.1

У трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ

75°С

У трансформатора и реактора с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д

95°С

У трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе на маслоохладитель

70°С

Согласно разница между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора может достигать 20 - 35°С.

Рисунок 6.5 - Изменение температуры по высоте (а) и в сечении (б) трансформатора

1 - стержень; 2,3 - обмотки НН и ВН, 4 - масло; 5 - стенка бака.

Тепловое поле бака трансформатора

Снимаются термограммы поверхности бака трансформатора:

в местах расположения отводов обмоток;

- по высоте бака трансформатора;

- относительно крайних фаз;

- в местах крепления колокола бака.

По значениям температурных градиентов на поверхности бака и их местоположению с помощью технологической документации на трансформатор оценивается возможный дефект в последнем.

У трансформаторов и автотрансформаторов 250 МВА и выше рекомендуется при вводе в эксплуатацию снимать картину теплового поля бака.

Дефекты обмоток

Эксперименты, проведенные на моделях, показали что при инфракрасном контроле могут выявляться локальные нагревы в баке трансформатора, вызванные:

-местным нагревом отдельных катушек обмотки;

-перегревами контактных соединений отводов обмоток;

-появлением застойных зон масла, вызванных разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными просчетами.

Учет износа изоляции обмоток в зимний период с помощью картины теплового поля бака трансформатора

Термограмма трансформатора 60 МВА с 30 % нагрузкой показывает, что циркуляция масла в зимний период (t =–15°C) происходит лишь в зоне средней фазы. Температурные градиенты на поверхности бака в зоне крайних фаз составляют 2 - 3°С, в средней части трансформатора - около 13°С. Таким образом, износ изоляции обмоток, а тем самым и срок службы для средней и крайних фаз является различным.

Дефекты системы заземления магнитопровода

ИКТ, являясь вспомогательным средством контроля, помогает при наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской документации сузить место поиска дефекта.

Термографическое обследование фаз трансформатора выявило температурные аномалии на баках фаз трансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего разъема колокола бака.

Вскрытие баков фаз трансформаторов выявило следующие дефекты:

потемнение от перегрева пластин в месте соединения швеллера к нижним консолям магнитопровода;

- заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю консоль НН в районе регулировочного стержня трансформатора;

- потемнение от нагрева и частичное оплавление шайб, пластины и болта в месте касания его нижней консоли НН.

Оценка теплового состояния отдельных узлов трансформатора

Переключающие устройства

При наличии локальных нагревов поверхности корпуса контактора РПН контактор должен подвергаться внеочередной ревизии.

Термосифонные фильтры

В исправном фильтре имеет место плавное повышение температурных градиентов по высоте фильтров.

Будет наблюдаться резкое изменение температурных градиентов по высоте фильтра в случае, если циркуляция масла в фильтре будет снижена или отсутствовать вообще, например, при использовании мелкозернистого силикагеля или при образовании шлама.

Фильтр считается исправным, если наблюдается плавное изменение температуры по высоте фильтра и разность температур по высоте фильтра находится в пределах 5-15°С.

При невыполнении указанных условий:

- проверить положение вентилей фильтра;

- при необходимости заменить силикагель.

Система охлаждения трансформаторов

У исправно работающего маслонасоса трансформатора температурные градиенты на поверхности корпуса маслонасоса и трубопроводов практически одинаковы (t=40-47°C).

Температурный градиент на поверхности корпуса маслонасоса резко возрастает при появлении следующих неисправностей в маслонасосе:

- трения крыльчаток;

- виткового замыкания в электродвигателе и т.п.

ИК–контроль позволяет оценить правильность и равномерность распределения потоков масла по трубам, в частности, отсутствие шламообразования в трубах и эффективность работы системы охлаждения.

ИК–контроль позволяет в ряде случаев отказаться от применения традиционных методов тепловых испытаний трансформаторов.

Маслонасос считается исправным, если :

- температура на поверхности корпуса не превышает 80°С;

- разность температур на поверхности корпуса не превышает 10°С.

Маслонасос, на поверхности корпуса которого зафиксирована повышенная температура, должен пройти дополнительную проверку, например, акустический контроль.

Локальные нагревы участков труб радиаторов свидетельствуют об их зашлакивании и нарушении циркуляции масла.

ИК–контроль производится для маслорасширителей с трубчатыми маслоуказателями, показания которых вызывают сомнение. Маслорасширитель считается неисправным, если уровень масла в нем не соответствует нормированным значениям.

Методы инфракрасной диагностики для маслонаполненных вводов

При оценке состояния вводов с помощью тепловизоров необходимо учитывать факторы, влияющие на качество ИК–контроля:

- солнечную радиацию;

- локальное загрязнение поверхности фарфоровых покрышек;

- тепловой поток воздуха, поднимающийся от крышки трансформатора и “закрывавающий” вводы.

Нагревы в местах подсоединения внешних проводников к зажимам вводов

Допустимая температура равна: t_доп= 90°С при t_возд= + 40°С, т.е. допустим перепад температур Dt_доп = 50°С.

Измеренная температура при ИК–контроле соединения “вывод аппарата - внешний проводник“ не должна превышать значения, указанного в c учетом тока нагрузки и ветра.

Образование короткозамкнутых контуров в расширителях герметичных вводов

Наличие короткозамкнутого контура приводит к преждевременному старению резиновой прокладки. Предельная абсолютная температура на поверхности расширителя ввода с учетом возможности ускоренного старения резиновой прокладки верхнего фланца может достигать 80°С.

Проверка отсутствия короткозамкнутого контура в расширителе ввода производится для маслонаполненных герметичных вводов серии ГБМТ-220/2000. При этом температура на поверхности корпусов расширителей вводов у разных фаз не должна отличаться более, чем на 70°С.

Нагревы внутренних контактных вводов

При ИК–диагностике маслонаполненных вводов необходимо оценивать значение температурных градиентов как на контактном зажиме, так и на поверхности корпуса маслорасширителей.

Понижение уровня масла во вводах

При наличии во вводе полного объема масла имеет место плавное снижение температурных градиентов от бака трансформатора к расширителю ввода, в противном случае наблюдается скачок температурных градиентов.

На термограмме (рисунок 6.6) показан термопрофиль дефектного ввода.

Рисунок 6.6 - Термопрофиль ввода с пониженным уровнем масла

Ухудшение состояния внутренней изоляции маслонаполненных вводов

При оценке результатов ИК–контроля вводов обращается внимание на их конструкцию:

- маслобарьерные или негерметичные вводы на напряжение 110 кВ, а также вводы на напряжение 220 и 500 кВ, не должны иметь аномального нагрева на верхней части фарфоровой покрышки;

- маслонаполненные вводы всех исполнений не должны иметь резкого изменения температурных градиентов по сравнению с вводами других фаз.

Витковые замыкания в обмотках встроенных трансформаторов тока

При обнаружении локальных нагревов на поверхности адаптера ввода рекомендуется проверять встроенные трансформаторы тока на предмет отсутствия витковых замыканий в обмотках.

Периодичность ИК контроля

Ежегодный контроль производится для:

-автотрансформаторов АОДЦТГ - 135000/500;

-трансформаторов ТДЦГ - 180000/220 и ТДЦ - 125000/110;

-автотрансформаторов и трансформаторов, имеющие нагревы в местах разъема колокола.

У остальных объектов - с периодичностью 1 - 3 года.

У трансформаторов и автотрансформаторов, в составе газов в масле которых преобладает метан, этан, этилен, - через каждые 3 - 6 месяцев (при определенных нагрузках и по возможности одинаковой температуре окружающей среды).

6.5 Хроматаграфический анализ растворенных в масле газов

В последнее десятилетие для диагностики состояния трансформатора получил широкое распространение и показал удовлетворительные результаты хроматографический анализ растворенных в масле газов. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

От электротехнического персонала и электромонтеров требуется правильно отобрать пробу масла и доставить ее в лабораторию, а после выполнения анализа правильно истолковать его результаты и принять решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора.

Анализ выполняется на хроматографе, как правило, специально подготовленными работниками химической службы.

При маркировке пробы следует фиксировать объект (электростанция или подстанция), местную маркировку трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора пробы и кем выполнен отбор. Часто на шприце ставят краткое условное обозначение, которое расшифровывается в журнале.

Отбор пробы масла в маслоотборник производится при так называемом частичном выделении растворенных в масле газов. Точность результатов анализа здесь значительно выше, чем в предыдущем случае, однако требуемый объем масла велик (несколько литров), что усложняет отбор и транспортировку пробы. Обычно пользуются маслоотборником вместимостью 2,5-3 л.

Во всех случаях главное требование при отборе и доставке пробы масла в лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. Время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток).

Проведя анализ, лаборатория выдает результаты и, как правило, указывает на отклонение от нормы содержания тех или иных растворенных газов. Однако решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора принимает электротехническая служба.

При анализе определяют содержание углекислого газа СО2, окиси углерода СО, водорода Н2 и углеводородов - метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана С2Н6, а также кислорода О2 и азота N2. Однако чаще производится анализ не по всем перечисленным газам, а по части из них, например углекислому газу, ацетилену и этилену. Естественно, чем меньшая номенклатура газов учитывается, тем меньше возможности своевременно выявить начинающееся повреждение трансформатора.

В настоящее время с помощью хроматографического анализа можно определить две группы повреждений силовых трансформаторов:

1) дефекты твердой изоляции (перегревы и ускоренное старение твердой электрической изоляции, частичные разряды в бумажно-масляной изоляции),

2) перегревы металла и частичные разряды в масле (дефекты токоведущих частей, особенно контактных соединений, магнитопровода и конструкционных частей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров и др.).

Для дефектов первой группы характерно выделение углекислого газа и окиси углерода. Для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла в качестве критерия оценки состояния используется концентрация углекислого газа. Установлено, что опасные дефекты первой группы имеют место при концентрациях СО2, превышающих указанные в табл. 3.

Как следует подходить к решению вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора? Наибольшую опасность представляют те повреждения первой группы, которые связаны с повреждением твердой изоляции обмоток или отводов. Достаточно какого-либо дополнительного действия, чтобы трансформатор получил повреждение.

Возникающие даже при не очень близком КЗ механические воздействия могут привести к повреждению изоляции в месте возникшего дефекта, образованию дуги и аварийному отключению. Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь.

Чтобы более правильно решить вопрос о степени срочности вывода трансформатора в ремонт, нужно учитывать ряд дополнительных обстоятельств. Углекислый газ может образоваться и по причинам, не связанным с изоляцией обмоток или отводов. К такому эффекту может привести умеренно повышенный нагрев большой площади металла или сильное старение масла, а также частые перегрузки, перевозбуждения, отказы системы охлаждения. В эксплуатации имели место ошибочные подключения баллона с углекислым газом вместо азота к системе азотной защиты. В этих случаях следует учитывать данные электрических испытаний и химического анализа масла (см. § 4), также рекомендации завода-изготовителя, связанные с конструктивными особенностями и данными о повреждаемости данного типа трансформаторов. Можно провести сравнительный анализ на содержание углекислого газа в трансформаторе того же типа, работающего то же самое время в тех же условиях в аналогичном режиме.

Таблица 6.2 - Предельные концентрации растворенных в масле газов для трансформаторов с открытым дыханием и азотной защитой масла

Группа дефектов	Защита масла	Среднегодовая температура масла,°С	Характерный газ	Предельная концентрация,%
Первая	Воздухоосушитель с гидрозатвором	<40	CO₂	0,6
	Воздухоосушитель с гидрозатвором	>40	CO₂	1
	Азотная	<40	CO₂	0,3
	Азотная	>40	CO₂	0,5
Вторая	Всех систем	-	C₂H₄	0,008
		-	C₂H₂	0,01
		-	CH₄	0,01

При выводе в ремонт поврежденная часть твердой изоляции имеет черно-коричневый цвет и отчетливо выделяется на фоне остальной части изоляции. На ней могут быть видны ветвистые побеги, представляющие собой следы разряда.

Дефекты второй группы наиболее опасны в том случае, если они расположены в непосредственной близости от твердой изоляции, также при неисправности токоведущих соединений. Если повреждение затронуло твердую изоляцию, это может быть установлено по росту концентрации углекислого газа, особенно при сравнении с данными анализа для соседнего такого же трансформатора. Опасная неисправность токоведущих частей определяется измерением электрического сопротивления обмоток постоянному току.

Такие трансформаторы следует выводить в ремонт в первую очередь, как и при повреждениях первой группы. В общем случае повышенное содержание этилена и ацетилена при нормальном содержании углекислого газа указывает на перегревы конструкционных частей или магнитопровода. В этом случае капитальный ремонт следует провести в ближайшие 6 мес. Естественно, при решении вопроса о выводе в ремонт нужно учитывать возможность появления газов по иным причинам, не связанным с дефектом самого трансформатора, повреждение двигателей электронасосов системы охлаждения, проникновение газов из контактора устройства РПН и др.

При выводе в ремонт трансформаторов с повреждениями второй группы в месте повреждения находят вязкие или твердые продукты разложения масла черного цвета.

При вводе в работу трансформатора после капитального ремонта хроматографический анализ в течение первого месяца может показать наличие ранее обнаруженных газов. Если дефекты при ремонте были устранены, то концентрация характерных газов (кроме углекислого) в дальнейшем уменьшается, а углекислого газа — не изменяется. Увеличение концентрации свидетельствует о том, что дефект при ремонте не был устранен.

Для трансформаторов, имеющих пленочную защиту масла, а также для других трансформаторов, в которых на основании анализа предполагалось повреждение твердой изоляции, но оно не было выявлено при капитальном ремонте, проводится расширенный анализ растворенных и масле газов. Оценка степени опасности предполагаемого повреждения производится по отношениям концентрации газов в соответствии с данными табл. 4.

Наиболее опасным дефектом является повреждение твердой изоляции, которое сопровождается частичными разрядами в ней. Предположить его наличие можно в том случае, если на него указывают не менее двух отношений в приведенной таблице. Эксплуатация таких трансформаторов допускается только с согласия завода-изготовителя.

Если обнаружены частичные разряды в масле, нужно убедиться, что возникший дефект не затрагивает твердую изоляцию. Для этого хроматографический анализ растворенных в масле газов следует повторять через каждые две недели. Если в течение 3 месяцев отношения не изменяются, то твердая изоляция не затронута.

Дополнительным подтверждением повреждений, выявленных по указанным отношениям, является скорость изменения концентрации газов. Свидетельством наличия опасного дефекта является увеличение концентрации ацетилена при частичных разрядах в масле на 0,004 -0,01 % в месяц и более, при частичных разрядах в твердой изоляции 0,02—0,03 % в месяц. Для перегревов (последняя колонка таблицы) характерно снижение скорости нарастания концентрации газов в первую очередь метана и ацетилена, при этом рекомендуется провести дегазацию масла в баке трансформатора с последующим отбором проб 1 раз в 2 недели.

В общем случае периодичность отбора проб для хроматографического анализа растворенных в масле газов - 1 раз в 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ дополнительно производится отбор пробы через 2 недели после включения.

Благодаря высокой эффективности диагностики состояния трансформаторов путем хроматографического анализа растворенных в масле газов в ряде энергосистем (на Украине, в Мосэнерго и др.) уменьшен объем работ по традиционным измерениям характеристик изоляции трансформаторов, требующим их отключения.

Таблица 6.3 - Опасные отношения концентраций растворенных в масле газов в трансформаторах с пленочной защитой масла

Отношение концентраций газов	Отношение концентрации при наличии
	частичных разрядов		перегревов токоведущих соединений и элементов конструкции
	в масле	в твердой изоляции	перегревов токоведущих соединений и элементов конструкции
CH₄ : H₂	0,4-1	менее 0,4	более 1
C₂H₂ : C₂H₄	более 1	менее 1	менее0,5
C₂H₆ : C₂H₂	менее 0,5	менее 0,5	более 0,5
C₂H₆ : CH₄	менее 0,2	менее 0,2	более 0,2
CO₂ : CO	менее 3	более 10	менее 10
	Дополнительные показатели
CH₄ : C₂H₄	более 5	1-5	-
C₂H₄ : C₂H₆	1-5	более 5	-
C₂H₂ : CH₄	менее 0,4	менее 0,4	-

Заключение

Данный дипломный проект является завершающим этапом, который позволил привести в систему все знания, полученные в процессе обучения.

В результате был разработан проект электрической станции конденсациионного типа, с учетом расширения, выбрано оборудование, отвечающее высоким современным требованиям. Спроектированная станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему (на напряжении 500 кВ) и обеспечение электроэнергией промышленных потребителей (на 110 кВ).

В процессе работы над проектом при выборе оборудования было отдано предпочтение последним достижениям энергетической промышленности, таким как:

-элегазовые выключатели;

-микропроцессорные релейные защиты;

Рассмотрены вопросы техники безопасности, рассчитаны основные технико-экономические показатели КЭС.

Список использованных источников

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.-4-е изд., перераб. И доп.-М.: Энергоатомиздат, 1989-608с.
Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов.- М.: Энергоиздат, 1982
Клименко А.В., Зорин В.М. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник.- Книга 3.- 3-е изд.,перераб.-М.: Издательство МЭИД999.- 528с.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С.Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. М.: Энергоатомиздат, 1987.-648 с.
Гук Ю.Б., Кантан В.Э., Петрова С.С. Проектирование электрической части станции и подстанции.- Л.: Энергоатомиздат, 1985.-312 с.
Усов СВ., Учебник для вузов. 2-е изд., перераб.и доп.-Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1987,- 616 с.

10 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть станции и подстан
ции. Учебник для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1986-640 с.

Двоскин В.И. Схемы и конструкции распределительных устройств.- М.: Энергоатомиздат, 1985-220 с.
Электротехнический справочник. В 4-х т.Т. 2/ Под общей ред. Герасимова В.Г., Грудинского П.Г.-М.: Энергоатомиздат, 2002-640 с.
Электротехнический справочник. В 4-х т.Т. 3/ Под общей ред. Герасимова В.Г., Грудинского П.Г.-М.: Энергоатомиздат, 2002-963 с.
Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 288с., ил.
Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. –М.:Энергия, 1970.
Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоатомиздат, 1998.-648с.

17 Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок.- СПб.: Издательство ДЕАН,2001.- 208 с.

18 Гринин А.С. Безопасность жизнедеятельности.- М.: ФАИР-ПРЕСС,2002.-288 с.

19 Беркович М.А., Семенов В.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты.- М: Энергия, 1972.- 480 с.

20 Соколов С.Ю. Диагностика силовых масляных трансформаторов. – Ч: Издательство ЮУрГУ,2003.- 143 с.

Чертежи:

Скачать: diploi.rar

Категория: Дипломные работы / Энергетика дипломные

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент