Передмова
Тема комплексного дипломного проекту:
«Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці»Т””.
Першу частину ” Проектування головної схемиелектричних з’єднань і вибір електроустаткування ” виконав Судак А. С.
Другу частину ” Проектування системи електропостачаннявласних потреб ГЕС ” виконав Сірий Денис Анатолійович.
Третю частину ” Проектування ВРП 110 кв” виконав Яхно С.А.
Зміст
Передмова
Реферат
Перелік умовних позначок
Введення
1. Проектування головних схем електричних з’єднань і вибірелектроустаткування
1.1 Особливості технологічного процесу виробництваелектроенергії на ГЕС
1.2 Електричні параметри ГЕС
1.3 Компонування встаткування ГЕС
1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень
2. Схема видачі потужності в систему
3. Схема головних електричних з’єднань гес
3.1 Техніко-економічне зіставлення варіантів схем
3.2 Вибір варіанта схеми, що рекомендує
4. Вибір основного встаткування
4.1 Турбіна
4.2 Гідрогенератор
4.3 Підвищувальний трансформатор
5. Спецпитання. Особливості головних схем електричнихз’єднань
5.1 Види схем й їхнє призначення
5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з’єднаньГЕС
5.3 Методика вибору головних схем електричних з’єднань ГЕС
5.4 Основні варіанти головних схемелектричних з’єднань ГЕС
6. Розрахунок струмів короткого замикання
6.1 Загальні відомості
6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні
7. Вибір високовольтних апаратур і струмоведучихчастин
8. Економічна частина
8.1 Загальні положення
8.2 Визначення кошторисної вартості підстанції
8.3 Послідовність кошторисно-фінансового розрахункубудівництва підстанції 110/35/10 кВ
9. Охорона праці й навколишнього середовища
Висновок
Реферат
Сторінок тексту — , таблиць — , малюнків — , креслень — , літературних джерел — .
У дипломному проекті розроблена схема головнихелектричних з’єднань, обране електроустаткування (гідротурбіна, гідроагрегат, щопідвищує трансформатор, вимикачі, роз’єднувачі, вимірювальні трансформатори й струмоведучічастини).
Ціль роботи: ” Проектування схеми головнихелектричних з’єднань і вибір електроустаткування приплотинной ГЕС потужністю 2х27Мвт на ріці «Т»”.
У спеціальній частині проекту проаналізовані особливостіголовних схем електричних з’єднань ГЕС.
В економічному розділі розраховані основні техніко-економічніпоказники ГЕС.
Перелікумовних позначок
АПВ — автоматичне повторне включення;
АУП — автоматична установка пожежогасіння;
АЕС — атомна електростанція;
ГАЭС — електростанція, що гідроакумулює;
ГЕС — гідроелектростанція;
КПД — коефіцієнт корисної дії;
КЗ — коротке замикання;
К — ковшова турбіна;
РО — радіально-осьова турбіна;
ПЛ — поворотно-лопатева турбіна;
ЛЕП — лінія електропередач;
МНУ — маслонапорная установка;
РЕПЕТУЮ — відкритий розподільний пристрій;
КРУ — комплектний розподільний пристрій;
ЗРУ — закритий розподільний пристрій;
ПБВ — перемикання без порушення;
ПТБ — правила техніки безпеки;
ПТЭЭ — правила технічної експлуатації електроустановок;
ПУЭ — правила пристрою електроустановок;
РПН — регулювання під навантаженням;
СЭС — система електропостачання;
САРТ — система автоматичного регулювання турбіни;
СПО — система виробничого навчання;
ТВЧ — струмоведучі частини;
ТЕС — теплова електростанція;
ЭДС — електрорушійна сила.
Введення
Гідроелектричні станції (ГЕС) використають енергіюводотоків й є високоефективним джерелом електроенергії. Вони являють собою комплексискладних інженерних споруджень, гідросилового, електричного й механічного встаткування.Хоча основна функція ГЕС складається у виробництві електроенергії, при їхньому проектуваннівраховуються інтереси й інші галузі господарства, пов’язаних з використанням водотоку:іригації, водного транспорту, водопостачання, зрошення, рибного господарства таінші.
При проектуванні, зведенні й експлуатації ГЕС виникаютьпевні труднощі, пов’язані з тим, що параметри, компонування й конструкція спорудженьГЕС найтіснішим образом залежать від природних умов, топографічних, геологічних,гідрологічних й інших характеристик району будівництва.
Але, незважаючи ні на що, у сучасних умовах економікиУкраїни розвиток ГЕС є дуже важливим завданням, а проектування й будівництво новихстанцій — раціональним й актуальним рішенням питання про генерації електричної енергії,достатньої для покриття потреб виробництва, сільськогосподарського й житло-побутовогокомплексу країни.
Вірний вибір головної схеми електричних з’єднаньГЕС й основного високовольтного встаткування необхідний для надійності виробництвай передачі електроенергії споживачам, а також для економії коштів.
1. Проектуванняголовних схем електричних з’єднань і вибір електроустаткування1.1 Особливостітехнологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС
Гідростанції як джерело електричної енергії маютьістотні переваги перед тепловими й атомними. Вони використають щорічно поновлювануенергію падіння води у водотоках і не вимагають для своєї роботи витрати дорогогопалива, на видобуток і транспорт якого доводиться затрачати багато, праці. У результатіцього собівартість виробництва електроенергії на ГЕС практично завжди нижче себестоимостей,одержуваних на ТЕС.
ГЕС характеризується дуже високою маневреністю,тобто здатністю швидко змінювати свою потужність відповідно до змін вимог споживачів.В аварійних умовах енергосистеми це забезпечує швидке уведення додаткових потужностейГЕС замість електростанцій, на яких відбулася аварія або у зв’язку з аварією приелектропередачі. Крім того ГЕС звичайно використають для покриття в піковій і напівпіковійчастині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕС найменш ефективна.
ГЕС вимагає щодо невеликої кількості експлуатаційногоперсоналу, що відбивається на витратах по створенню необхідних житлових умов, щовимагають відповідних асигнувань. Більшість ГЕС являють собою спорудження комплексногопризначення. Вони дозволяють розширити водний транспорт, зробити зрошення на базіводоймищ.
Важливою функцією ГЕС є регулювання повідців, щозахищає більше території (у першу чергу населені пункти, промислові й сільськогосподарськіоб’єкти) від повеней.
У використанні гідроенергії є й свої труднощі,пов’язані з їхньою обмеженістю, розміщенням у далеких, малоосвоєних районах, відсутністюсприятливих топографічних і геологічних умов. Спорудження ГЕС часто пов’язане знеобхідністю затоплення більших площ, у тому числі сільськогосподарських угідь,з дорогими роботами по перетинанню із зони затоплення населення, перенесенню підприємстві дорого, зведенню лісу.1.2 Електричніпараметри ГЕС
/>
Рис.1.1.1 — Схема природного водотоку
Розглянемо ділянку природного водотоку між перетином1-1 й 2-2 (рис.1.1). Припустимо, що протягом t, с., через поперечний переріз 1-1при середній витраті води Q, м/с., проходить обсяг води рівний
/>, м3 (1.1)
Припускаючи, що між перетином витрата води залишаєтьсянизинним, енергію водотоку на розглянутій ділянці Эуч, Дж, можна визначитияк різниця між Э1 й Э2, що представляє собою повну енергіюпотоку в перетинах 1-1 й 2-2, підраховану по рівнянню Бернуллі:
/>, (1.2)
де кожен член рівняння, ув’язнений у дужки являєсобою питому енергію маси рідини, що протікає, Дж/кг;
/>, /> – геометрична висота над рівнемморя або над довільно обраною площиною порівняння, м;
/>, P — тиск, Па;
/>, /> – середня швидкість, м/с;
/> – коефіцієнт кінетичної енергії;
/> – прискорення вільного падіння, м/с;
/> – щільність рідини, кг/м;
З огляду на, що в природних умовах різниця кінетичнихенергій
/>
настільки незначно, що нею можна зневажити, одержуємо:
/>, Дж (1.3)
де />падіннярівня вільної поверхні водотоку в межах розглянутої ділянки, м.
Отнеся кількість енергії (Эуч); до одиницічасу, одержимо середню за час t потужність водотоку на розглянутій ділянці:
/>, (1.4)
Для ГЕС виділяють наступні енергетичні параметри:Напір гідроелектростанції.
Різниця оцінок верхнього й нижнього б’єфів у ГЕСназивається статичним напором, Нст, м. Для практичних розрахунків напіртурбіни ГЕС (Н) виражається:
/>, м (1.5)
де
hпот — гідравлічні втрати (по довжиній місцеві) у що підводить водоводе.Енергія й потужність ГЕС.
Енергія, вироблювана ГЕС (Эгэс) відповіднодо формули (1.3), застосованої до схеми руху води через водоводы ГЕС, визначається:
/>, Дж (1.6)
Аналогічно одержуємо вираження для потужності ГЕС(відповідно до формули (1.4):
/>, (1.7)
де эн.про — КПД енергетичневстаткування ГЕС.
Беручи до уваги, що 1квт*ч = 3600 кджформули (1.6) і (1.7) можуть бути перетворені:
/>, квт*ч (1.8)
/>, кв (1.9)Установлена потужність ГЕС.
Визначається як сума номінальних (паспортних) потужностейустановлених на ГЕС гідроагрегатів. Звичайно це відповідає максимальній потужності,що може розвивати ГЕС. Позначається NустМаксимальний виробіток електроенергії.
/>, квт*ч (1.10)
де /> – числогодин використання встановленої потужності, чКоефіцієнт використання встановленоїпотужності ГЕС.
/>, (1.11)1.3 Компонуваннявстаткування ГЕС
Состав й загальні вимоги [1]
Комплекс технологічного встаткування, установлюваногона електростанції, повинен забезпечувати надійний виробіток електроенергії заданихпараметрів з найкращими техніко-економічними показниками й забезпечувати виконаннянеобхідних водогосподарчих функцій.
Комплекс технологічного встаткування містить усобі наступні функціональні групи:
а) гідросилове встаткування;
б) механічне встаткування;
в) допоміжне устаткування;
г) електротехнічне встаткування;
д) апаратури автоматизації, засобу керування йзв’язку;
г) засобу експлуатації, допоміжні приміщення, майстерніі їхнє встаткування, необхідні для обслуговування встаткування й споруджень.
Технологічне встаткування його компонування наоб’єктах гідровузла й у будинку електростанції повинні забезпечувати:
а) надійну роботу технологічного встаткування;
б) зручність й економічність експлуатаційного обслуговуваннявстаткування й споруджень, будинків і території;
в) механізацію ремонтних робіт, зручний доступдо встаткування для забезпечення його монтажу, демонтажу й транспортування;
г) виконання санітарно-технічних вимог;
д) запобігання неприпустимого впливу га людинивібрації, шуму, електричних і магнітних полів;
е) охорону навколишнього середовища;
ж) виконання транспортних і технологічних комунікацій;
з) виконання вимог по промисловій естетиці й архітектурі.
Для здійснення головної функції ГЕС — виробіткуелектроенергії, необхідні комплекси різного складного встаткування, від якого залежатьефективність і надійність експлуатації ГЕС. Компонування й взаємозв’язки різноговиду встаткування будинків ГЕС представлені на (рис.1.2).
Вхідне в схему встаткування й системи зручно розділитина кілька груп. Гідросилове встаткування включає турбіни й гідрогенератори. У турбінімеханічна енергія води перетвориться в механічну енергію, передану обертовому валу.Основними елементами турбіни є: частина, що підводить (турбінна камера), гідромеханічначастина (статор, що направляє апарат, робоче колесо, кришка) і частина, що відводить(отсасывающая турбіна). Залежно від напору на ГЕС установлюються радіально-осьові,поворотно-лопатеві або ковшевые турбіни.
Система автоматичного регулювання турбіни (САРТ)призначена для керування турбіною шляхом зміни відкриття напрямного апарата в радіально-осьовихтурбінах, що направляє апарата й лопат робочого колеса в поворотно-лопатевих турбінах,голки й дефлектора в ковшових турбінах.
САРТ включає маслонапорную установку (МНУ) дляживлення маслом під тиском, колонкові керування (КУ), сервомотори (З) і сполучнімастилопроводи. За допомогою САРТ здійснюється пуск, зупинка, зміна потужності турбіни,а також автоматична підтримка заданої частоти обертання агрегату.
У гідрогенераторі механічна енергія, одержуванавід турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.
Основними частинами встановлюваних на ГЕС синхроннихгенераторів є: ротор, з’єднаний з валом турбіни й создающий обертове магнітне поле,і статор, в обмотках якого индуцируется змінний струм.
Система порушення (СВ) гідрогенератора повинназабезпечувати живлення обмоток ротора постійним струмом. Тому що припинення живленняприводить до миттєвого падіння до нуля видаваної електричної потужності гідрогенератора,то СВ являє собою надзвичайний відповідальний пристрій.
Для підтримки температури частин гідрогенераторана припустимому рівні необхідно постійний відвід тепла, що здійснюється системоюохолодження (З). Всі застосовувані конструкції З, використають охолодження води,що забирається або з турбінного водовода, або подається насосами з нижнього б’єфа.Застосовується теплообмін повітря-вода. Комплекс, що складається з турбіни й гідрогенератора,називається гідроагрегатом або просто агрегатом ГЕС.
Електричні пристрої ГЕС. До них ставляться струмопроводивід генератора, головні силові трансформатори, виводи високої напруги, відкритийрозподільний пристрій (ВРП), система власних потреб (ССН), систему контролю й керування(СКУ) і центральний пункт керування (ЦПУ).
Напруга синхронних генераторів відносно невеликей становить 10,5 — 24 кв. У цих умовах передача значної електричної потужності відгенератора до трансформатора відбувається при великому значення струму, що вимагаєвідповідно великого перетину токопроводов, які виконуються звичайно відкритими припотужності до 100 МВА й екранованими або у вигляді спеціального кабелю при більшевисокій потужності.
Силові трансформатори підвищують напруги до значень,необхідного для передачі енергії на більші відстані (110-750 кв). перевага віддаєтьсятрифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності іноді застосують групуіз трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюютьсяна відкритому повітрі (виключення становлять підземні будинки ГЕС).
Виводи високої напруги служать для передачі енергіївід силових трансформаторів до РЕПЕТУЮ. У більшості випадків вони здійснюються відкритими,вільно підвішеними провідниками, однак в особливих випадках можуть застосуютьсямаслонаполненные кабелі низького (до 200 кв) і високого (500 кв) тиску або більшесучасні кабелі типу XLPE.
ВРП призначено для розподілу вироблюваної ГЕС електроенергіїміж що відходять ЛЕП. Для цієї мети служать розподільні шини, роз’єднувачі й вимикачі,що захищають устаткування від коротких замикань.1.4 Принциповісхеми ГЕС. Состав споруджень
Найбільш ефективне використання енергії водотокаможливо при концентрації перепадів рівнів води на порівняно короткій ділянці. Длявикористання падіння рік, розподілених по значній довжині водотоку, прибігають доштучного зосередження перепаду, що може бути здійснено різними способами.
До принципових схем ГЕС ставляться:1) Гребельна схема (рис.1.3, схемаI).
Створення напорупередбачає підпір рівня ріки шляхомстворення
греблі. Образующееся при цьому водоймищі використаєтьсяяк регулююча ємність, що дозволяє періодично створювати запаси води й більш повновикористати енергію водотоку.
2) Дериваційна схема (рис.1.3, схеми II, III).
Вона дозволяє одержати зосереджений перепад шляхомвідводу води із природного русла по штучному водоводу. Дериваційні ГЕС використаютьдля створення напору штучні водоводы, залежно від типу які розрізняють ГЕС із безнапірноїй з напірною деривацією.
У ГЕС із безнапірною деривацією (рис.1.5) відвідводи здійснюється безнапірними водоводами, наприклад відкритим каналом.
ГЕС із напірною деривацією (рис.1.6) відвід водийде по напірних трубопроводах або по водоводу у вигляді напірного тунелю.
Комбінована схема (рис.1.3, схема III).
Передбачає створення напору, посредствам використання,як гребель, так і дериваційних споруджень. По розташуванню будинку ГЕС у складігідровузла, здійсненого за гребельною схемою, розрізняє руслові й приплотинные будинкуГЕС.
Руслові будинки ГЕС характеризуються тим, що вонивходять до складу водонапірних споруджень, і сприймає тиск води з боку верхньогоб’єфа (рис.1.4).
Тому що в даному дипломному проекті розглядаєтьсяприплотинная ГЕС, то на її особливостях зупинимося детальніше.
Приплотинное будинок ГЕС (мал.1.7) характеризуютьсятим, що воно розташовується за греблею, поблизу від її. Будинок ГЕС не сприймаєтиск води, тому його конструкція не ограничива5ет напір, що визначається висотоюгреблі. Великий вплив на компонування робить тип греблі, тому що від висоти й шириниїї по підошві залежить довжина напірних водоводов і компонування будинку ГЕС.
Проектована ГЕС відповідає схема I, це найпоширенішийваріант, коли будинок ГЕС перебуває за греблею. Водоприймач розташовується у верхньомуб’єфі, а інші трубопроводи проходять під греблею, у залізобетонній галереї. (вставитисхеми стор.18, 19).
Состав споруджень гідровузлів:
ГЕС входить до складу гідровузла-комплексу гідротехнічнихспоруджень, призначених для використання водних ресурсів. До складу гідровузла входятьпостійні, тимчасові й допоміжні спорудження.
Постійні спорудження гідровузлів:
Водопровідні й водоскидні спорудження призначенідля створення підпору й утворення водоймищ, забезпечення пропуску води, а такожскидання з верхнього б’єфа льоду, сміття й промыва насосів.
Енергетичні спорудження необхідні для виробіткуелектроенергії й розподілу її відповідно до вимог споживачів. До них відносять водоприймальніпристрої, водоводы, будинку ГЕС із основним енергетичним устаткуванням (гідротурбіни,генератори, трансформатори), а також допоміжним механічним і підйомно-транспортнимустаткуванням; РЕПЕТУЮ, що складається з комплекту електричних апаратів і з’єднаньміж ними.
Тимчасові спорудження необхідні тільки на періодбудівельних робіт і підрозділяються на:
спорудження, що забезпечують пропуск витрат водиріки під час будівництва в обхід будівельних майданчиків й їхній захист від затоплення;
виробничі підприємства для забезпечення будівництвагідровузла.
Допоміжні спорудження:
Вони призначені для забезпечення нормальної експлуатаціїгідровузла й створення необхідних зручностей для обслуговуючого персоналу й членівїхніх родин.
Це житлові, культурно побутові, адміністративній господарські будинки, дороги, водопостачання, каналізації й т.п.
2.Схема видачі потужності в систему
Гідроелектростанція на ріці «Т», установленоюпотужністю 54 МВт (2 гідрогенератори по 2х27 МВт), видає потужність у систему нанапругу 110 кв по двох ланцюговий ЛЕП-110 кв. приєднаним урізанням в існуючу ЛЕП-110кв.
Довжина приєднання до існуючої лінії 15 км і виконуєтьсяпроведенням АС-185/29 на металевих оцинкованих опорах (з умов вологості).
Параметри проведення АС-185/29 [10]:
Таблиця 2.1 — Вихідні дані проведенняТип
S, мм2
R 1 км при 20 ос, Ом/км
Iдоп, А
Sс, МВА АС-185/29 185/29 ПРО,162 510 4750
Усе вище перераховані відомості передбачені завданнямна проектування.
3.Схема головних електричних з’єднань гес3.1 Техніко-економічнезіставлення варіантів схем
Головна схема електричних з’єднань електростанції- це сукупність основного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії),збірних шин, комутаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між нимив натурі з’єднаннями [13].
Вибір головної схеми є визначальним при проектуванніелектричної частини електростанції, тому що він визначає повний состав елементіві зв’язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схемелектричних з’єднань, схем власних потреб, схем вторинних з’єднань, монтажних схемі т.д.
На кресленні головні схеми зображуються в однолінійномувиконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.
У даному дипломному проекті при виборі головноїсхеми ГЕС ми розглянемо три варіанти схем електричних з’єднань:
схема «місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторіві ремонтною перемичкою з боку трансформаторів» (рис.3.1);
схема «чотирикутник» (рис.3.2);
схема «одна, секционированная вимикачем, системашин» (рис.3.3).
Схема «містка» рекомендується до застосуванняпри потужності трансформаторів до 63 МВА включно й при необхідності секціонуванняліній і збереження транзиту при ушкодженні трансформатора [8].
Схема «одна, секционированная вимикачем, системашин» застосовується, в основному, на напругу 35 кв, але з урахуванням малоїкількості приєднань (чотири приєднання) і з метою знизити величину можливих витрат,ми допускаємо застосування даної схеми на напругу 110 кв.
Схема «чотирикутник» рекомендується застосовувати[8] на напругу 220 кв і вище, але тому що в даному проекті необхідно забезпечитинадійність головної схеми (секціонування транзитних ліній), те ми приймаємо її дорозгляду.
Техніко-економічне зіставлення варіантів схем зводитьсяв (табл.3.1).
Вартості осередків ВРП й величини річних витратузяті з Довідника по проектуванню електричних систем [15] з урахуванням коефіцієнтаперерахування рівного 4,5. Зазначені в (табл.3.1) показники вартості ВРП враховуютьвартості вимикачів, віддільників, роз’єднувачів, короткозамыкателей, трансформаторівструму й напруги, розрядників, апаратури керування, сигналізації, релейного захистуй автоматики, контрольних кабелів, ошиновки, будівельних конструкцій і фундаментів,а також відповідних будівельно-монтажних робіт.
Таким чином, після проведеного зіставлення, можназробити наступні виводи:
1) Схема «місток» є найбільш дешевої,але при виході з ладу одного з вимикачів, губиться транзит на лінії.
2) Схема «чотирикутника» майже на 30%дорожче попереднього варіанта. Вона більше надійна, тому що зберігає транзит.
3) Схема «одна, секционированная вимикачем,система шин» дорожче першого варіанта на 54%. Крім того, можлива втрата транзиту,як й у першому випадку.3.2 Вибірваріанта схеми, що рекомендує
На підставі проведеного техніко-економічного зіставленняваріантів схем для подальшого проектування вибираємо схему «чотирикутник»,внаслідок її достатньої надійності й економічної доцільності.
У схемі «чотирикутник» вимикачі встановлюютьсяв рассечке шин, замкнутих у кільце. Приєднання підключаються до шин між вимикачамичерез роз’єднувачі. Таким чином, кожне приєднання виявляється підключеним до схемивідразу через два вимикачі, які при комутаціях приєднання повинні включаться абовідключатися обоє. Після аварійного відключення приєднання кільце виявиться розімкнутим,і його можна знову замкнути тільки після відключення роз’єднувача приєднання. Числовимикачів у чотирикутнику дорівнює числу приєднань, однак, завдяки розміщенню вимикачіву сторонах чотирикутника схема має всі переваги секционированной схеми. У схемі«чотирикутник» при ушкодженні одного з вимикачів з розвитком аварії губитьсяне більше двох приєднань. Вивід у ревізію будь-якого вимикача вимагає мінімуму операційі може бути зроблений без порушення роботи схеми.
До недоліків схеми ставиться необхідність більшечастої ревізії вимикачів, тому що будь-яке відключення короткого замикання виробляєтьсяв ній відразу двома вимикачами.
4.Вибір основного встаткування4.1 Турбіна
У турбіні механічна енергія води перетворитьсяв механічну енергію, зраджувану обертовому валу. Залежно від напору, на ГЕС установлюютьсярадіально-осьові (турбіни Френсиса), поворотно-лопатеві (турбіни Пельтона). Виді тип гідротурбін визначається, виходячи з наступних параметрів: напору, енергетичнихі кавітаціонних показників турбіни, здатності працювати з високим КПД.
Вихідні дані для вибору турбіни беруться із завданняна дипломне проектування. Вибір проводиться за умовами норм технологічного проектуванняГЕС і ГАЭС [7].
Вихідні дані:
Встановлена потужність ГЕС — 54 МВт.
Розрахунковий напір — 55 м.
На даний напір ГЕС можливе застосування як радіально-осьовоїтурбіни (у вертикальному виконанні), так і поворотно-лопатевої (у вертикальномувиконанні).
Тому для вибору оптимального варіанта розглянемообидва типи.
Таблиця 4.1 — Основні параметри гідротурбінНайменування Варіант 1 Варіант 2 Установлена потужність ГЕС, МВт 2х27 2х27 Кількість агрегатів, шт. 2 2 Тип
Радіально-осьова
(РО) Поворотно-лопатева (ПЛ) Потужність. МВт 27,69 27,69 Діаметр робочого колеса, м 2,8 2,8 Частота обертання номінальна, про/хв 214,3 300 КПД при розрахунковому напорі й номінальній потужності, % 93,0 92,3 Максимальний КПД, % 94,2 93,6 Маса, т 135 150
Порівняння варіантів показало, що установка радіально-осьовихтурбін є кращою з ряду причин:
турбіни радіально-осьового типу мають меншу масу;
при однаковому з поворотно-лопатевими турбінамидіаметрі робочого колеса, а отже, і розмірах будівельного блоку в плані вимагаютьзначно меншого заглубления робітника колеса й будинки ГЕС у цілому;
радіально-осьові турбіни мають більше високий КПД,вони більше прості й надійні в експлуатації.
Однак при більшому коливанні діапазону напорівза умовою КПД може одержати перевагу тип ПЛ.4.2 Гідрогенератор
У гідрогенераторі механічна енергія, одержуванавід турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.
Залежно від положення осі обертання розрізняютьвертикальні, горизонтальні й похилі гідрогенератори. У свою чергу, вертикальні гідрогенераторипідрозділяються на підвісні (рис.4.1.) і зонтичні (рис.4.2).
Вибір типу гідрогенератора визначається його частотоюобертання. Тому що ротор гідрогенератора жорстко з’єднаний валом з робочим колесомтурбіни, те їхня частота обертання однакова, n > 200 про/хв., тому приймаємодо установки генератор підвісного типу.
Потужність гідрогенератора залежить від КПД генераторай потужності турбіни на валу
/>, МВт (4.1)
/> МВт
де />-потужністьна виводах генератора.
Вибираємо гідрогенератор з наступними параметрами.
Таблиця 4.2 — Вихідні дані генератораТип S, МВт U, кв
/> P, МВт f, Гц cos ВГС-440 27 10,5 0,21 22 50 0,975 0,85 4.3 Підвищувальнийтрансформатор
Головний трансформатор (блоковий) підвищує напругадо значення, необхідного для передачі енергії на більші відстані. Перевага віддаєтьсятрифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності,іноді, застосовують групиіз трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюютьсяна відкритому повітрі.
За умовою завдання, видача потужності в системуйде на напрузі 110 кв.
Вибираємо трансформатор [10]
Таблиця 4.3 — Вихідні данні трансформатораТип S, МВА U, кВ
Uк,%
Рхх
Ркз ТРНДС 32 10,5 12,5 34 170
5.Спецпитання. Особливості головних схем електричних з’єднань5.1 Видисхем й їхнє призначення
Головна схема електричних з’єднань ЭС — це сукупністьосновного електроустаткування (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин,комунікаційної й іншої первинної апаратур з усіма виконаними між ними в натурі з’єднаннями[13].
Вибір головної схеми є визначальним при проектуванніелектричної частини ЭС, тому що він визначає повний состав елементів і зв’язківміж ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричнихз’єднань, схем власних потреб, схем вторинних з’єднань, монтажних схем і т.д.
На кресленні головні схеми зображуються в однолінійномувиконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.
В умовах експлуатації поряд із принципової головноїсхеми застосовуються спрощені оперативні схеми, у яких указується тільки основневстаткування. Черговий персонал кожної зміни заповнює оперативну схему й вноситьу неї необхідні зміни в частині положення вимикачів і роз’єднувачів, що відбуваютьсяпід час чергування.
На повній принциповій схемі вказують всі апаратипервинного ланцюга, що заземлюють ножі роз’єднувачів і віддільників, указують такожтипи застосовуваних апаратів. Існують також спрощені принципові схеми електричнихз’єднань, на яких, на відміну від повної, не вказуються деякі апарати — трансформаториструму, напруги, розрядники.5.2 Основнівимоги до головних схем електричних з’єднань ГЕС
При розробці головних електричних схем повиннібути визначені наступні дані [7]:
а) напруги, на яких видається енергія ЭС в енергосистему(як правило, їх повинне бути не долее двох); число й напрямки ЛЕП на кожній напрузі;потужність, передана по кожній лінії; рекомендує распределение, що, гідроагрегатівміж напругами;
б) необхідність зв’язку між двома РУ підвищенихнапруг (за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів), а також можливістьроботи РУ різних напруг без зв’язку між ними;
в) графіки активного навантаження ЭС й участь їїв загальному графіку активного навантаження енергосистеми по характерних періодахроку на кожній напрузі;
г) переструми потужності між РУ різних підвищенихнапруг ЭС;
д) найбільша потужність, втрата якої припустимапо наявності резервної потужності в енергосистемі й по пропускній здатності ЛЕПусередині системи й межсистемных зв’язків;
е) участь ЭС у покритті графіків реактивного навантаження(у тому числі в період максимуму активного навантаження енергосистеми); необхідністьроботи гідроагрегатів у режимі синхронних компенсаторів, а також у режимі споживанняреактивної потужності; необхідність установки шунтувальних реакторів, їхня потужність,номінальна напруга й схема приєднання; значення номінального коефіцієнта потужностігідроагрегатів за умовами роботи енергосистеми;
ж) струми к.з. по основним ЛЕП й індуктивні опорипрямій і нульової послідовності енергосистеми на шинах РУ підвищених напруг длямаксимального й мінімального режимів навантаження енергосистеми, а також, що відновлюютьсянапруги, на контактах вимикачів відповідного РУ;
з) необхідність установки на що відходять ЛЕП апаратівзахисту від комутаційних перенапруг, що виникають на цих лініях;
и) вимоги до гідроагрегатів й іншого електроустаткування,обумовлені умовами стійкості паралельної роботи ЭС в енергосистемі (параметри порушення,індуктивне опір і механічна постійна часу) і вимоги системної противоаварийной автоматики(власний час відключення вимикачів, необхідність секціонування шин підвищеної напруги,величина відключає мощности, що, для розвантаження ЛЕП);
к) припустимі коливання напруги на шинах підвищенихнапруг при різних режимах роботи оборотних агрегатів ГАЭС, у тому числі при прямомупуску;
л) електрична схема, що рекомендує головна, видачіпотужності.
Головна електрична схема повинна враховувати уведенняагрегатів ЭС і можливість розширення РУ підвищених напруг відповідно до перспективирозширення, розвитку енергосистеми. Видача електроенергії від гідроагрегатів першихчерг споруджуваної ЭС повинна передбачатися через відповідні частини постійних РУ.
Видача енергії від гідроагрегатів повинна проводитися,як правило, через трифазні підвищувальні трансформатори. У випадку відсутності вноменклатурі заводів трифазних трансформаторів необхідних параметрів або при транспортнихобмеженнях допускається застосувати групу із двох трифазних трансформаторів абогрупи однофазних трансформаторів.
Зв’язок між двома РУ різних напруг від 110 кв івище на ВРП ЭС виконується за допомогою автотрансформаторів, а при одній із двохнапруг рівному 35 кв і нижче — за допомогою двухобмоточных або трехобмоточных трансформаторів.До обмоток нижчої напруги трансформаторів і трехобмоточных трансформаторів допускаєтьсяпідключати генератори. Доцільність такого підключення генераторів повинна бути обґрунтованатехніко-економічним розрахунком й аналізом напруг на обмотках вищої й середньоїнапруг при різних режимах роботи автотрансформаторів зв’язку.
Кількість автотрансформаторів (трансформаторів)зв’язку РУ підвищених напруг, а також схеми їхніх приєднань до шин ВРП, обґрунтовуютьсявиходячи з режиму роботи цього зв’язку й з наявності зв’язків цих напруг у мережахенергосистеми.
До підвищувальних однофазних трансформаторів резервнафаза, як правило, не передбачається. Для однофазних автотрансформаторів зв’язкуВРП різних напруг, резервна фаза повинна передбачатися при установці на ВРП тількиоднієї групи автотрансформаторів. Заміна ушкодженої резервної фази повинна здійснюватисяшляхом перекочування резервної фази.
Для двох груп автотрансформаторів зв’язку установкарезервної фази не передбачається.
Усе автотрансформаторів і трехобмоточные трансформаторизв’язку РУ різних напруг повинні мати пристрою регулювання напруги під навантаженнямна одній напрузі (ВН або СН); при необхідності регулювання напруги на двох підвищенихнапругах передбачається установка лінійного вольтодобавочного трансформатора.
У головних електричних схемах ЭС застосовуютьсянаступні типи електричних блоків:
одиночний блок (генератор-трансформатор);
укрупнений блок (кілька генераторів, підключенихдо одного загального підвищувального трансформатора або до однієї групи однофазнихтрансформаторів через вимикачі й без них);
об’єднаний блок (кілька одиночних або укріпленихблоків, об’єднаних між собою без вимикачів на стороні ВН підвищувальних трансформаторів).
Тип блоку вибирається на підставі техніко-економічногозіставлення доцільних варіантів з урахуванням режимів роботи ЭС, витрат на встаткуваннягенераторної й підвищеної напруги, вартості втрат енергії в підвищувальних трансформаторах,зручностей експлуатації, конструктивно-компоновочных рішень й ін.
Можливість з’єднання всіх гідроагрегатів з підвищувальнимитрансформаторами в один блок або видачею всієї потужності ЭС через одну ЛЕП, повиннабути перевірена за умовами режиму роботи гідротехнічних споруджень й економічноприпустимого зливу води з урахуванням тривалості заміни ушкодженого встаткування.
Вимикачі або вимикачі навантаження між генераторамий підвищувальними трансформаторами повинні встановлюватися в наступних випадках:
при підключенні гідрогенераторів до автотрансформаторівабо до трехобмоточным трансформаторів;
при підключенні електричних блоків до ВРП по схемах,у яких з відключенням блоку з боку ВН змінюється схема підключення інших приєднань,що залишаються в роботі (схеми із двома системами шин з 4 вимикачами на 3 ланцюзі- схема «4/3», із двома системами шин з 3 вимикачами на 2 ланцюзі — схема«3/2», багатокутники та ін.);
в укрупнених й об’єднаних блоках, коли це необхіднопо режимних умовах або за умовами пуску, зупинки й синхронізації гідроагрегатів;
в одиничних блоках, коли необхідно забезпечитироботу головного або блокового трансформаторів власних потреб при відключенні генератора.
Відмова орт установки генераторних вимикачів узазначених блоках повинен бути обґрунтований.
Головні електричні схеми ЭС повинні задовольнятинаступні умови:
відмова будь-якого вимикача (у тому числі й у періодремонту будь-якого іншого вимикача) не повинен приводити до втрати блоків сумарноюпотужністю більшої потужності певної в пункті (д) і тих ЛЕП (двох і більше), відключенняяких може викликати порушення стійкості енергосистеми або її частин;
схеми, у яких на шини ЭС заводяться паралельнітранзитні ЛЕП, відмова будь-якого вимикача схеми не повинен приводити до випадання
обох ліній транзиту одного напрямку;
відключення ЛЕП з одного кінця повинне вироблятися,як правило, не більш ніж двома вимикачами;
відключення електричного блоку може вироблятисячотирма вимикачами РУ підвищеної напруги з урахуванням секційного вимикача;
відключення автотрансформаторів і трансформаторівзв’язку РУ різних напруг повинне вироблятися не більш ніж чотирма вимикачами РУоднієї напруги й не більш ніж, шістьома вимикачами РУ двох підвищених напруг;
вивід у ремонт вимикачів лінійних приєднань і приєднаньавтотрансформаторів зв’язку 110 кв і вище, як правило, повинен забезпечуватися безвідключення відповідного приєднання.
Для РУ ЭС напругою 110 кв і вище рекомендуєтьсядо розробки наступної схеми:
При напрузі 110-220 кв:
одиночний місток;
здвоєний місток (для РУ 110 кв);
чотирикутник (для РУ 220 кв);
одна секционированная вимикачем система шин (до10 приєднань для РУ 35 кв);
одна робоча секционированная вимикачем й обхіднимвимикачами (від 7 до 10 приєднань);
два робітники й обхідна система шин (від 8 до 15приєднань);
два робітники, секционированные вимикачами й обхіднасистеми шин із двома обхідними вимикачами (більше 15 приєднань).
При напрузі 330-750 кв:
с двома системами шин із твердим приєднанням блоківдо них і із приєднанням ліній до шин через два вимикачі;
схеми «багатокутник»”
с двома системами шин, з 4 вимикачами на 3 ланцюзі(схема «4/3»), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийнойавтоматики;
с двома системами шин, з 3 вимикачами на 2 ланцюзі(схема «3/2»), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийнойавтоматики;
схеми «4/3» й «3/2» із твердимприєднанням автотрансформаторів до збірних шин.
Крім схем електричних з’єднань, представлених вище,можуть застосовуватися інші схеми, що мають кращі техніко-економічні показники.
Техніко-економічним аналізом по обґрунтуванню варіантаголовної електричної схеми ЭС повинні бути розглянуті оперативні й ремонтні властивостісхеми, надійність безперебійного електропостачання, кількість необхідних апаратур,вартість РУ, зручність розподілу схеми противоаварийной автоматики, кількість операційз роз’єднувачами, розмір втрат електроенергії на холостий хід трансформаторів йін.
При виборі типів вимикачів для головної електричноїсхеми варто керуватися наступним:
а) вимикачі навантаження, установлювані в ланцюзігенераторів, генератор-двигун, як правило, повинне бути розраховане на відключенняструму к.з. від власного генератора;
б) на ГАЭС і пікових ГЕС для включення й відключенняагрегатів вимикачі або вимикачі навантаження повинні вибиратися з підвищеним ресурсомроботи, що виключає вивід агрегату з роботи для планового ремонту або ревізії вимикача(вимикача навантаження);
в) для включення (відключення) і реверсування оборотногоагрегату ГАЭС можуть використатися вимикач (вимикач навантаження) або роз’єднувачіз підвищеним ресурсом роботи;
г) для напруг 110-220 кв пікових ГЕС при відсутностігенераторних вимикачів, для ланцюгів, що генерують, блокових трансформаторів варторозглядати застосування вимикачів для частих комунікаційних операцій;
д) для напруг 110-220 кв варто віддавати перевагумалообъемным масляним вимикачам;
е) застосування КРУЕ 110 кв і вище визначаєтьсяположеннями пункту 2.5.5 Норм технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7];
ж) власний час відключення вимикачів повинне задовольнятивимогам стійкості електропередачі (енергосистеми).5.3 Методикавибору головних схем електричних з’єднань ГЕС
Вибір головних схем електричних з’єднань вироблятисяна підставі техніко-економічного зіставлення варіантів схем.
Варіанти головних схем для їхнього подальшого зіставленнявибираються відповідно до рекомендацій і вимогами керівних норм, до яких ставляться«Норми технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7], Норми технологічного проектуванняпідстанцій [8], Правила пристрою електроустановок [11]».
Після вибору варіантів головних схем, виробляєтьсяїхнє техніко-економічне зіставлення.
Економічним критерієм, по якому визначають найвыгоднейшийваріант, є мінімум наведених витрат, тис. грн./рік, обчислених по формулі:
/>, (7.1)
де /> – дисконтнаставка (дисконтний коефіцієнт), що враховує строк окупності ГЕС, приймається рівним0,1;
/> – одноразові капітальні вкладення в споруджують объекты, що;
/> – річні експлуатаційні витрати, у які входять норми амортизаційних відрахуваньі витрати на обслуговування;
/> – величина очікуваного збитку, викликаного можливим порушенням нормальноїроботи системи й порушенням електропостачання споживачів.
Величина очікуваного збитку враховується у випадках,коли станція займає важливе місце в системі електропостачання країни й очікуванийзбиток буде значний. Для невеликих станцій, як наприклад, проектована в даному дипломі,він не враховується.
При виборі головних схем електричних з’єднань маютьмісце такі поняття, як «одноцільова й багатоцільова оптимізація».
Вище викладений метод техніко-економічного зіставлення,коли вибір схеми проводиться лише по одному параметрі (мінімум наведених витрат),ставиться до методів одноцільової оптимізації. У випадках, коли проектується великастанція, що грає важливу роль у СЕС країни, ураховувати при виборі головної схемилише вартісні показники, буває недостатньо. Тоді виникає безліч показників (економічність,надійність, можливість подальшого розширення схеми й т.д.), які в різному ступенівластиві різним варіантам головних схем.
Ці, що відрізняються між собою варіанти входятьв, так називане, безліч Парето, і подальший вибір головних схем іде шляхом порівняннярізних варіантів по їхніх основних параметрах з метою виявлення найбільш оптимальноговаріанта головної схеми електропостачання.
Проводити вибір по методу багатоцільової оптимізації- трудомісткий і складний процес. Тому при проектуванні намагаються звести вибірдо вартісного показника, тобто до одноцільової оптимізації, якщо це можливо.5.4 Основніваріанти головних схем електричних з’єднань ГЕС
Основні варіанти головних схем наведені нижче в(табл.7.1, 7.2, 7.3, 7.4). Схеми зображені умовно, із вказівкою тільки основноговстаткування (трансформатори, високовольтні вимикачі, роз’єднувачі, реактори, вимикачінавантаження, запобіжники). Джерелом для наведених нижче схем є ” Норми технічногопроектування підстанцій” [8], застосування цих норм порозумівається, що ВРПЕС є у свою чергу підстанціями СЕС. Тому перераховані в нормах умови й рекомендаціїдля них також справедливі.
6.Розрахунок струмів короткого замикання6.1 Загальнівідомості
Короткими замиканнями (К.З.) називають усяке непередбачуваненормальними умовами роботи замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки),замикання фаз на землю (нульове проведення) у мережах із глухими-глухими-заземленимий эффективно-заземленными нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах[13].
К.З. виникають при порушенні ізоляції електричнихмашин, ізоляцій й електромеханічних частин.
В основному, ушкодження ізоляції відбувається зарахунок старіння, неправильного обслуговування, механічних ушкоджень. Крім того,К.З. викликаються перекриттям ТВЧ тваринами й птахами; ударами блискавок; обривЛЕП внаслідок погодних умов, дії людей, неправильної дії персоналу.
Протікання струмів К.З. приводить до збільшеннявтрат електроенергії в провідниках і контактах, що викликає їхнє підвищене нагрівання.Нагрівання може прискорити старіння й руйнування ізоляції, викликати зварюванняй вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Провідникий апарати повинні без ушкоджень переносити протягом заданого розрахункового часунагрівання струмами К.З., тобто повинні бути термічно стійкими.
Протікання струмів К.З. супроводжується також значнимиелектродинамічними зусиллями між провідниками. Якщо не прийняти належних мір, піддією цих зусиль ТВЧ й їхня ізоляція можуть бути зруйновані. ТВЧ, апарати й електричнімашини повинні бути сконструйовані так, щоб витримувати без ушкоджень зусилля, щовиникають при К.З., тобто мати електродинамічну стійкість.
К.З. супроводжується зниженням рівня напруги велектричній мережі. Різке зниження напруги при К.З. може привести до порушення стійкостіпаралельної роботи генераторів і до системної аварії з більшим збиткам.
Для забезпечення надійної роботи енергосистем ізапобігання ушкоджень устаткування при К.З. необхідно швидко відключати ушкодженаділянка. До мір, що зменшують небезпека розвитку аварій, ставляться також правильнийвибір апаратів за умовами К.З., застосування токоограничивающих пристроїв, вибірраціональної схеми мережі й т.п.
Розрахунок струму К.З. з урахуванням дійсних характеристикі дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складає з багатьох ЭСі підстанцій, досить складний. Разом з тим для рішення більшості завдань, що зустрічаютьсяна практиці, можна ввести допущення, що спрощують розрахунки й не вносять істотнихпогрішностей. До таких допущень ставляться наступні [13]:
приймається, що фази ЕДС всіх генераторів не змінюються(відсутність хитання генераторів) протягом усього процесу К.З.;
не враховується насичення магнітних систем, щодозволяє вважати постійними всіх елементів короткозамкненого ланцюга;
зневажають струмами, що намагнічують, силових трансформаторів;
не враховують, крім спеціальних випадків, ємнісніпровідності елементів короткозамкненого ланцюга не землю;
уважають, що трифазна система є симетричною (несиметричніК.З. розглядаються в конкретній крапці, вся інша частина схеми вважається симетричною);
зневажають активними опорами ланцюга, якщо відношеннях/ч більше трьох;
наближений облік навантаження. Для того, щоб урахуватив підживленні струму К.З. масу двигунів, що харчуються те генератора, приймають:потужність двигунів узагальнюється; навантаження підключається в схемах у характернихкрапках.
Зазначені допущення поряд зі спрощеннями розрахунківприводять до деякого перебільшення струмів К.З. (погрішність практичних методіврозрахунку не перевищує 10%, що прийнято вважати припустимим).6.2 Розрахунокструмів при трифазному короткому замиканні
Для того щоб зробити розрахунок кожного К.З. завихідною схемою ділянки енергосистеми складається так називана схема заміщення,у яку кожен елемент входить зі своїми опором, а джерела показуються крапками додаткаЕДС (рис.6.2).
Тому що елементи вихідної схеми щодо крапки К.З.перебувають у різних умовах (за рівнем напруги) необхідно всі опори елементів привестидо єдиної умови; до крапки К.З.
При використанні системи відносних одиниць вибираютьбазисні умови.
Як базисні величини приймаємо базисну потужністьSб і базисна напруга Uб.
За базисну потужність (залежно від потужностейтрансформаторів у схемі) приймають 100 МВА або 1000 МВА.
Як базисна напруга приймають напругу щабля К.З.(місця К.З.).
/> />
Рис 6.1 — Розрахункова схема Рис 6.2 — Схемазаміщення
Для наступного вибору й перевірки апаратур розглянемотри випадки розташування крапки К.З.
Струм К.З. на шинах 115 кв (крапка ДО1)
Базисні умови:
Sб = 100МВА, Uб = 115кв
/>; кА (5.1)
/>= 0,502 кА
/>
Рис.6.3 Схема заміщення при к.з. на шинах 115 кВ
Розраховуємо опору ланцюга по наступних формулах:
Опір системи:
xc = />,о. е. (1.5.2)
Опір ЛЕП:
x/> =/>; о. е
де /> – питомий опірВЛЭП (0,4 Ом/км)
/> – середня напруга ЛЕП; кв
L — довжина лінії, км.
Опір двухобмоточного трансформатора:
xт = />;о. е (1.5.4)
Опір синхронного генератора:
xг = />cos/>; о. е (1.5.5)
де /> – сверхпереходноеопір генератора />=0,23.
cos />=0,85.
Відповідно до вищевказаних формул расчитываем опірелементів ланцюга:
/>=/>
/>=/> =/>
/>=/> =/>
/>=/> =/>
Перетворимо схему:
/>=/> =/>
/>=/> =/> + />=/>
Тому що значення ЕДС генераторів на двох кінцяхгалузей схеми однакові, те
/>=/> =/>
/>=/> + />=/>
Схема має вигляд:
/> />
Рис 6.4 Рис6.5
Розраховуємо значення періодичної складової струмук.з. у нульовий момент часу.
Значення періодичної складової струму к.з. відсистеми:
Iп0* з = />=/>;
Iп0 з = Iп0* з/>/>=/> кА;
Значення періодичної складової струму к.з. відгенераторів:
Iп0* сг = />=/>;
Iп0 з = Iп0* з/>/>=/> кА;
де Ес — ЕДС системи, Е =1.
Есг — ЕДС генератора;
Есг = 1+ />; (5.2)
Есг = 1+ />;
Сумарне значення періодичної складової струму к.з.у нульовий момент часу на шинах 115 кв.
Iп0 Σ = Iп0 з + Iп0сг = 23,905 + 0,968 = 24,873 кА
Струм к.з. на шинах 10,5 кв (крапки К2, К3)
Базисні умови:
Sб = 100МВА, Uб = 10,5кВ
/>; кА (5.3)
/>= 5,499 кА
Відповідно до попередніх розрахунків:
/>/>
/>=/>/>
/>=/>/>
/>=/>/>
/>
Рис 6.6
Перетворимо схему:
/>=/> +/> = />+ 0,021/>
/>=/> + />=/>
/>
Рис 6.7
Далі перетворимо схему методом коефіцієнтів участі.Суть методу полягає в тім, що струм у місці к.з. приймається (в в.о) рівним 1 ірозраховується частка участі кожного джерела в підживленні крапки к.з.
Розрахунок проводиться по наступному алгоритмі:
Розраховуємо результуючий опір
/>=/>
Розраховуємо коефіцієнт участі:
/>
Розраховуємо загальний опір.
/>=/> + />=/>
Розраховуємо нові опори:
/>
/>
Перетворена схема має вигляд:
/>
Рис 6.8
Тому що ЕДС генераторів на кінцях галузей схемирівні, те
/>=/>
Схема має вигляд:
/>
Рис 6.9
Розраховуємо значення періодичної складової струмук.з. у нульовий момент часу:
Значення періодичної складової струму к.з. відсистеми
/>=/>
/>= />= />= 12,19 кА
Значення періодичної складової струму к.з. відгенераторів
/>=/>
/>= />= />= 9,07 кА
Сумарне значення періодичної складової струму к.зу нульовий момент часу на шинах 10,5 кв
Iп0 Σ = Iп0 з + Iп0сг = 12,19 + 9,07 = 21,26 кА
Найбільшим значенням струму к. з. у ланцюзі є ударнезначення струму к. з. Максимальне миттєве значення повного струму наступає звичайночерез 0,01з послу початку процесу к. з. воно зветься ударного струму й позначається/>
/>, кА (1.5.7)
де Ку — ударний коефіцієнт;
Ку з = 1,9; Ку г = 1,95 з(для генераторної напруги, 10 кв);
Ку = 1,8 (для 110 кв).
Розраховуємо значення ударного струму к.з.
На шинах 10 кв:
iу = />·1,95·21,26= 58,629 кА
На шинах 110 кв
iу = />·1,8·24,874= 63,316 кА
Всі основні розрахункові величини даного розділувносяться в таблицю 6.1
Таблиця 6.1Напруга ділянки ланцюга, кв
Значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу,
Iп0, кА
Ударне значення
струму к.з.
iу, кА Від системи Від генератора Сумарне 1 2 3 4 5 10,5 12, 19 9,07 21,26 58,629 115 23,905 0,968 24,873 63,316
Розрахунок однофазного к.з. не проводиться, томущо не входить у завдання. Струми однофазного к.з. можуть перевищувати значення трифазногок.з. Для зниження однофазних к.з. некомендуется разземление частини нейтрали трансформаторів.
7. Вибірвисоковольтних апаратур і струмоведучих частин
Струмоведучі частини (шини, кабелі) і всі видиапаратів (вимикачі, разъдинители, запобіжники, вимірювальні трансформатори й т.п.)повинні вибиратися відповідно до обчислених максимальних розрахункових величин(струмами, напругами, потужностями відключення) для нормального режиму й короткогозамикання. Для їхнього вибору проводиться порівняння зазначених розрахункових величинз допускають значениями, що, для ТВЧ і високовольтних апаратів. Складається таблицяпорівняння указаных розрахункових і припустимих величин. При цьому для забезпеченнянадійної роботи розрахункові величини повинні бути менше припустимих.
Вибір ТВЧ й апаратів проводиться по тривалих режимахроботи.
Тривалий режим роботи електротехнічного пристроюмає місце, коли система або електроустановка перебуває в одному з наступних режимів:нормальному, ремонтному й послеаварийном. [13]
Нормальний режим — це такий режим роботи електротехнічногопристрою, при якому значення його параметрів не виходять за межі, припустимі призаданих умовах експлуатації. [13]
У нормальному режимі функціонують всі елементиелектроустановки, без змушених відключень і перевантажень. Струм навантаження вцьому режимі може мінятися залежно від графіка навантажень. Для вибору апаратіві ТВЧ варто приймати найбільший струм нормального режиму Iнорм
Ремонтный режим — це режим планових, профілактичнихі капітальних ремонтів. У ремонтному режимі частина елементів електроустановки відключена,тому на елементи, що залишилися в роботі, лягати підвищене навантаження. При виборіапаратів і ТВЧ необхідно враховувати це підвищення навантаження до Iрем макс[13]
Послеаварийный режим — це режим, у якому частинаелементів електроустановки вийшла з ладу або виведена в ремонт внаслідок аварійного(позапланового) відключення. При цьому режимі можливе перевантаження елементів,що залишилися в роботі, електроустановки струмом Iп. ав. макс [13].
Из двох останніх режимів вибирають найбільш важкий,коли в розглянутому елементі електроустановки проходить найбільший струм Iмакс.
У такий спосіб розрахунковими струмами тривалогорежиму є:
Iнорм — найбільший струм нормальногорежиму; Iмакс — найбільший струм ремонтного або послеаварийного режиму.
Обрані ТВЧ й апарати перевіряють за умовами к.з. [11]. По режиму к.з. повинні перевіряться всі установки вище 1кв.:
а) електричні апарати, токопроводы, кабелі й іншіпровідники, а також опорні й несучі конструкції для них;
б) повітряні ЛЕП при ударному струмі к.з.50 кай більше для попередження схлестывания проводів при динамічній дії струмів к.з.
Проведення ВЛЕП, обладнаних пристроями швидкодіючогоАПВ, варто перевіряти на термічну стійкість.
Стійкими при струмах к.з. є ті апарати й провідники,які при розрахункових умовах витримують впливу цих струмів не піддаючись електричним,механічним й іншим руйнуванням або деформаціям, що перешкоджають їх подальшої нормальноїексплуатації.
По режиму к.з. при напрузі вище 1 кв не перевіряються:
а) апарати й провідники захищені плавкими запобіжникамиіз вставками на номінальний струм до 60А, — по електродинамічній стійкості.
б) апарати й провідники захищені запобіжникаминезалежно від їхнього номінального струму й типу, — по термічній стійкості.
Ланцюг уважається захищеної плавким запобіжником,якщо його здатність, що відключає, обрана відповідно до вимог ПУЕ й він здатнийвідключити найменший можливий аварійний струм у даному ланцюзі.
в) трансформатори струму в ланцюгах до 20 кв, щохарчує трансформатори або реактированные лінії, у випадках коли вибір трансформаторівструму за умовами к.з. вимагає такого завищення коефіцієнтів трансформації, приякому може бути забезпечений необхідні клас точності приєднаних вимірювальних приладів;
г) апарати й шини ланцюгів трансформаторів напругипри розташуванні їх в окремій камері або за додатковим резистором, убудованим узапобіжник або встановленим окремо.
Вибір високовольтних апаратів.
Роз’єднувач
Це контактний комутаційний апарат, призначенийдля відключення й включення електричного ланцюга без струму або з незначним струмом,що для забезпечення безпеки має між контактами у відключеному положенні ізоляційнийпроміжок.
При ремонтних роботах роз’єднувачем створюєтьсявидимий розрив між частинами оставшимся під напругою й апаратами виведені в ремонт.
Роз’єднувачі по числу полюсів можуть бути одней триполюсними, по роду установки — для внутрішніх і зовнішніх установок, по конструкції- що рубає, поворотного, що котиться, пантографічного й підвісного типу. По способіустановки розрізняють роз’єднувачі з вертикальним і горизонтальним розташуваннямножів.
Вибір роз’єднувачів:
По напрузі установки
Uн/> Uуст
По струму
Iнорм/> Iном,Iнорм/> Iмакс
По конструкції й роду установки.
По електродинамічній стійкості
iпр.с />iу;Iп0 /> Iпр.с
де iпр.с, Iпр.с — граничнийнаскрізний струм (амплітуда й діюче значення);
По термічній стійкості
Вк/> />·tтер
де Вк — тепловий імпульс, кА2·с
Вк = />·tпр(1.6.1)
tпр — наведений час відключення к. з.
tпр = tр.з. +tс.в,(1.6.2)
Цей час визначається за часом дії основних релейнихзахистів і за повним часом відключення вимикачів.
Приймаємо tр.з = 0,1
tс.в — час спрацьовування вимикачівпо каталозі
/> – граничний струм термічної стійкості;
tтер — тривалість протіканняграничного струму термічної стійкості.
Перевірка й вибір роз’єднувачів наведені в підсумковійтаблиці даного розділу.
Вимикачі високої напруги
Вимикач — комутаційний апарат, призначений длявключення й відключення струму.
Вимикач є основним апаратом в електричних установках,він служить для включення й відключення в ланцюзі в будь-яких режимах: тривале навантаження,перевантаження, к.з. холостий хід, несинхронна робота. Найбільш важкою й відповідальноюоперацією є відключення струму к.з. і включення на існуюче к.з.
До вимикачів високої напруги висувають наступнівимоги:
Надійне відключення будь-яких струмів (від десятківамперів до номінального струму відключення);
Швидкість дії, тобто найменший час відключення;
Придатність для швидкодіючого АПВ, тоесть швидкевключення вимикача відразу після відключення;
Можливість пофазного (пополюсного) керування вимикачів110 кв і вище;
Легкість ревізії й огляду контактів;
Взрыво — і пожаробезопасность;
Зручність транспортування й експлуатації.
У дипломному проекті до установки приймаються элегазовыевимикачі.
Достоїнства элегазовых вимикачів:
Взрыво — і пожаробезопасность, швидкість дії, високаздатність, що відключає, мале зношування дугогасительных контактів, можливість створеннясерій з уніфікованими вузлами, придатність для зовнішньої й внутрішньої установки.
Недоліки элегазовых вимикачів:
Необхідність спеціальних пристроїв для наповнення,перекачування й очищення элегаза, відносно висока вартість.
Вибір вимикачів:
По напрузі установки Uн/> Uуст
По тривалому струмі Iнорм/> Iном, Iнорм/> Iмакс
По здатності, що відключає
У першу чергу виробляється перевірка на симетричнийструм відключення за умовою:
Iп/>/> Iотк.ном
Потім перевіряється можливість відключення аперіодичноїскладової струму к.з
iаτ/>iан = />,
де iан — номінальне припуска значение,що, аперіодичної складової у відключає токе, що, для часу />;
/> нормований зміст аперіодичної складової у відключає токе, що, %
iаτ — аперіодична складова струмук. з. у момент розбіжності контактів />;
/> – найменший час від початку к. з. до моменту розбіжності дугогасительныхконтактов
/>= tз. мін.+ tс.в = 0,01+0,035 = 0,045з
tз. мін = 0,01 з — мінімальний час діїрелейного захисту;
tс.в — власний час відключення вимикача.Якщо умова Iп/>/> Iотк.ном
iаτ/>iан, те допускаєтьсяперевірку за здатністю, що відключає, робити по повному струмі к.з.:
(/> Iп/> + iаτ)/> /> Iотк.ном (1 + />)
По здатності, що включає, перевірка виробляєтьсяза умовою />iвкл iу; Iп/>0 Iвкл, где iу — ударний струм к. з. у ланцюзі вимикача;
Iп0 — початкове значення періодичноїскладової струму к. з. у ланцюзі вимикача;
Iвкл — номінальний струм включення(діюче значення періодичної складової);
iвкл — найбільший пік струму включення;
На електродинамічну стійкість вимикачі перевіряютьсяпо граничних наскрізних струмах к.з.
Iп0/> Iдин,iдин/>iу
де Iдин — діюче значення періодичногоскладового граничного наскрізного струму к. з.,
iдин — найбільший пік (струм електродинамічноїстійкості) по довіднику;
На термічну стійкість вимикач перевіряється потепловому імпульсі струму к.з:
/>;
де /> – тепловийімпульс струму к. з. з розрахунку;
/> – струм термічної стійкості по довіднику;
/> – тривалість протікання струму термічної стійкості по довіднику, с.
Вимірювальні трансформатори.
Трансформатори струму.
Вони призначені для зменшення первинного струмудо значень, найбільш зручних для вимірювальних приладів і реле, а також для відділеньланцюгів виміру й захистів від первинних ланцюгів високої напруги.
Вибір трансформатора струму виробляється:
1. По напрузі установки
Uн/> Uуст;
2. По струму
Iнорм/> I1ном,I1ном/> Iмакс
Номінальний струм повинен бути якнайближче до робочогоструму установки, тому що навантаження первинної обмотки приводить до збільшенняпогрішностей;
3. По конструкції й класу точності;
4. По електродинамічній стійкості:
/>, iдин/> iу
де iу — ударний струм к. з. з розрахунку;
/> – кратність електродинамічної стійкості по довіднику;
iдин — струм електродинамічної стійкості;
I1ном — номінальний первинний струмтрансформатора струму;
Електродинамічна стійкість шинних трансформаторівструму визначається стійкістю самих шин РУ, внаслідок цього такі трансформаторипо цій умові не перевіряються;
По термічній стійкості
/>; />;
де /> – тепловийімпульс із розрахунку; Кт — кратність термічної стійкості по довіднику;/> – струм термічної стійкості;
По вторинному навантаженню
Z2/> Z2ном,
де Z2 — вторинне навантаження трансформатораструму;
Z2ном — номінальне припустиме навантаженнятрансформатора струму в обраному класі точності.
Трансформатор напруги
Він призначений для зниження високої напруги достандартного значення 100 або 100//> У и длявідділення ланцюгів виміру й релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги.
Вибір:
По напрузі установки
Uн/> Uуст;
По конструкції й схемі з’єднання обмоток;
По класі точності;
По вторинному навантаженню
/>,
де /> – номінальнапотужність в обраному класі точності, при цьому варто мати через, що для однофазнихтрансформаторів, з’єднаних у зірку, варто взяти сумарну потужність всіх трьох фаз,а для з’єднаних за схемою відкритого трикутника — подвоєну потужність одного трансформатора;
/> – навантаження всіх вимірювальних приладів і реле, приєднаних до трансформаторанапруги, ВА.
Тому що інформація про состав вимірювальних приладівне представлена, вибір трансформаторів напруги проводиться тільки по трьох першихумовах.
Таблиця 7.1 Вибір високовольтних апаратівГенераторна напруга 10кв Напруга 110 кв Розрахункові дані Номінальні дані Розрахункові дані Номінальні дані 1 2 3 4 Високовольтні вимикачі
Uуст= 10 кв
Uном=10 кв
Uуст= 110 кв
Uном= 110 кв
Iнорм= 1836 А
Iмакс= 19,32 А
Iн=2000 А
Iнорм= 283,4 А
Iмакс= 298,3 А
Iном= 1250 А
Iп/> = 12,19 А
іа/> = 7,43 кА
Iотк.ном= 25 кА
іа.ном= 25 кА
Iп/> = 23,905 кА
іа/> = 26,07 кА
Iотк.ном= 40 кА
Iа.ном= 42,4 кА
/>Iп/> +іа/>
= 24,67 ка
/>Iотк.ном (1+/> /100)
= 45,96 ка
/>Iп/> +іа/>
= 59,88 ка
/>Iотк.ном (1+/> /100)
= 76,93 кА
іу= 58,629 кА
івкл= 64 кА
ідин= 64 кА
іу= 63,316 кА
івкл=100 кА
ідин= 125 кА
Iпо.с= 12,19 кА
Івкл= 25 кА
Ідин= 25 кА
/>= 24,873 кА
Івкл= 40 кА
Ідин= 50 кА
/>102,08 кА2з
/>7500кА2з
/> 19,61 кА2з
/>=2500 кА2з Роз’єднувачі
Uуст= 10 кв
Uном=10 кв
Uуст= 110 кв
Uном= 110 кв
Iнорм= 1836 А
Iмакс= 1932 А
Iном= 2000 А
Iнорм= 283,4 А
Iмакс= 298,3 А
Iном= 1250 А
іу= 58,629 кА
іпр.с= 85 кА
іу= 63,316 кА
іпр.с= 80 кА
/>= 21,26 кА
Іпр.с= 85 кА
/>= 24,873 кА
Іпр.с= 80 кА
/> 59,66 кА2з
/>=3969 кА2з
/>102,08 кА2з
/>=3969 кА2з Трансформатори струму
Uуст= 10 кв
Uном=10 кв
Uуст= 110 кв
Uном= 110 кв
Iнорм= 1836 А
Iмакс= 1932 А
Iном= 2000 А
Iнорм= 283,4 А
Iмакс= 298,3 А
Iном= 400 А
іу= 58,629 кА
ідин= 100 кА
іу= 63,316 кА
ідин= 74,5 кА
/> 19,61 кА2з
/>=4800 кА2з
/>102,08 кА2з
/>=1071,6кА2з
Z2=1,01
Z2ном=1,2 Ом
Z2=3,81 Ом
Z2ном=4 Ом
Розрахункові дані для вибору високовольтних апаратур:
1. /> = />А
/>/>А
/> = />А
/>/>А
2. Iп/> г=0,56/> =0,6 кА; Iп/> з = Iп0з =12,19 кА (10 кв)
0,56 — коефіцієнт по кривих (13)
Iп/> г=0,62/> =0,6 кА; Iп/> з = Iп0з =23,905 кА (110 кв)
0,62 — коефіцієнт по кривих (13)
Для перевірки вибираємо найбільше значення.
іа/> =/>Iп0з/>=/> 12, 19/> = 7,43 кА (10 кв)
іа/> =/>/>/>=/> 24,873/> = 26,07 кА (110 кв)
4. />Iп/> +іа/> = />12,19 + 7,43 = 24,67 кА (10кв)
/>Iп/> +іа/> = />23,905 + 26,07 = 59,88 кА (110кв)
5. /> Iпо2(tотк.+ tр.з) =12, 192 (0,1 + 0,32) = 19,61 кА2з(10 кв)
/> Iпо2 (tотк.+ tр.з) = 24,8732(0,1 + 0,65) = 102,08 кА2з (110 кв)
/>= 252 />= 2500 кА2з(10 кв)
/> = 502/> = 7500 кА2з(110 кв)
Для роз’єднувачів:
/> />2 (tотк.+tр.з) = 21,162/>= 59,66 кА2з(10 кв)
/> />2 (tотк.+tр.з) = 24,8732/> = 102,08кА2з (110 кв)
/>= 31,52 />= 3969 кА2з(10 кв)
/> = 31,52/> = 3969 кА2з(110 кв)
Для трансформаторів струму:
/>= 402 />= 4800 кА2з(10 кв)
/> = 18,92/> = 1071,63кА2з (110 кв)
Індуктивний опір струмових ланцюгів не велико,тому z2=r2;
r2 = rпр + rприб+ rк,
де rприб — сумарний опір послідовновключених обмоток приладів; (13)
Вторинне навантаження складається з:
Амперметр Э-335 (на фазі А — 0,5 ВА), ВаттметрР — 335 (на фазах А и С — 0,5 ВА), Лічильник САЗ — 681 (на фазах А и С — 2,5 ВА)
Разом на фазі А навантаження найбільша
Rприб = />=3,5/52=0,14 Ом
r2= r2н — rприб — rк = 1,2 — 0,14 — 0,05 = 1,01 Ом
rк — опір контактів при 3х приладах.
Для 110 кв
r2= 4 — 0,14 — 0,05 = 3,81 Ом
Вибір струмоведучих частин.
Ми проводимо вибір кабельної лінії з’єднуючий генераторз підвищувальним трансформатором, а також відпайку від цієї лінії до трансформаторавласних потреб. Останнім часом широке поширення одержали кабелі марки XLPE зі зшитогополиэтилена [10]
Ізоляція зі зшитого полиэтилена XLPE (вулканізованийполиэтилен) являє собою однорідну діелектричну масу полиэтилена з додатковими поперечнимизв’язками між молекулами по вуглецевих ланцюжках, що утвориться в результаті технологічногопроцесу, називаного вулканізацією або зшивкою.
Він широко застосовується в енергетику як ізоляціясилових кабелів. Більше висока температурна стабільність матеріалу ізоляції — ізпрактично немінливими діелектричними параметрами — означає більше високі струмовінавантаження, як робітники так й у режимі к.з.
Крім того додатковими перевагами є:
Низьке значення тангенса кута діелектричних втрат
tg />=4/>;
Діелектрична проникність />=2,4 і внаслідок цього малавеличина ємності;
Легкість і зручність при монтажі;
Простий монтаж арматур;
Малий радіус вигину й питома вага;
Відсутність у необхідності подальшого обслуговування.
Вибір кабелів напругою вище 1 кв. По напрузі установки
Uн/> Uуст;
По конструкції.
По економічній щільності струму дані кабелі невибираються (11), як збірні шини електроустановок й ошиновка в межах ВРП й ЗРП всіхнапруг;
По нагріванню довгостроково припустимим струмом.
Iмакс/> Iдоп,
де Iдоп — довгостроково припустимийструм з урахуванням виправлення на число поруч покладених у землі кабелів К1і на температуру навколишнього середовища К2.
Iдоп = К1 К2 Iдл.доп.ном
Кабелі прокладені на повітрі
ДО2 = 1,13
Обрані кабелі перевіряють на термічну стійкість
Визначаємо мінімальний перетин по термічній стійкості:
Smin = /> /З
З = 98 А*с/мм2
(для кабелів з мідними жилами й поліетиленовоюізоляцією [13]);
Вибір кабелів відображений у таблиці 6.2
Таблиця 7.2
Напруга
Установки
Uуст, кв
Номінальне
напруга
Uном, кв
Макс
робітник
струм
Iмакс, А
Довгостроково
припустимий
струм
Iдл.доп, А
Мінімально
припустиме
перетин
qмин, мм2
Обраний перетин
q, мм2 10 10 1932 2016 412 500
Iмакс = 1932 А (з попередніх розрахунків);
Кабелі прокладені в повітрі тому ДО1не враховуємо.
Iдл.доп = />=/> = 2016 А
де К2 = 1 поправочний коефіцієнт натемпературу навколишнього середовища;
/> – довгостроково припустимий струм по каталозі для даного виду кабелю; А
qmin = /> /З = />; мм2
З = 98 (для кабелів з мідними жилами й поліетиленовоюізоляцією на напругу 10 кв) [13]
/> – час спрацьовування релейних захистів, з;
/> – час відключення вимикача, з;
qmin = /> мм2;
Вибираємо кабель XLPE — 10 кв 2Х (1Х500) мм2
8. Економічначастина8.1 Загальніположення
Кошторисна вартість будівництва — це сума коштів,обумовлена кошторисними документами відповідно до проектної документації. Правильноскладена кошторисна документація є основним незмінним фінансовим документом на весьперіод будівництва.
Початковим етапом спорудження електромережевихоб’єктів є підготовка території будівництва. При цьому виробляється знос об’єктів;перенос доріг, ЛЕП, водопроводу; вирубка лісів і чагарнику; проектованої електричноїмережі, що знаходяться на території. Відшкодування збитку організаціям і приватнимособам, що постраждали від зносу.
Основними об’єктами будівництва мережі є повітрянілінії і підстанції. Вартість ЛЕП визначається номінальною напругою, перетином проводу,видом опор, районом по ожеледі.
Оцінка капітальних вкладень у підстанцію виробляєтьсяпідсумовуванням наступних складових: РП, трансформаторів, пристроїв, що компенсуютьі реакторів, постійної частини витрат.
Об’єкти підсобного господарства й обслуговуючогопризначення знаходяться на території підстанції, до яких входять: будинки керуванняй обслуговування, масло господарства, склади й інші спорудження.
Об’єкти транспорту і зв’язки призначені для обслуговуванняпід’їздів і доріг на підстанціях, а також будинки обслуговування транспорту і зв’язку.
Зовнішні мережі і спорудження містять у собі: водопроводи,каналізацію, котельні і газифікацію.
Благоустрій території включає в себе наступні заходи:вертикальне планування, пристрій доріжок і підсипань, озеленення, огородження івисвітлення території підстанції.
Інші роботи і витрати визначаються територією іспецифікою району, тривалістю і складністю будівництва, науково-дослідними роботамив ході робіт і доплатами за рухливу роботу.
Зміст дирекції і технічний нагляд обумовлений складністюбудівництва, а також великим числом різних підприємств, будівельних бригад, суміжниківі постачальників, зайнятих у виробничому процесі.
Правильність і точність складання зведеного кошторисногорозрахунку вартості будівництва є визначальним питанням при розрахунках витрат набудівництво нових, розширення і реконструкції електричної мережі. В даний час вУкраїні складається складна економічна ситуація, яка в першу чергу впливає на державніоб’єкти енергетики, що підкреслює актуальність даних розрахунків.
У даному проекті виробляється розрахунок кошторисноївартості спорудження електричної мережі з обліком майже усіх вище зазначених витрат.Розрахунок спорудження підстанції ведеться по укрупненій вартості підстанції завинятком витрат незв’язаних з капітальними вкладеннями в підстанцію. Облік цих витратведеться в самому кошторисі вартості спорудження електричної мережі.8.2 Визначеннякошторисної вартості підстанції
Вартість будівництва підстанції визначається йогокошторисом, який характеризує граничний рівень витрат на споруду об’єкта.
Розрахунок кошторисної вартості енергетичного об’єкта,що будується, виконується у вигляді зведеного кошторисно — фінансового розрахунку,що складається з 12 глав.8.3 Послідовністькошторисно-фінансового розрахунку будівництва підстанції 110/35/10 кВ
Дані для кошторисно-фінансового розрахунку буливзяті з методичних вказівок.
Загальна вартість об’єктів основного виробничогопризначення була взята з таблиці 8.1
Витрати на підготовку будівництва дорівнюють 1,5%від загальної вартості об’єктів основного виробничого призначення.
Витрати на пункти 3, 5, 6, 7, 9 таблиці 8.1 буливзяті з методичних вказівок
Витрати на тимчасові будівлі і споруди дорівнюють0,8% від суми витрат пунктів 1-7 таблиці 8.1.
Зміст дирекції підстанції, так само як і підготовкаексплуатаційних кадрів дорівнюють 0,3% від суми витрат пунктів 2, 3 таблиці 8.1.
Витрати на проектні і вишукувальні роботи дорівнюють5% від суми витрат пунктів 1-9 таблиці 8.1.
9. Охоронапраці й навколишнього середовища
У даному розділі розглянуті питання охорони праціоперативного персоналу по обслуговуванню станцій з постійним чергуванням.
На розглянутій у даному проекті станції існує кількавидів небезпечних і шкідливих факторів, які можна розділити на видимі й невидимі.
До невидимих факторів ставляться: напруженістьелектромагнітного поля, що у деяких місцях досягає максимальних значень; можливістьпоразки напругою встаткування станції 110 й 330 кв; наведена напруга. Для приміщенняОГТУ характерними факторами є шум і недостатня освітленість, більші виробничі площіз малим ступенем обігріву в зимовий період. Розглянемо докладніше приміщення головногощита керування (ГЩУ).
Метеорологічні умови на виробництві або мікрокліматвизначають наступні параметри: температура на повітрі в приміщенні, З; відноснавологість повітря, %; рухливість повітря, м/с; теплове випромінювання, В1 ч/м2.Ці параметри вибираються відповідно до вимог ДЕРЖСТАНДАРТ 12ЛДЮ5-88.
Теплове випромінювання походить від електромагнітнихреле, розташованих у релейному захисті за ГЩУ. У зв’язку із цим необхідно забезпечитинаявність системи приточно-вытяжной вентиляції.
Також від цих пристроїв релейного захисту, Вазпов,установлених на щиті постійного струму, а також приладів денного висвітлення йдешум. Шум має характер постійного гулу промислової частоти, тому при вже наявнихтехнічних і стоительных рішеннях однієї з мір захисту від шуму для таких станційяк ГЕС, є будівля выгородки між ПДУ й релейним залом (ДЕРЖСТАНДАРТ 12.1.003-83).
Для забезпечення найбільш сприятливих умов зоровоїроботи прийнято нормувати мінімальну освітленість. При цьому необхідно учитыватьразрядточності й напруженості зорової роботи. У цьому випадку ми маємо справу із зоровимироботами середньої точності. Робочий процес у таких приміщеннях передбачає установкутрьох видів висвітлення; робочого й аварійного висвітлення безобастности. Крім цього,природне висвітлення ГЩУ бічне — Кнорм =1,3 згідно Снип П-4-79.
Искусственое висвітлення припускає; вибір системивисвітлення й тип джерела; визначення норм освітленості; установка типу світильниківі виробництво розміщення світильників.
До установки приймемо світильник ЛД із лампамиЛБ-80, ЛД-80, Для даного ГЩУ мінімальна освітленість Емин= 200 люкс.
Зробимо розрахунок штучного висвітлення методомкоефіцієнта використання світлового потоку.
Вихідні дані:
Emin= 200 люкс;
S= 50 12=600 м — площа приміщення;
ДО= 1,5 — коефіцієнт запасу;
Z=1,1 — коефіцієнт мінімального висвітлення;
n=2 — число ламп у світильнику;
? = 45% — коефіцієнт використання світлового потоку;
Ф=4960.
/>,
/>шт.
Індекс приміщення:
Рн=50%, Рс=30%, Рр=10%.
/>
Шум
У результаті гігієнічних досліджень установлено,що шум і вібрації погіршують умови праці, впливаючи на організм людини. При триваломувпливі шуму на організм людини відбуваються небажані явища: знижується гостротазору, слуху, підвищується кров’яний тиск, знижується увага. Сильний тривалий шумможе бути причиною функціональних змін серцево-судинної й нервової системи.
Одним з методів зменшення шуму на об’єктах енергетичноговиробництва є зниження й ослаблення шуму в його джерелах: електричних машинах ітрасформаторах, компресорах і вентиляторах, у машинах паливного готування й ін.
У машинах часто причиною неприпустимого шуму єзношування підшипників, неточна зборка деталей при ремонтах і т.п. тому в процесіексплуатації всіх машин необхідно виконувати всі вимоги й правила технічної експлуатації.Ненормальний підвищених шум, створюваний трансформаторами, часто буває через нещільнестягування пакетів сталевого сердечника, а в элестродвигателях при їхньому перевантаженніабо роботі при обриві одного фазного проведення в живильному ланцюзі. На підстанціїосновними джерелами шуму є трансформатори й синхронні компенсатори. Як зменшеннявиробничого шуму зробити зміну СК на статичні тиристорні компенсатори.
Техніка безпеки.
Технічна експлуатація діючих електроустановок електростанцій,підстанцій і мереж здійснюється електротехнічним персоналом відповідно до відомчихправил технічної эксплуатаци електростанцій і мереж (ПТЭ) і правилами техніки безпекипри експлуатації електроустановок (ПТБ).
Обслуговування електроустановок здійснюється адміністративно-технічним,черговим, ремонтним або оперативно-ремонтним електротехнічним персоналом.
У процесі експлуатації електроустановок виробляютьсяроботи, передбачені графіками планово-попереджувального ремонту діючого встаткування,профілактичні випробування ізоляції електромашин, трансформаторів, кабелів, релейноїзахисту й автоматики й ін.
Роботи в діючих електроустановках підрозділяютьсявідносно прийнятих мір безпеки на три категорії:
Зі знятою напругою;
Під напругою на струмоведучих частинах із застосуваннямэлектрозащитных засобів;
Без зняття напруги на струмоведучих засобах. Доних ставляться роботи, виконувані за огородженням, на корпусах й оболонках електроустаткування,а також роботи, виконувані на відстанях.
Захисне заземлення й зануление електроустановок.
Захисним заземленням називається навмисне електричнез’єднання із землею або її еквівалентом металевих струмоведучих частин, які можутьвиявитися під напругою. Корпуси електромашин, трансформаторів, апаратів й інші металевіструмоведучі частини можуть виявитися під напругою при ушкодженні ізоляції й контактіїх зі струмоведучими частинами. Якщо корпус при цьому не має контакту із землею,то дотик до нього також небезпечно, як і дотик до фази. Заземлення може бути ефективнотільки в тому випадку, якщо струм замикання на землю не збільшується зі зменшеннямопору заземлення. Це в мережах з ізольованої нейтралью, де при глухому замиканніна землю або на заземлений корпус, наприклад фази А струм не залежить від величинипровідності заземлення.
Занулением називається навмисне електричне з’єднанняз нульовим провідником металевих струмоведучих частин, які можуть виявитися піднапругою. Нульовим захисним провідником називається провідник з’єднуючий зануленныечастини із глухозаземленной нейтральною крапкою обмотки джерела струму або її еквівалентом.Зменшити напруга корпуса, що перебуває в контакті зі струмоведучими частинами, пристроємзаземлення мережі із глухозаземленной нейтралью — неможливо. Зануление перетворюєзамикання на корпус в однофазне коротке замикання, у результаті чого відключаєтьсяушкоджена ділянка мережі. Зануление знижує потенціали корпусів, що з’являються вмомент замикання на землю.
Вимірювальні трансформатори
На електричних ПС широко застосовуються вимірювальнітрансформатори. Згідно ПУЭ, вторинні обмотки вимірювальних странсформаторов заземлюються.Заземлення цих обмоток грає захисну функцію від ушкоджень ізоляції між первиннимий вторинними обмотками.
Для трансформатора струму небезпека предствляетробота в режимі хх, тому що при цьому у вторинній обмотці индуцируется ЭДС у кількаразів перевищуючу напругу мережі. Виключення аварійного режиму забезпечується шляхомзакорачивания вторинних обмоток ТТ.
Організаційні й технічні заходи
Організаційними заходами, що забезпечують безпечнепровадження робіт у діючих електроустановках електростанцій, підстанцій і мережє: оформлення роботи спеціальним нарядом-допуском або розташуванням, видача дозволомна підготовку робочих місць і допуску бригади до роботи, нагляд за безпекою працюючихпід час виконання роботи, переклад бригади на інше робоче місце, оформлення перерву роботі і її закінчення.
Для безпечного виконання робіт з повним або частковимзняттям напруги в електроустановках станцій, підстанцій і мереж необхідно виконатинаступні вимоги й технічні заходи:
Зробити відключення й вжити заходів, препядствующиевипадковій подачі напруги до місця роботи.
Вивісити на рукоятках заборонні плакати, при необхідностівстановити тимчасові огородження не відключених струмоведучих частин.
Переносні заземлення підключати до заземлюючогопристрою, після чого перевірити відсутність напруги на відключені для виробництвароботи струмоведучих частинах, на яких повинні бути накладені заземлення.
Накласти на відключені струмоведучі частини переноснізаземлення або виключити заземлюючі ножі роз’єднувачів.
Якщо робота виробляється із частковим зняттям напруги,то встаткування оставшееся під напругою налагодити, а на огородження вивісити плакати.Безпека оперативних перемикань.
У процесі експлуатації електроустановок електростанцій,підстанцій і мереж, черговий персонал виконує перемикання за допомогою комутаційнихапаратур. Згідно ПТЭ всі оперативні переключенияв електроустановках вище 1000 Уповинні вироблятися тільки за розпорядженням старшого чергового на зміні або начальникаэлектроцеха.
Схема із двома системами збірних шин, застосовуванана підстанції, дозволяє робити ремонт будь-якої секції без перерви живлення споживачів,і можливістю ремонту будь-якого шинного разъдинителя з відключенням лише одногоприєднання відповідного ланцюга.
Для забезпечення безпеки при виробництві оперативнихперемикань застосовуються блокування. Блокування як механічні, так й електричні.
Міри пожежної безпеки
На РЕПЕТУЮ прийняті такі міри пожежної безпеки;
доріжки й кабельні канали обладнані протипожежнимиперегородками;
всі АТ обладнані автоматичною системою пожежогасіння;
всі маслонаполненное встаткування обладнане приямкамиіз гравієм;
на території РЕПЕТУЮ перебуває ящик з піском;
РЕПЕТУЮ забезпечено системою пожежного водопостачанняй пожежних гідрантів;
РЕПЕТУЮ обладнано пожежною сигналізацією,
Крім технічних заходів щодо пожежної безпеки повиннівиконуватися й організаційні: працівники станції повинні проходити пожежний інструктаж,поглиблювати знання по пожежній безпеці при підвищенні кваліфікації, учавствоватьу протипожежних тренеровках і проходити технічну перевірку знань ППБ відповіднодо вимог діючих нормативно — технічних документів по підготовці організаційних заходівварто виділити організацію на станції добровільної пожежної дружини, керує якоїмайстер станції.
Висновок
У ході дипломного проекту були розглянуті особливостітехнологічного процесу на ГЕС, принципові схеми й состав споруджень. Видача потужностівиробляється по двухцепной ЛЕП, приєднаною урізанням у вже існуючу ЛЕП на напрузі110 кв. За результатами техніко-економічного складання варіантів головних електричнихсхем, обрана схема «чотирикутник», внаслідок своєї економічності й високоїнадійності. Обрано основне встаткування: підвісний гідрогенератор потужністю 27Мвт, радіально-осьова турбіна й підвищувальний трансформатор потужністю 32 МВА,напруга 10,5/121 кв із ПБВ.
Зроблено розрахунок струмів трифазного к.з. (відгенератора, від системи, ударний струм к.з.) і обраний високовольтне встаткування(элегазовые вимикачі, роз’єднувачі, вимірювальні трансформатори, струмоведучі частини(кабелі марки ХLPE).
У спеціальному питанні розглянуті особливості головнихсхем електричних з’єднань ГЕС; основні нормативні документи, вимоги, методика вибору,основні види.
В економічній частині розраховані основні техніко-економічніпоказники ГЕС.
У розділі охорони праці розглянуті питання санітарно-гігієнічнихумов трудана робітнику місці, техніка безпеки при експлуатації силового трансформатора,зроблений розрахунок заземлюючого пристрою в одношаровому ґрунті.
У методичній частині розроблена програма підготовкифахівця «електромонтера з ремонту електроустаткування».
РЕКОМЕНДАЦІЇ
ГЕС малої потужності в першу чергу рекомендуєтьсябудувати в районах, де необхідно регулювати паводки, наприклад у районі ріки Тиси.
Крім того ГЕС можна використати для покриття навантаженьу піковій і напівпіковій частині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕСнайменш ефективна.
В умовах підвищення цін на газ, виробіток електроенергіїГЕС, з урахуванням собівартості, важлива для економіки країни.