Передмова

Тема комплексного дипломного проекту:

"Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"".

Першу частину " Проектування головної схеми електричних з'єднань і вибір електроустаткування " виконав Судак А. С.

Другу частину " Проектування системи електропостачання власних 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 вибір електроустаткування

1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії 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 електричних з'єднань

5.1 Види схем й їхнє призначення

5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС

5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС

5.4 Основні варіанти головних схем електричних 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 струмоведучих частин

8. Економічна частина

8.1 Загальні положення

8.2 Визначення кошторисної вартості підстанції

8.3 Послідовність кошторисно-фінансового розрахунку будівництва 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 головних електричних з'єднань, обране електроустаткування (гідротурбіна, гідроагрегат, що підвищує трансформатор, вимикачі, роз'єднувачі, вимірювальні трансформатори й струмоведучі частини).

Ціль роботи: " Проектування схеми головних електричних з'єднань і вибір електроустаткування приплотинной ГЕС потужністю 2х27 Мвт на ріці "Т"".

У спеціальній частині проекту проаналізовані особливості головних схем електричних з'єднань ГЕС.

В економічному розділі розраховані основні техніко-економічні показники ГЕС.

Перелік умовних 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 енергію водотоків й є високоефективним джерелом електроенергії. Вони являють собою комплекси складних інженерних споруджень, гідросилового, електричного й механічного встаткування. Хоча основна функція ГЕС складається у виробництві електроенергії, при їхньому проектуванні враховуються інтереси й інші галузі господарства, пов'язаних з використанням водотоку: іригації, водного транспорту, водопостачання, зрошення, рибного господарства та інші.

При проектуванні, зведенні й експлуатації ГЕС виникають певні труднощі, пов'язані з тим, що параметри, компонування й конструкція споруджень ГЕС найтіснішим образом залежать від природних умов, топографічних, геологічних, гідрологічних й інших характеристик району будівництва.

Але, незважаючи ні на що, у сучасних умовах економіки України розвиток ГЕС є дуже важливим завданням, а проектування й будівництво нових станцій - раціональним й актуальним рішенням питання про генерації електричної енергії, достатньої для покриття потреб виробництва, сільськогосподарського й житло-побутового комплексу країни.

Вірний вибір головної схеми електричних з'єднань ГЕС й основного високовольтного встаткування необхідний для надійності виробництва й передачі електроенергії споживачам, а також для економії коштів.

1. Проектування головних схем електричних з'єднань і вибір електроустаткування

1.1 Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС

Гідростанції як джерело електричної енергії мають істотні переваги перед тепловими й атомними. Вони використають щорічно поновлювану енергію падіння води у водотоках і не вимагають для своєї роботи витрати дорогого палива, на видобуток і транспорт якого доводиться затрачати багато, праці. У результаті цього 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 потужностей ГЕС замість електростанцій, на яких відбулася аварія або у зв'язку з аварією при електропередачі. Крім того ГЕС звичайно використають для покриття в піковій і напівпіковій частині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕС найменш ефективна.

ГЕС вимагає щодо невеликої кількості експлуатаційного персоналу, що відбивається на витратах по створенню необхідних житлових умов, що вимагають відповідних асигнувань. Більшість ГЕС являють собою спорудження комплексного призначення. Вони дозволяють розширити водний транспорт, зробити зрошення на базі водоймищ.

Важливою функцією ГЕС є регулювання повідців, що захищає більше території (у першу чергу населені пункти, промислові й сільськогосподарські об'єкти) від повеней.

У використанні гідроенергії є й свої труднощі, пов'язані з їхньою обмеженістю, розміщенням у далеких, малоосвоєних районах, відсутністю сприятливих топографічних і геологічних умов. Спорудження ГЕС часто пов'язане з необхідністю затоплення більших площ, у тому числі сільськогосподарських угідь, з дорогими роботами по перетинанню із зони затоплення населення, перенесенню підприємств і дорого, зведенню лісу.

1.2 Електричні параметри ГЕС

Рис.1.1.1 - Схема природного водотоку

Розглянемо ділянку природного водотоку між перетином 1-1 й 2-2 (рис.1.1). Припустимо, що протягом t, с., через поперечний переріз 1-1 при середній витраті води Q, м^/с., проходить обсяг води рівний

, м³ (1.1)

Припускаючи, що між перетином витрата води залишається низинним, енергію водотоку на розглянутій ділянці Э_уч, Дж, можна визначити як різниця між Э₁ й Э₂, що представляє собою повну енергію потоку в перетинах 1-1 й 2-2, підраховану по рівнянню Бернуллі:

, (1.2)

де кожен член рівняння, ув'язнений у дужки являє собою питому енергію маси рідини, що протікає, Дж/кг;

, - геометрична висота над рівнем моря 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 кінетичних енергій

настільки незначно, що нею можна зневажити, одержуємо:

, Дж (1.3)

де падіння рівня вільної поверхні водотоку в межах розглянутої ділянки, м.

Отнеся кількість енергії (Э_уч); до одиниці часу, 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 ГЕС називається статичним напором, Н_ст, м. Для практичних розрахунків напір турбіни ГЕС (Н) виражається:

, м (1.5)

де

h_пот - гідравлічні втрати (по довжині й місцеві) у що підводить водоводе.

Енергія й потужність ГЕС.

Енергія, вироблювана ГЕС (Э_гэс) відповідно до 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 енергетичне встаткування ГЕС.

Беручи до уваги, що 1квт_*ч = 3600 кдж формули (1.6) і (1.7) можуть бути перетворені:

, квт*ч (1.8)

, кв (1.9)

Установлена потужність ГЕС.

Визначається як сума номінальних (паспортних) потужностей установлених на ГЕС гідроагрегатів. Звичайно це відповідає максимальній потужності, що може розвивати ГЕС. Позначається N_уст

Максимальний виробіток електроенергії.

, квт*ч (1.10)

де - число годин використання встановленої потужності, ч

Коефіцієнт використання встановленої потужності ГЕС.

, (1.11)

1.3 Компонування встаткування ГЕС

Состав й загальні вимоги [1]

Комплекс технологічного встаткування, установлюваного на електростанції, повинен забезпечувати надійний виробіток електроенергії заданих параметрів з найкращими техніко-економічними показниками й забезпечувати виконання необхідних водогосподарчих функцій.

Комплекс технологічного встаткування містить у собі наступні функціональні групи:

а) гідросилове встаткування;

б) механічне встаткування;

в) допоміжне устаткування;

г) електротехнічне встаткування;

д) апаратури автоматизації, засобу керування й зв'язку;

г) засобу експлуатації, допоміжні приміщення, майстерні і їхнє встаткування, необхідні для обслуговування встаткування й споруджень.

Технологічне встаткування його компонування на об'єктах гідровузла й у будинку електростанції повинні забезпечувати:

а) надійну роботу технологічного встаткування;

б) зручність й економічність експлуатаційного обслуговування встаткування й споруджень, будинків і території;

в) механізацію ремонтних робіт, зручний доступ до встаткування для забезпечення його монтажу, демонтажу й транспортування;

г) виконання санітарно-технічних вимог;

д) запобігання неприпустимого впливу га людини вібрації, 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 - виробітку електроенергії, необхідні комплекси різного складного встаткування, від якого залежать ефективність і надійність експлуатації ГЕС. Компонування й взаємозв'язки різного виду встаткування будинків ГЕС представлені на (рис.1.2).

Вхідне в схему встаткування й системи зручно розділити на кілька груп. Гідросилове встаткування включає турбіни й гідрогенератори. У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, передану обертовому валу. Основними елементами турбіни є: частина, що підводить (турбінна камера), гідромеханічна частина (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-осьових турбінах, що направляє апарата й лопат робочого колеса в поворотно-лопатевих турбінах, голки й дефлектора в ковшових турбінах.

САРТ включає маслонапорную установку (МНУ) для живлення маслом під тиском, колонкові керування (КУ), сервомотори (З) і сполучні мастилопроводи. За допомогою САРТ здійснюється пуск, зупинка, зміна потужності турбіни, а також автоматична підтримка заданої частоти обертання агрегату.

У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.

Основними частинами встановлюваних на ГЕС синхронних генераторів є: ротор, з'єднаний з валом турбіни й создающий обертове магнітне поле, і статор, в обмотках якого индуцируется змінний струм.

Система порушення (СВ) гідрогенератора повинна забезпечувати живлення обмоток ротора постійним струмом. Тому що припинення живлення приводить до миттєвого падіння до нуля видаваної електричної потужності гідрогенератора, то СВ являє собою надзвичайний відповідальний пристрій.

Для підтримки температури частин гідрогенератора на припустимому рівні необхідно постійний відвід тепла, що здійснюється системою охолодження (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 струмопроводи від генератора, головні силові трансформатори, виводи високої напруги, відкритий розподільний пристрій (ВРП), система власних потреб (ССН), систему контролю й керування (СКУ) і центральний пункт керування (ЦПУ).

Напруга синхронних генераторів відносно невелике й становить 10,5 - 24 кв. У цих умовах передача значної електричної потужності від генератора до трансформатора відбувається при великому значення струму, що вимагає відповідно великого перетину токопроводов, які виконуються звичайно відкритими при потужності до 100 МВА й екранованими або у вигляді спеціального кабелю при більше високій потужності.

Силові трансформатори підвищують напруги до значень, необхідного для передачі енергії на більші відстані (110-750 кв). перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності іноді застосують групу із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі (виключення становлять підземні будинки ГЕС).

Виводи високої напруги служать для передачі енергії від силових трансформаторів до РЕПЕТУЮ. У більшості випадків вони здійснюються відкритими, вільно підвішеними провідниками, однак в особливих випадках можуть застосуються маслонаполненные кабелі низького (до 200 кв) і високого (500 кв) тиску або більше сучасні кабелі типу XLPE.

ВРП призначено для розподілу вироблюваної ГЕС електроенергії між що відходять ЛЕП. Для цієї мети служать розподільні шини, роз'єднувачі й вимикачі, що захищають устаткування від коротких замикань.

1.4 Принципові схеми ГЕС. Состав споруджень

Найбільш ефективне використання енергії водотока можливо при концентрації перепадів рівнів води на порівняно короткій ділянці. Для використання падіння рік, розподілених по значній довжині водотоку, прибігають до штучного зосередження перепаду, що може бути здійснено різними способами.

До принципових схем ГЕС ставляться:

1) Гребельна схема (рис.1.3, схема I).

Створення напорупередбачає підпір рівня ріки шляхом створення

греблі. Образующееся при цьому водоймищі використається як регулююча ємність, що дозволяє періодично створювати запаси води й більш повно використати енергію водотоку.

2) Дериваційна схема (рис.1.3, схеми II, III).

Вона дозволяє одержати зосереджений перепад шляхом відводу води із природного русла по штучному водоводу. Дериваційні ГЕС використають для створення напору штучні водоводы, залежно від типу які розрізняють ГЕС із безнапірної й з напірною деривацією.

У ГЕС із безнапірною деривацією (рис.1.5) відвід води здійснюється безнапірними водоводами, наприклад відкритим каналом.

ГЕС із напірною деривацією (рис.1.6) відвід води йде 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 складі гідровузла, здійсненого за гребельною схемою, розрізняє руслові й приплотинные будинку ГЕС.

Руслові будинки ГЕС характеризуються тим, що вони входять до складу водонапірних споруджень, і сприймає тиск води з боку верхнього б'єфа (рис.1.4).

Тому що в даному дипломному проекті розглядається приплотинная ГЕС, то на її особливостях зупинимося детальніше.

Приплотинное будинок ГЕС (мал.1.7) характеризуються тим, що воно розташовується за греблею, поблизу від її. Будинок ГЕС не сприймає тиск води, тому його конструкція не ограничива5ет напір, що визначається висотою греблі. Великий вплив на компонування робить тип греблі, тому що від висоти й ширини її по підошві залежить довжина напірних водоводов і компонування будинку ГЕС.

Проектована ГЕС відповідає схема I, це найпоширеніший варіант, коли будинок ГЕС перебуває за греблею. Водоприймач розташовується у верхньому б'єфі, а інші трубопроводи проходять під греблею, у залізобетонній галереї. (вставити схеми стор.18, 19).

Состав споруджень гідровузлів:

ГЕС входить до складу гідровузла-комплексу гідротехнічних споруджень, призначених для використання водних ресурсів. До складу гідровузла входять постійні, тимчасові й допоміжні спорудження.

Постійні спорудження гідровузлів:

Водопровідні й водоскидні спорудження призначені для створення підпору й утворення водоймищ, забезпечення пропуску води, а також скидання з верхнього б'єфа льоду, сміття й промыва насосів.

Енергетичні спорудження необхідні для виробітку електроенергії й розподілу її відповідно до вимог споживачів. До них відносять водоприймальні пристрої, водоводы, будинку ГЕС із основним енергетичним устаткуванням (гідротурбіни, генератори, трансформатори), а також допоміжним механічним і підйомно-транспортним устаткуванням; РЕПЕТУЮ, що складається з комплекту електричних апаратів і з'єднань між ними.

Тимчасові спорудження необхідні тільки на період будівельних робіт і підрозділяються на:

спорудження, що забезпечують пропуск витрат води ріки під час будівництва в обхід будівельних майданчиків й їхній захист від затоплення;

виробничі підприємства для забезпечення будівництва гідровузла.

Допоміжні спорудження:

Вони призначені для забезпечення нормальної експлуатації гідровузла й створення необхідних зручностей для обслуговуючого персоналу й членів їхніх родин.

Це житлові, культурно побутові, адміністративні й господарські будинки, дороги, водопостачання, каналізації й т.п.

2. Схема видачі потужності в систему

Гідроелектростанція на ріці "Т", установленою потужністю 54 МВт (2 гідрогенератори по 2х27 МВт), видає потужність у систему на напругу 110 кв по двох ланцюговий ЛЕП-110 кв. приєднаним урізанням в існуючу ЛЕП-110 кв.

Довжина приєднання до існуючої лінії 15 км і виконується проведенням АС-185/29 на металевих оцинкованих опорах (з умов вологості).

Параметри проведення АС-185/29 [10]:

Таблиця 2.1 - Вихідні дані проведення

Тип	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 завданням на проектування.

3. Схема головних електричних з'єднань гес

3.1 Техніко-економічне зіставлення 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 ними в натурі з'єднаннями [13].

Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини електростанції, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.

На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.

У даному дипломному проекті при виборі головної схеми ГЕС ми розглянемо три варіанти схем електричних з'єднань:

схема "місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів" (рис.3.1);

схема "чотирикутник" (рис.3.2);

схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" (рис.3.3).

Схема "містка" рекомендується до застосування при потужності трансформаторів до 63 МВА включно й при необхідності секціонування ліній і збереження транзиту при ушкодженні трансформатора [8].

Схема "одна, секционированная вимикачем, система шин" застосовується, в основному, на напругу 35 кв, але з урахуванням малої кількості 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 забезпечити надійність головної схеми (секціонування транзитних ліній), те ми приймаємо її до розгляду.

Техніко-економічне зіставлення варіантів схем зводиться в (табл.3.1).

Вартості осередків ВРП й величини річних витрат узяті з Довідника по проектуванню електричних систем [15] з урахуванням коефіцієнта перерахування рівного 4,5. Зазначені в (табл.3.1) показники вартості ВРП враховують вартості вимикачів, віддільників, роз'єднувачів, короткозамыкателей, трансформаторів струму й напруги, розрядників, апаратури керування, сигналізації, релейного захисту й автоматики, контрольних кабелів, ошиновки, будівельних конструкцій і фундаментів, а також відповідних будівельно-монтажних робіт.

Таким чином, після проведеного зіставлення, можна зробити 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 Вибір варіанта схеми, що рекомендує

На підставі проведеного техніко-економічного зіставлення варіантів схем для подальшого проектування вибираємо схему "чотирикутник", внаслідок її достатньої надійності й економічної доцільності.

У схемі "чотирикутник" вимикачі встановлюються в рассечке шин, замкнутих у кільце. Приєднання підключаються до шин між вимикачами через роз'єднувачі. Таким чином, кожне приєднання виявляється підключеним до схеми відразу через два вимикачі, які при комутаціях приєднання повинні включаться або відключатися обоє. Після аварійного відключення приєднання кільце виявиться розімкнутим, і його можна знову замкнути тільки після відключення роз'єднувача приєднання. Число вимикачів у чотирикутнику дорівнює числу приєднань, однак, завдяки розміщенню вимикачів у сторонах чотирикутника схема має всі переваги секционированной схеми. У схемі "чотирикутник" при ушкодженні одного з вимикачів з розвитком аварії губиться не більше двох приєднань. Вивід у ревізію будь-якого вимикача вимагає мінімуму операцій і може бути зроблений без порушення роботи схеми.

До недоліків схеми ставиться необхідність більше частої ревізії вимикачів, тому що будь-яке відключення короткого замикання виробляється в ній відразу двома вимикачами.

4. Вибір основного встаткування

4.1 Турбіна

У турбіні механічна енергія води перетвориться в механічну енергію, зраджувану обертовому валу. Залежно від напору, на ГЕС установлюються радіально-осьові (турбіни Френсиса), поворотно-лопатеві (турбіни Пельтона). Вид і тип гідротурбін визначається, виходячи з наступних параметрів: напору, енергетичних і кавітаціонних показників турбіни, здатності працювати з високим КПД.

Вихідні дані для вибору турбіни беруться із завдання на дипломне проектування. Вибір проводиться за умовами норм технологічного проектування ГЕС і ГАЭС [7].

Вихідні дані:

Встановлена потужність ГЕС - 54 МВт.

Розрахунковий напір - 55 м.

На даний напір ГЕС можливе застосування як радіально-осьової турбіни (у вертикальному виконанні), так і поворотно-лопатевої (у вертикальному виконанні).

Тому для вибору оптимального варіанта розглянемо обидва типи.

Таблиця 4.1 - Основні параметри гідротурбін

Найменування	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-осьових турбін є кращою з ряду причин:

турбіни радіально-осьового типу мають меншу масу;

при однаковому з поворотно-лопатевими турбінами діаметрі робочого колеса, а отже, і розмірах будівельного блоку в плані вимагають значно 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 напорів за умовою КПД може одержати перевагу тип ПЛ.

4.2 Гідрогенератор

У гідрогенераторі механічна енергія, одержувана від турбіни, перетвориться в електричну енергію, що передається в енергосистему.

Залежно від положення осі обертання розрізняють вертикальні, горизонтальні й похилі гідрогенератори. У свою чергу, вертикальні гідрогенератори підрозділяються на підвісні (рис.4.1.) і зонтичні (рис.4.2).

Вибір типу гідрогенератора визначається його частотою обертання. Тому що ротор гідрогенератора жорстко з'єднаний валом з робочим колесом турбіни, те їхня частота обертання однакова, n > 200 про/хв., тому приймаємо до установки генератор підвісного типу.

Потужність гідрогенератора залежить від КПД генератора й потужності турбіни на валу

, МВт (4.1)

МВт

де -потужність на виводах генератора.

Вибираємо гідрогенератор з наступними параметрами.

Таблиця 4.2 - Вихідні дані генератора

Тип	S, МВт	U, кв		P, МВт	f, Гц		cos
ВГС-440	27	10,5	0,21	22	50	0,975	0,85

4.3 Підвищувальний трансформатор

Головний трансформатор (блоковий) підвищує напруга до значення, необхідного для передачі енергії на більші відстані. Перевага віддається трифазним трансформаторам, але при дуже великій потужності,іноді, застосовують групи із трьох однофазних трансформаторів. Трансформатори, як правило, установлюються на відкритому повітрі.

За умовою завдання, видача потужності в систему йде на напрузі 110 кв.

Вибираємо трансформатор [10]

Таблиця 4.3 - Вихідні данні трансформатора

Тип

S, МВА

U, кВ

Uк,%

Рхх

Ркз

ТРНДС	32	10,5	12,5	34	170

5. Спецпитання. Особливості головних схем електричних з'єднань

5.1 Види схем й їхнє призначення

Головна схема електричних з'єднань ЭС - це сукупність основного 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 проектуванні електричної частини ЭС, тому що він визначає повний состав елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем і т.д.

На кресленні головні схеми зображуються в однолінійному виконанні при відключеному положенні всіх елементів установки.

В умовах експлуатації поряд із принципової головної схеми застосовуються спрощені оперативні схеми, у яких указується тільки основне встаткування. Черговий персонал кожної зміни заповнює оперативну схему й вносить у неї необхідні зміни в частині положення вимикачів і роз'єднувачів, що відбуваються під час чергування.

На повній принциповій схемі вказують всі апарати первинного ланцюга, що заземлюють ножі роз'єднувачів і віддільників, указують також типи застосовуваних апаратів. Існують також спрощені принципові схеми електричних з'єднань, на яких, на відміну від повної, не вказуються деякі апарати - трансформатори струму, напруги, розрядники.

5.2 Основні вимоги до головних схем електричних з'єднань ГЕС

При розробці головних електричних схем повинні бути 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, гідроагрегатів між напругами;

б) необхідність зв'язку між двома РУ підвищених напруг (за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів), а також можливість роботи РУ різних напруг без зв'язку між ними;

в) графіки активного навантаження ЭС й участь її в загальному графіку активного навантаження енергосистеми по характерних періодах року на кожній напрузі;

г) переструми потужності між РУ різних підвищених напруг ЭС;

д) найбільша потужність, втрата якої припустима по наявності резервної потужності в енергосистемі й по пропускній здатності ЛЕП усередині системи й межсистемных зв'язків;

е) участь ЭС у покритті графіків реактивного навантаження (у тому числі в період максимуму активного навантаження енергосистеми); необхідність роботи гідроагрегатів у режимі синхронних компенсаторів, а також у режимі споживання реактивної потужності; необхідність установки шунтувальних реакторів, їхня потужність, номінальна напруга й схема приєднання; значення номінального коефіцієнта потужності гідроагрегатів за умовами роботи енергосистеми;

ж) струми к.з. по основним ЛЕП й індуктивні опори прямій і нульової послідовності енергосистеми на шинах РУ підвищених напруг для максимального й мінімального режимів навантаження енергосистеми, а також, що відновлюються напруги, на контактах вимикачів відповідного РУ;

з) необхідність установки на що відходять ЛЕП апаратів захисту 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 підвищених напруг при різних режимах роботи оборотних агрегатів ГАЭС, у тому числі при прямому пуску;

л) електрична схема, що рекомендує головна, видачі потужності.

Головна електрична схема повинна враховувати уведення агрегатів ЭС і можливість розширення РУ підвищених напруг відповідно до перспективи розширення, розвитку енергосистеми. Видача електроенергії від гідроагрегатів перших черг споруджуваної ЭС повинна передбачатися через відповідні частини постійних РУ.

Видача енергії від гідроагрегатів повинна проводитися, як правило, через трифазні підвищувальні трансформатори. У випадку відсутності в номенклатурі заводів трифазних трансформаторів необхідних параметрів або при транспортних обмеженнях допускається застосувати групу із двох трифазних трансформаторів або групи однофазних трансформаторів.

Зв'язок між двома РУ різних напруг від 110 кв і вище на ВРП ЭС виконується за допомогою автотрансформаторів, а при одній із двох напруг рівному 35 кв і нижче - за допомогою двухобмоточных або трехобмоточных трансформаторів. До обмоток нижчої напруги трансформаторів і трехобмоточных трансформаторів допускається підключати генератори. Доцільність такого підключення генераторів повинна бути обґрунтована техніко-економічним розрахунком й аналізом напруг на обмотках вищої й середньої напруг при різних режимах роботи автотрансформаторів зв'язку.

Кількість автотрансформаторів (трансформаторів) зв'язку РУ підвищених напруг, а також схеми їхніх приєднань до шин ВРП, обґрунтовуються виходячи з режиму роботи цього зв'язку й з наявності зв'язків цих напруг у мережах енергосистеми.

До підвищувальних однофазних трансформаторів резервна фаза, як правило, не передбачається. Для однофазних автотрансформаторів зв'язку ВРП різних напруг, резервна фаза повинна передбачатися при установці на ВРП тільки однієї групи автотрансформаторів. Заміна ушкодженої резервної фази повинна здійснюватися шляхом перекочування резервної фази.

Для двох груп автотрансформаторів зв'язку установка резервної фази не передбачається.

Усе автотрансформаторів і трехобмоточные трансформатори зв'язку РУ різних напруг повинні мати пристрою регулювання напруги під навантаженням на одній напрузі (ВН або СН); при необхідності регулювання напруги на двох підвищених напругах передбачається установка лінійного вольтодобавочного трансформатора.

У головних електричних схемах ЭС застосовуються наступні типи електричних блоків:

одиночний блок (генератор-трансформатор);

укрупнений блок (кілька генераторів, підключених до одного загального підвищувального трансформатора або до однієї групи однофазних трансформаторів через вимикачі й без них);

об'єднаний блок (кілька одиночних або укріплених блоків, об'єднаних між собою без вимикачів на стороні ВН підвищувальних трансформаторів).

Тип блоку вибирається на підставі техніко-економічного зіставлення доцільних варіантів з урахуванням режимів роботи ЭС, витрат на встаткування генераторної й підвищеної напруги, вартості втрат енергії в підвищувальних трансформаторах, зручностей експлуатації, конструктивно-компоновочных рішень й ін.

Можливість з'єднання всіх гідроагрегатів з підвищувальними трансформаторами в один блок або видачею всієї потужності ЭС через одну ЛЕП, повинна бути перевірена за умовами режиму роботи гідротехнічних споруджень й економічно припустимого зливу води з урахуванням тривалості заміни ушкодженого встаткування.

Вимикачі або вимикачі навантаження між генераторами й підвищувальними трансформаторами повинні встановлюватися в наступних випадках:

при підключенні гідрогенераторів до автотрансформаторів або 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 необхідно по режимних умовах або за умовами пуску, зупинки й синхронізації гідроагрегатів;

в одиничних блоках, коли необхідно забезпечити роботу головного або блокового трансформаторів власних потреб при відключенні генератора.

Відмова орт установки генераторних вимикачів у зазначених блоках повинен бути обґрунтований.

Головні електричні схеми ЭС повинні задовольняти наступні умови:

відмова будь-якого вимикача (у тому числі й у період ремонту будь-якого іншого вимикача) не повинен приводити до втрати блоків сумарною потужністю більшої потужності певної в пункті (д) і тих ЛЕП (двох і більше), відключення яких може викликати порушення стійкості енергосистеми або її частин;

схеми, у яких на шини ЭС заводяться паралельні транзитні 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 вироблятися чотирма вимикачами РУ підвищеної напруги з урахуванням секційного вимикача;

відключення автотрансформаторів і трансформаторів зв'язку РУ різних напруг повинне вироблятися не більш ніж чотирма вимикачами РУ однієї напруги й не більш ніж, шістьома вимикачами РУ двох підвищених напруг;

вивід у ремонт вимикачів лінійних приєднань і приєднань автотрансформаторів зв'язку 110 кв і вище, як правило, повинен забезпечуватися без відключення відповідного приєднання.

Для РУ ЭС напругою 110 кв і вище рекомендується до 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 (до 10 приєднань для РУ 35 кв);

одна робоча секционированная вимикачем й обхідним вимикачами (від 7 до 10 приєднань);

два робітники й обхідна система шин (від 8 до 15 приєднань);

два робітники, секционированные вимикачами й обхідна системи шин із двома обхідними вимикачами (більше 15 приєднань).

При напрузі 330-750 кв:

с двома системами шин із твердим приєднанням блоків до 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 противоаварийной автоматики;

с двома системами шин, з 3 вимикачами на 2 ланцюзі (схема "3/2"), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийной автоматики;

схеми "4/3" й "3/2" із твердим приєднанням 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 варіанта головної електричної схеми ЭС повинні бути розглянуті оперативні й ремонтні властивості схеми, надійність безперебійного електропостачання, кількість необхідних апаратур, вартість РУ, зручність розподілу схеми противоаварийной автоматики, кількість операцій з роз'єднувачами, розмір втрат електроенергії на холостий хід трансформаторів й ін.

При виборі типів вимикачів для головної електричної схеми варто керуватися наступним:

а) вимикачі навантаження, установлювані в ланцюзі генераторів, генератор-двигун, як правило, повинне бути розраховане на відключення струму к.з. від власного генератора;

б) на ГАЭС і пікових ГЕС для включення й відключення агрегатів вимикачі або вимикачі навантаження повинні вибиратися з підвищеним ресурсом роботи, що виключає вивід агрегату з роботи для планового ремонту або ревізії вимикача (вимикача навантаження);

в) для включення (відключення) і реверсування оборотного агрегату ГАЭС можуть використатися вимикач (вимикач навантаження) або роз'єднувачі з підвищеним ресурсом роботи;

г) для напруг 110-220 кв пікових ГЕС при відсутності генераторних вимикачів, для ланцюгів, що генерують, блокових трансформаторів варто розглядати застосування вимикачів для частих комунікаційних операцій;

д) для напруг 110-220 кв варто віддавати перевагу малообъемным масляним вимикачам;

е) застосування КРУЕ 110 кв і вище визначається положеннями пункту 2.5.5 Норм технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7];

ж) власний час відключення вимикачів повинне задовольняти вимогам стійкості електропередачі (енергосистеми).

5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС

Вибір головних схем електричних з'єднань вироблятися на підставі техніко-економічного зіставлення варіантів схем.

Варіанти головних схем для їхнього подальшого зіставлення вибираються відповідно до рекомендацій і вимогами керівних норм, до яких ставляться "Норми технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7], Норми технологічного проектування підстанцій [8], Правила пристрою електроустановок [11]".

Після вибору варіантів головних схем, виробляється їхнє техніко-економічне зіставлення.

Економічним критерієм, по якому визначають найвыгоднейший варіант, є мінімум наведених витрат, тис. грн./рік, обчислених по формулі:

, (7.1)

де - дисконтна ставка (дисконтний коефіцієнт), що враховує строк окупності ГЕС, приймається рівним 0,1;

- одноразові капітальні вкладення в споруджують объекты, що;

- річні експлуатаційні витрати, у які входять норми амортизаційних відрахувань і витрати на обслуговування;

- величина очікуваного збитку, викликаного можливим порушенням нормальної роботи системи й порушенням електропостачання споживачів.

Величина очікуваного збитку враховується у випадках, коли станція займає важливе місце в системі електропостачання країни й очікуваний збиток буде значний. Для невеликих станцій, як наприклад, проектована в даному дипломі, він не враховується.

При виборі головних схем електричних з'єднань мають місце 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 велика станція, що грає важливу роль у СЕС країни, ураховувати при виборі головної схеми лише вартісні показники, буває недостатньо. Тоді виникає безліч показників (економічність, надійність, можливість подальшого розширення схеми й т.д.), які в різному ступені властиві різним варіантам головних схем.

Ці, що відрізняються між собою варіанти входять в, так називане, безліч Парето, і подальший вибір головних схем іде шляхом порівняння різних варіантів по їхніх основних параметрах з метою виявлення найбільш оптимального варіанта головної схеми електропостачання.

Проводити вибір по методу багатоцільової оптимізації - трудомісткий і складний процес. Тому при проектуванні намагаються звести вибір до вартісного показника, тобто до одноцільової оптимізації, якщо це можливо.

5.4 Основні варіанти 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 основного встаткування (трансформатори, високовольтні вимикачі, роз'єднувачі, реактори, вимикачі навантаження, запобіжники). Джерелом для наведених нижче схем є " Норми технічного проектування підстанцій" [8], застосування цих норм порозумівається, що ВРП ЕС є у свою чергу підстанціями СЕС. Тому перераховані в нормах умови й рекомендації для них також справедливі.

6. Розрахунок струмів короткого замикання

6.1 Загальні відомості

Короткими замиканнями (К.З.) називають усяке непередбачуване нормальними умовами роботи замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки), замикання фаз на землю (нульове проведення) у мережах із глухими-глухими-заземленими й эффективно-заземленными нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах [13].

К.З. виникають при порушенні ізоляції електричних машин, ізоляцій й електромеханічних частин.

В основному, ушкодження ізоляції відбувається за рахунок старіння, неправильного обслуговування, механічних ушкоджень. Крім того, К.З. викликаються перекриттям ТВЧ тваринами й птахами; ударами блискавок; обрив ЛЕП внаслідок погодних умов, дії людей, неправильної дії персоналу.

Протікання струмів К.З. приводить до збільшення втрат електроенергії в провідниках і контактах, що викликає їхнє підвищене нагрівання. Нагрівання може прискорити старіння й руйнування ізоляції, викликати зварювання й вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Провідники й апарати повинні без ушкоджень переносити протягом заданого розрахункового часу нагрівання струмами К.З., тобто повинні бути термічно стійкими.

Протікання струмів К.З. супроводжується також значними електродинамічними зусиллями між провідниками. Якщо не прийняти належних мір, під дією цих зусиль ТВЧ й їхня ізоляція можуть бути зруйновані. ТВЧ, апарати й електричні машини повинні бути сконструйовані так, щоб витримувати без ушкоджень зусилля, що виникають при К.З., тобто мати електродинамічну стійкість.

К.З. супроводжується зниженням рівня напруги в електричній мережі. Різке зниження напруги при К.З. може привести до порушення стійкості паралельної роботи генераторів і до системної аварії з більшим збиткам.

Для забезпечення надійної роботи енергосистем і запобігання ушкоджень устаткування при К.З. необхідно швидко відключати ушкоджена ділянка. До мір, що зменшують небезпека розвитку аварій, ставляться також правильний вибір апаратів за умовами К.З., застосування токоограничивающих пристроїв, вибір раціональної схеми мережі й т.п.

Розрахунок струму К.З. з урахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складає з багатьох ЭС і підстанцій, досить складний. Разом з тим для рішення більшості завдань, що зустрічаються на практиці, можна ввести допущення, що спрощують розрахунки й не вносять істотних погрішностей. 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, що дозволяє вважати постійними всіх елементів короткозамкненого ланцюга;

зневажають струмами, що намагнічують, силових трансформаторів;

не враховують, крім спеціальних випадків, ємнісні провідності елементів короткозамкненого ланцюга не землю;

уважають, що трифазна система є симетричною (несиметричні К.З. розглядаються в конкретній крапці, вся інша частина схеми вважається симетричною);

зневажають активними опорами ланцюга, якщо відношення х/ч більше трьох;

наближений облік навантаження. Для того, щоб урахувати в підживленні струму К.З. масу двигунів, що харчуються те генератора, приймають: потужність двигунів узагальнюється; навантаження підключається в схемах у характерних крапках.

Зазначені допущення поряд зі спрощеннями розрахунків приводять до деякого перебільшення струмів К.З. (погрішність практичних методів розрахунку не перевищує 10%, що прийнято вважати припустимим).

6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні

Для того щоб зробити розрахунок кожного К.З. за вихідною схемою ділянки енергосистеми складається так називана схема заміщення, у яку кожен елемент входить зі своїми опором, а джерела показуються крапками додатка ЕДС (рис.6.2).

Тому що елементи вихідної схеми щодо крапки К.З. перебувають у різних умовах (за рівнем напруги) необхідно всі опори елементів привести до єдиної умови; до крапки К.З.

При використанні системи відносних одиниць вибирають базисні умови.

Як базисні величини приймаємо базисну потужність S_б і базисна напруга U_б.

За базисну потужність (залежно від потужностей трансформаторів 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 - Схема заміщення

Для наступного вибору й перевірки апаратур розглянемо три випадки розташування крапки К.З.

Струм К.З. на шинах 115 кв (крапка ДО1)

Базисні умови:

S_б = 100 МВА, U_б = 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:

x_c = , о. е. (1.5.2)

Опір ЛЕП:

x = ; о. е

де - питомий опір ВЛЭП (0,4 Ом/км)

- середня напруга ЛЕП; кв

L - довжина лінії, км.

Опір двухобмоточного трансформатора:

x_т = ; о. е (1.5.4)

Опір синхронного генератора:

x_г = cos ; о. е (1.5.5)

де - сверхпереходное опір генератора =0,23.

cos =0,85.

Відповідно до вищевказаних формул расчитываем опір елементів ланцюга:

=

= =

= =

= =

Перетворимо схему:

= =

= = + =

Тому що значення ЕДС генераторів на двох кінцях галузей схеми однакові, те

= =

= + =

Схема має вигляд:

Рис 6.4 Рис 6.5

Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу.

Значення періодичної складової струму к.з. від системи:

I_{п0* з} = =;

I_{п0 з} = I_{п0* з} = кА;

Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів:

I_{п0* сг} = =;

I_{п0 з} = I_{п0* з} = кА;

де Е_с - ЕДС системи, Е =1.

Е_сг - ЕДС генератора;

Е_сг = 1+ ; (5.2)

Е_сг = 1+ ;

Сумарне значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу на шинах 115 кв.

I_{п0 Σ} = I_{п0 з} + I_{п0 сг} = 23,905 + 0,968 = 24,873 кА

Струм к.з. на шинах 10,5 кв (крапки К2, К3)

Базисні умови:

S_б = 100 МВА, U_б = 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 і розраховується 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 схеми рівні, те

=

Схема має вигляд:

Рис 6.9

Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу:

Значення періодичної складової струму к.з. від системи

=

= = = 12,19 кА

Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів

=

= = = 9,07 кА

Сумарне значення періодичної складової струму к.з у нульовий момент часу на шинах 10,5 кв

I_{п0 Σ} = I_{п0 з} + I_{п0 сг} = 12,19 + 9,07 = 21,26 кА

Найбільшим значенням струму к. з. у ланцюзі є ударне значення струму к. з. Максимальне миттєве значення повного струму наступає звичайно через 0,01з послу початку процесу к. з. воно зветься ударного струму й позначається

, кА (1.5.7)

де К_у - ударний коефіцієнт;

К_{у з} = 1,9; К_{у г} = 1,95 з (для генераторної напруги, 10 кв);

К_у = 1,8 (для 110 кв).

Розраховуємо значення ударного струму к.з.

На шинах 10 кв:

i_у = ·1,95·21,26 = 58,629 кА

На шинах 110 кв

i_у = ·1,8·24,874 = 63,316 кА

Всі основні розрахункові величини даного розділу вносяться в таблицю 6.1

Таблиця 6.1

Напруга 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, тому що не входить у завдання. Струми однофазного к.з. можуть перевищувати значення трифазного к.з. Для зниження однофазних к.з. некомендуется разземление частини нейтрали трансформаторів.

7. Вибір високовольтних апаратур і струмоведучих частин

Струмоведучі частини (шини, кабелі) і всі види апаратів (вимикачі, разъдинители, запобіжники, вимірювальні трансформатори й т.п.) повинні вибиратися відповідно до обчислених максимальних розрахункових величин (струмами, напругами, потужностями відключення) для нормального режиму й короткого замикання. Для їхнього вибору проводиться порівняння зазначених розрахункових величин з допускають значениями, що, для ТВЧ і високовольтних апаратів. Складається таблиця порівняння указаных розрахункових і припустимих величин. При цьому для забезпечення надійної роботи розрахункові величини повинні бути менше припустимих.

Вибір ТВЧ й апаратів проводиться по тривалих режимах роботи.

Тривалий режим роботи електротехнічного пристрою має місце, коли система або електроустановка перебуває в одному з наступних режимів: нормальному, ремонтному й послеаварийном. [13]

Нормальний режим - це такий режим роботи електротехнічного пристрою, при якому значення його параметрів не виходять за межі, припустимі при заданих умовах експлуатації. [13]

У нормальному режимі функціонують всі елементи електроустановки, без змушених відключень і перевантажень. Струм навантаження в цьому режимі може мінятися залежно від графіка навантажень. Для вибору апаратів і ТВЧ варто приймати найбільший струм нормального режиму I_норм

Ремонтный режим - це режим планових, профілактичних і капітальних ремонтів. У ремонтному режимі частина елементів електроустановки відключена, тому на елементи, що залишилися в роботі, лягати підвищене навантаження. При виборі апаратів і ТВЧ необхідно враховувати це підвищення навантаження до I_{рем макс} [13]

Послеаварийный режим - це режим, у якому частина елементів електроустановки вийшла з ладу або виведена в ремонт внаслідок аварійного (позапланового) відключення. При цьому режимі можливе перевантаження елементів, що залишилися в роботі, електроустановки струмом I_{п. ав. макс} [13].

Из двох останніх режимів вибирають найбільш важкий, коли в розглянутому елементі електроустановки проходить найбільший струм I_макс.

У такий спосіб розрахунковими струмами тривалого режиму є:

I_{норм -} найбільший струм нормального режиму; I_макс - 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 інші провідники, а також опорні й несучі конструкції для них;

б) повітряні ЛЕП при ударному струмі к.з.50 ка й більше для попередження схлестывания проводів при динамічній дії струмів к.з.

Проведення ВЛЕП, обладнаних пристроями швидкодіючого АПВ, 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 нормальної експлуатації.

По режиму к.з. при напрузі вище 1 кв не перевіряються:

а) апарати й провідники захищені плавкими запобіжниками із вставками на номінальний струм до 60А, - по електродинамічній стійкості.

б) апарати й провідники захищені запобіжниками незалежно 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 здатний відключити найменший можливий аварійний струм у даному ланцюзі.

в) трансформатори струму в ланцюгах до 20 кв, що харчує трансформатори або реактированные лінії, у випадках коли вибір трансформаторів струму за умовами к.з. вимагає такого завищення коефіцієнтів трансформації, при якому може бути забезпечений необхідні клас точності приєднаних вимірювальних приладів;

г) апарати й шини ланцюгів трансформаторів напруги при розташуванні їх в окремій камері або за додатковим резистором, убудованим у запобіжник або встановленим окремо.

Вибір високовольтних апаратів.

Роз'єднувач

Це контактний комутаційний апарат, призначений для відключення й включення електричного ланцюга без струму або з незначним струмом, що для забезпечення безпеки має між контактами у відключеному положенні ізоляційний проміжок.

При ремонтних роботах роз'єднувачем створюється видимий розрив між частинами оставшимся під напругою й апаратами виведені в ремонт.

Роз'єднувачі по числу полюсів можуть бути одне й триполюсними, по роду установки - для внутрішніх і зовнішніх установок, по конструкції - що рубає, поворотного, що котиться, пантографічного й підвісного типу. По способі установки розрізняють роз'єднувачі з вертикальним і горизонтальним розташуванням ножів.

Вибір роз'єднувачів:

По напрузі установки

U_н U_уст

По струму

I_норм I_ном, I_норм I_макс

По конструкції й роду установки.

По електродинамічній стійкості

i_пр.с i_у; I_п0 I_пр.с

де i_пр.с, I_пр.с - граничний наскрізний струм (амплітуда й діюче значення);

По термічній стійкості

В_к ·t_тер

де В_к - тепловий імпульс, кА²·с

В_к = ·t_пр (1.6.1)

t_пр - наведений час відключення к. з.

t_пр = t_р.з. +t_с.в, (1.6.2)

Цей час визначається за часом дії основних релейних захистів і за повним часом відключення вимикачів.

Приймаємо t_р.з = 0,1

t_с.в - час спрацьовування вимикачів по каталозі

- граничний струм термічної стійкості;

t_тер - тривалість протікання граничного струму термічної стійкості.

Перевірка й вибір роз'єднувачів наведені в підсумковій таблиці даного розділу.

Вимикачі високої напруги

Вимикач - комутаційний апарат, призначений для включення 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 відповідальною операцією є відключення струму к.з. і включення на існуюче к.з.

До вимикачів високої напруги висувають наступні вимоги:

Надійне відключення будь-яких струмів (від десятків амперів до номінального струму відключення);

Швидкість дії, тобто найменший час відключення;

Придатність для швидкодіючого АПВ, тоесть швидке включення вимикача відразу після відключення;

Можливість пофазного (пополюсного) керування вимикачів 110 кв і вище;

Легкість ревізії й огляду контактів;

Взрыво - і пожаробезопасность;

Зручність транспортування й експлуатації.

У дипломному проекті до установки приймаються элегазовые вимикачі.

Достоїнства элегазовых вимикачів:

Взрыво - і пожаробезопасность, швидкість дії, висока здатність, що відключає, мале зношування дугогасительных контактів, можливість створення серій 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 U_н U_уст

По тривалому струмі I_норм I_ном, I_норм I_макс

По здатності, що відключає

У першу чергу виробляється перевірка на симетричний струм відключення за умовою:

I_п I_отк._ном

Потім перевіряється можливість відключення аперіодичної складової струму к.з

i_аτ i_ан = ,

де i_{ан -} номінальне припуска значение, що, аперіодичної складової у відключає токе, що, для часу ;

нормований зміст аперіодичної складової у відключає токе, що, %

i_аτ - аперіодична складова струму к. з. у момент розбіжності контактів ;

- найменший час від початку к. з. до моменту розбіжності дугогасительных контактов

= t_{з. мін.}+ t_с.в = 0,01+0,035 = 0,045з

t_{з. мін} = 0,01 з - мінімальний час дії релейного захисту;

t_{с.в -} власний час відключення вимикача. Якщо умова I_п I_отк._ном

i_аτ i_ан, те допускається перевірку за здатністю, що відключає, робити по повному струмі к.з.:

( I_п + i_аτ) I_{отк.ном} (1 + )

По здатності, що включає, перевірка виробляється за умовою iвкл iу; _Iп0 Iвкл, где i_{у -} ударний струм к. з. у ланцюзі вимикача;

I_п0 - початкове значення періодичної складової струму к. з. у ланцюзі вимикача;

I_вкл - номінальний струм включення (діюче значення періодичної складової);

i_вкл - найбільший пік струму включення;

На електродинамічну стійкість вимикачі перевіряються по граничних наскрізних струмах к.з.

I_п0 I_дин, i_дин i_у

де I_дин - діюче значення періодичного складового граничного наскрізного струму к. з.,

i_дин - найбільший пік (струм електродинамічної стійкості) по довіднику;

На термічну стійкість вимикач перевіряється по тепловому імпульсі струму к.з:

;

де - тепловий імпульс 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 струму до значень, найбільш зручних для вимірювальних приладів і реле, а також для відділень ланцюгів виміру й захистів від первинних ланцюгів високої напруги.

Вибір трансформатора струму виробляється:

1. По напрузі установки

U_н U_уст;

2. По струму

I_норм I_1ном, I_1ном I_макс

Номінальний струм повинен бути якнайближче до робочого струму установки, тому що навантаження первинної обмотки приводить до збільшення погрішностей;

3. По конструкції й класу точності;

4. По електродинамічній стійкості:

, i_дин i_у

де i_у - ударний струм к. з. з розрахунку;

- кратність електродинамічної стійкості по довіднику;

i_дин - струм електродинамічної стійкості;

I_1ном - номінальний первинний струм трансформатора струму;

Електродинамічна стійкість шинних трансформаторів струму визначається стійкістю самих шин РУ, внаслідок цього такі трансформатори по цій умові не перевіряються;

По термічній стійкості

; ;

де - тепловий імпульс із розрахунку; К_т - кратність термічної стійкості по довіднику; - струм термічної стійкості;

По вторинному навантаженню

Z₂ Z_2ном,

де Z₂ - вторинне навантаження трансформатора струму;

Z_2ном - номінальне припустиме навантаження трансформатора струму в обраному класі точності.

Трансформатор напруги

Він призначений для зниження високої напруги до стандартного значення 100 або 100/ У и для відділення ланцюгів виміру й релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги.

Вибір:

По напрузі установки

U_н U_уст;

По конструкції й схемі з'єднання обмоток;

По класі точності;

По вторинному навантаженню

,

де - номінальна потужність в обраному класі точності, при цьому варто мати через, що для однофазних трансформаторів, 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 трансформатора напруги, ВА.

Тому що інформація про состав вимірювальних приладів не представлена, вибір трансформаторів напруги проводиться тільки по трьох перших умовах.

Таблиця 7.1 Вибір високовольтних апаратів

Генераторна 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. I_{п г}= 0,56 =0,6 кА; I_{п з} = I_п0з = 12,19 кА (10 кв)

0,56 - коефіцієнт по кривих (13)

I_{п г}= 0,62 =0,6 кА; I_{п з} = I_п0з = 23,905 кА (110 кв)

0,62 - коефіцієнт по кривих (13)

Для перевірки вибираємо найбільше значення.

і_а = I_п0з = 12, 19 = 7,43 кА (10 кв)

і_а = = 24,873 = 26,07 кА (110 кв)

4. I_п +і_а = 12,19 + 7,43 = 24,67 кА (10 кв)

I_п +і_а = 23,905 + 26,07 = 59,88 кА (110 кв)

5. I_по² (t_отк.+ t_р.з) =12, 19² (0,1 + 0,32) = 19,61 кА²з (10 кв)

I_по² (t_отк.+ t_р.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 (t_отк.+ t_р.з) = 21,16² = 59,66 кА²з (10 кв)

² (t_отк.+ t_р.з) = 24,873² = 102,08 кА²з (110 кв)

= 31,5² = 3969 кА²з (10 кв)

= 31,5² = 3969 кА²з (110 кв)

Для трансформаторів струму:

= 40² = 4800 кА²з (10 кв)

= 18,9² = 1071,63 кА²з (110 кв)

Індуктивний опір струмових ланцюгів не велико, тому z₂=r₂;

r₂ = r_пр + r_приб + r_к,

де r_приб - сумарний опір послідовно включених обмоток приладів; (13)

Вторинне навантаження складається з:

Амперметр Э-335 (на фазі А - 0,5 ВА), Ваттметр Р - 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

R_приб = = 3,5/52=0,14 Ом

r₂ = r_2н - r_приб - r_к = 1,2 - 0,14 - 0,05 = 1,01 Ом

r_к - 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 генератор з підвищувальним трансформатором, а також відпайку від цієї лінії до трансформатора власних потреб. Останнім часом широке поширення одержали кабелі марки XLPE зі зшитого полиэтилена [10]

Ізоляція зі зшитого полиэтилена XLPE (вулканізований полиэтилен) являє собою однорідну діелектричну масу полиэтилена з додатковими поперечними зв'язками між молекулами по вуглецевих ланцюжках, що утвориться в результаті технологічного процесу, називаного вулканізацією або зшивкою.

Він широко застосовується в енергетику як ізоляція силових кабелів. Більше висока температурна стабільність матеріалу ізоляції - із практично немінливими діелектричними параметрами - означає більше високі струмові навантаження, 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 мала величина 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

U_н U_уст;

По конструкції.

По економічній щільності струму дані кабелі не вибираються (11), як збірні шини електроустановок й ошиновка в межах ВРП й ЗРП всіх напруг;

По нагріванню довгостроково припустимим струмом.

I_макс I_доп,

де I_доп - довгостроково припустимий струм з урахуванням виправлення на число поруч покладених у землі кабелів К₁ і на температуру навколишнього середовища К₂.

I_доп = К₁ К₂ I_{дл.доп.ном}

Кабелі прокладені на повітрі

ДО₂ = 1,13

Обрані кабелі перевіряють на термічну стійкість

Визначаємо мінімальний перетин по термічній стійкості:

S_min = / З

З = 98 А*с/мм²

(для кабелів з мідними жилами й поліетиленовою ізоляцією [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

I_макс = 1932 А (з попередніх розрахунків);

Кабелі прокладені в повітрі тому ДО₁ не враховуємо.

I_дл.доп = = = 2016 А

де К₂ = 1 поправочний коефіцієнт на температуру навколишнього середовища;

- довгостроково припустимий струм по каталозі для даного виду кабелю; А

q_min = / З = ; мм²<q

З = 98 (для кабелів з мідними жилами й поліетиленовою ізоляцією на напругу 10 кв) [13]

- час спрацьовування релейних захистів, з;

- час відключення вимикача, з;

q_min = мм²;

Вибираємо кабель XLPE - 10 кв 2Х (1Х500) мм²

8. Економічна частина

8.1 Загальні положення

Кошторисна вартість будівництва - це сума коштів, обумовлена кошторисними документами відповідно до проектної документації. Правильно складена кошторисна документація є основним незмінним фінансовим документом на весь період будівництва.

Початковим етапом спорудження електромережевих об'єктів є підготовка території будівництва. При цьому виробляється знос об'єктів; перенос доріг, ЛЕП, водопроводу; вирубка лісів і чагарнику; проектованої електричної мережі, що знаходяться на території. Відшкодування збитку організаціям і приватним особам, що постраждали від зносу.

Основними об'єктами будівництва мережі є повітряні лінії і підстанції. Вартість ЛЕП визначається номінальною напругою, перетином проводу, видом опор, районом по ожеледі.

Оцінка капітальних вкладень у підстанцію виробляється підсумовуванням наступних складових: РП, трансформаторів, пристроїв, що компенсують і реакторів, постійної частини витрат.

Об'єкти підсобного господарства й обслуговуючого призначення знаходяться на території підстанції, до яких входять: будинки керування й обслуговування, масло господарства, склади й інші спорудження.

Об'єкти транспорту і зв'язки призначені для обслуговування під'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 і висвітлення території підстанції.

Інші роботи і витрати визначаються територією і специфікою району, тривалістю і складністю будівництва, науково-дослідними роботами в ході робіт і доплатами за рухливу роботу.

Зміст дирекції і технічний нагляд обумовлений складністю будівництва, а також великим числом різних підприємств, будівельних бригад, суміжників і постачальників, зайнятих у виробничому процесі.

Правильність і точність складання зведеного кошторисного розрахунку вартості будівництва є визначальним питанням при розрахунках витрат на будівництво нових, розширення і реконструкції електричної мережі. В даний час в Україні складається складна економічна ситуація, яка в першу чергу впливає на державні об'єкти енергетики, що підкреслює актуальність даних розрахунків.

У даному проекті виробляється розрахунок кошторисної вартості спорудження електричної мережі з обліком майже усіх вище зазначених витрат. Розрахунок спорудження підстанції ведеться по укрупненій вартості підстанції за винятком витрат незв'язаних з капітальними вкладеннями в підстанцію. Облік цих витрат ведеться в самому кошторисі вартості спорудження електричної мережі.

8.2 Визначення кошторисної вартості підстанції

Вартість будівництва підстанції визначається його кошторисом, 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 Послідовність кошторисно-фінансового розрахунку будівництва підстанції 110/35/10 кВ

Дані для кошторисно-фінансового розрахунку були взяті з методичних вказівок.

Загальна вартість об’єктів основного виробничого призначення 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 були взяті з методичних вказівок

Витрати на тимчасові будівлі і споруди дорівнюють 0,8% від суми витрат пунктів 1-7 таблиці 8.1.

Зміст дирекції підстанції, так само як і підготовка експлуатаційних кадрів дорівнюють 0,3% від суми витрат пунктів 2, 3 таблиці 8.1.

Витрати на проектні і вишукувальні роботи дорівнюють 5% від суми витрат пунктів 1-9 таблиці 8.1.

9. Охорона праці й навколишнього середовища

У даному розділі розглянуті питання охорони праці оперативного персоналу по обслуговуванню станцій з постійним чергуванням.

На розглянутій у даному проекті станції існує кілька видів небезпечних і шкідливих факторів, які можна розділити на видимі й невидимі.

До невидимих факторів ставляться: напруженість електромагнітного поля, що у деяких місцях досягає максимальних значень; можливість поразки напругою встаткування станції 110 й 330 кв; наведена напруга. Для приміщення ОГТУ характерними факторами є шум і недостатня освітленість, більші виробничі площі з малим ступенем обігріву в зимовий період. Розглянемо докладніше приміщення головного щита керування (ГЩУ).

Метеорологічні умови на виробництві або мікроклімат визначають наступні параметри: температура на повітрі в приміщенні, З; відносна вологість повітря, %; рухливість повітря, м/с; теплове випромінювання, В1 ч/м². Ці параметри вибираються відповідно до вимог ДЕРЖСТАНДАРТ 12ЛДЮ5-88.

Теплове випромінювання походить від електромагнітних реле, розташованих у релейному захисті за ГЩУ. У зв'язку із цим необхідно забезпечити наявність системи приточно-вытяжной вентиляції.

Також від цих пристроїв релейного захисту, Вазпов, установлених на щиті постійного струму, а також приладів денного висвітлення йде шум. Шум має характер постійного гулу промислової частоти, тому при вже наявних технічних і стоительных рішеннях однієї з мір захисту від шуму для таких станцій як ГЕС, є будівля выгородки між ПДУ й релейним залом (ДЕРЖСТАНДАРТ 12.1.003-83).

Для забезпечення найбільш сприятливих умов зорової роботи прийнято нормувати мінімальну освітленість. При цьому необхідно учитыватьразряд точності й напруженості зорової роботи. У цьому випадку ми маємо справу із зоровими роботами середньої точності. Робочий процес у таких приміщеннях передбачає установку трьох видів висвітлення; робочого й аварійного висвітлення безобастности. Крім цього, природне висвітлення ГЩУ бічне - К_норм =1,3 згідно Снип П-4-79.

Искусственое висвітлення припускає; вибір системи висвітлення й тип джерела; визначення норм освітленості; установка типу світильників і виробництво розміщення світильників.

До установки приймемо світильник ЛД із лампами ЛБ-80, ЛД-80, Для даного ГЩУ мінімальна освітленість Е_мин= 200 люкс.

Зробимо розрахунок штучного висвітлення методом коефіцієнта використання світлового потоку.

Вихідні дані:

E_min= 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:

Р_н=50%, Р_с=30%, Р_р=10%.

Шум

У результаті гігієнічних досліджень установлено, що шум і вібрації погіршують умови праці, впливаючи на організм людини. При тривалому впливі шуму на організм людини відбуваються небажані явища: знижується гострота зору, слуху, підвищується кров'яний тиск, знижується увага. Сильний тривалий шум може бути причиною функціональних змін серцево-судинної й нервової системи.

Одним з методів зменшення шуму на об'єктах енергетичного виробництва є зниження й ослаблення шуму в його джерелах: електричних машинах і трасформаторах, компресорах і вентиляторах, у машинах паливного готування й ін.

У машинах часто причиною неприпустимого шуму є зношування підшипників, неточна зборка деталей при ремонтах і т.п. тому в процесі експлуатації всіх машин необхідно виконувати всі вимоги й правила технічної експлуатації. Ненормальний підвищених шум, створюваний трансформаторами, часто буває через нещільне стягування пакетів сталевого сердечника, а в элестродвигателях при їхньому перевантаженні або роботі при обриві одного фазного проведення в живильному ланцюзі. На підстанції основними джерелами шуму є трансформатори й синхронні компенсатори. Як зменшення виробничого шуму зробити зміну СК на статичні тиристорні компенсатори.

Техніка безпеки.

Технічна експлуатація діючих електроустановок електростанцій, підстанцій і мереж здійснюється електротехнічним персоналом відповідно до відомчих правил технічної эксплуатаци електростанцій і мереж (ПТЭ) і правилами техніки безпеки при експлуатації електроустановок (ПТБ).

Обслуговування електроустановок здійснюється адміністративно-технічним, черговим, ремонтним або оперативно-ремонтним електротехнічним персоналом.

У процесі експлуатації електроустановок виробляються роботи, передбачені графіками планово-попереджувального ремонту діючого встаткування, профілактичні випробування ізоляції електромашин, трансформаторів, кабелів, релейної захисту й автоматики й ін.

Роботи в діючих електроустановках підрозділяються відносно прийнятих мір безпеки на три категорії:

Зі знятою напругою;

Під напругою на струмоведучих частинах із застосуванням электрозащитных засобів;

Без зняття напруги на струмоведучих засобах. До них 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 електричне з'єднання із землею або її еквівалентом металевих струмоведучих частин, які можуть виявитися під напругою. Корпуси електромашин, трансформаторів, апаратів й інші металеві струмоведучі частини можуть виявитися під напругою при ушкодженні ізоляції й контакті їх 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 ефективно тільки в тому випадку, якщо струм замикання на землю не збільшується зі зменшенням опору заземлення. Це в мережах з ізольованої нейтралью, де при глухому замиканні на землю або на заземлений корпус, наприклад фази А струм не залежить від величини провідності заземлення.

Занулением називається навмисне електричне з'єднання з нульовим провідником металевих струмоведучих частин, які можуть виявитися під напругою. Нульовим захисним провідником називається провідник з'єднуючий зануленные частини із глухозаземленной нейтральною крапкою обмотки джерела струму або її еквівалентом. Зменшити напруга корпуса, що перебуває в контакті зі струмоведучими частинами, пристроєм заземлення мережі із глухозаземленной нейтралью - неможливо. Зануление перетворює замикання на корпус в однофазне коротке замикання, у результаті чого відключається ушкоджена ділянка мережі. Зануление знижує потенціали корпусів, що з'являються в момент замикання на землю.

Вимірювальні трансформатори

На електричних ПС широко застосовуються вимірювальні трансформатори. Згідно ПУЭ, вторинні обмотки вимірювальних странсформаторов заземлюються. Заземлення цих обмоток грає захисну функцію від ушкоджень ізоляції між первинними й вторинними обмотками.

Для трансформатора струму небезпека предствляет робота в режимі хх, тому що при цьому у вторинній обмотці индуцируется ЭДС у кілька разів перевищуючу напругу мережі. Виключення аварійного режиму забезпечується шляхом закорачивания вторинних обмоток ТТ.

Організаційні й технічні заходи

Організаційними заходами, що забезпечують безпечне провадження робіт у діючих електроустановках електростанцій, підстанцій і мереж є: оформлення роботи спеціальним нарядом-допуском або розташуванням, видача дозволом на підготовку робочих місць і допуску бригади до роботи, нагляд за безпекою працюючих під час виконання роботи, переклад бригади на інше робоче місце, оформлення перерв у роботі і її закінчення.

Для безпечного виконання робіт з повним або частковим зняттям напруги в електроустановках станцій, підстанцій і мереж необхідно виконати наступні вимоги й технічні заходи:

Зробити відключення й вжити заходів, препядствующие випадковій подачі напруги до місця роботи.

Вивісити на рукоятках заборонні плакати, при необхідності встановити тимчасові огородження не відключених струмоведучих частин.

Переносні заземлення підключати до заземлюючого пристрою, після чого перевірити відсутність напруги на відключені для виробництва роботи струмоведучих частинах, на яких повинні бути накладені заземлення.

Накласти на відключені струмоведучі частини переносні заземлення 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 комутаційних апаратур. Згідно ПТЭ всі оперативні переключенияв електроустановках вище 1000 У повинні вироблятися тільки за розпорядженням старшого чергового на зміні або начальника электроцеха.

Схема із двома системами збірних шин, застосовувана на підстанції, дозволяє робити ремонт будь-якої секції без перерви живлення споживачів, і можливістю ремонту будь-якого шинного разъдинителя з відключенням лише одного приєднання відповідного ланцюга.

Для забезпечення безпеки при виробництві оперативних перемикань застосовуються блокування. Блокування як механічні, так й електричні.

Міри пожежної безпеки

На РЕПЕТУЮ прийняті такі міри пожежної безпеки;

доріжки й кабельні канали обладнані протипожежними перегородками;

всі АТ обладнані автоматичною системою пожежогасіння;

всі маслонаполненное встаткування обладнане приямками із гравієм;

на території РЕПЕТУЮ перебуває ящик з піском;

РЕПЕТУЮ забезпечено системою пожежного водопостачання й пожежних гідрантів;

РЕПЕТУЮ обладнано пожежною сигналізацією,

Крім технічних заходів щодо пожежної безпеки повинні виконуватися й організаційні: працівники станції повинні проходити пожежний інструктаж, поглиблювати знання по пожежній безпеці при підвищенні кваліфікації, учавствовать у протипожежних тренеровках і проходити технічну перевірку знань ППБ відповідно до вимог діючих нормативно - технічних документів по підготовці організаційних заходів варто виділити організацію на станції добровільної пожежної дружини, керує якої майстер станції.

Висновок

У ході дипломного проекту були розглянуті особливості технологічного процесу на ГЕС, принципові схеми й состав споруджень. Видача потужності виробляється по двухцепной ЛЕП, приєднаною урізанням у вже існуючу ЛЕП на напрузі 110 кв. За результатами техніко-економічного складання варіантів головних електричних схем, обрана схема "чотирикутник", внаслідок своєї економічності й високої надійності. Обрано основне встаткування: підвісний гідрогенератор потужністю 27 Мвт, радіально-осьова турбіна й підвищувальний трансформатор потужністю 32 МВА, напруга 10,5/121 кв із ПБВ.

Зроблено розрахунок струмів трифазного к.з. (від генератора, 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 головних схем електричних з'єднань ГЕС; основні нормативні документи, вимоги, методика вибору, основні види.

В економічній частині розраховані основні техніко-економічні показники ГЕС.

У розділі охорони праці розглянуті питання санітарно-гігієнічних умов трудана робітнику місці, техніка безпеки при експлуатації силового трансформатора, зроблений розрахунок заземлюючого пристрою в одношаровому ґрунті.

У методичній частині розроблена програма підготовки фахівця "електромонтера з ремонту електроустаткування".

РЕКОМЕНДАЦІЇ

ГЕС малої потужності в першу чергу рекомендується будувати в районах, де необхідно регулювати паводки, наприклад у районі ріки Тиси.

Крім того ГЕС можна використати для покриття навантажень у піковій і напівпіковій частині добового графіка навантажень, де робота ТЕС й АЕС найменш ефективна.

В умовах підвищення цін на газ, виробіток електроенергії ГЕС, з урахуванням собівартості, важлива для економіки країни.