Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

1. Выбор генераторов

2. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

2.1 Вариант 1

2.2 Вариант 2

3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

Вариант 1

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Вариант 2

3.2 Выбор блочных трансформаторов

4. Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем проектируемой электростанции

4.1 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

Вариант 1

4.1.1 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1…Т10

Вариант 2

4.1.2 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1…Т5

5. Выбор и обоснование упрощенной схемы распределительного устройства

5.1 Выбор схемы РУ 500 кВ

5.2 Выбор схемы блока генератор - трансформатор

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

6.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭС

6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Расчетная схема

7.2 Схема замещения

7.3 Расчет сопротивлений

7.3.1 Генератор

7.3.2 Энергосистема

7.3.3 Трансформатор

7.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

7.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К-2

7.6 Расчет тока однофазного короткого замыкания

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепей 500 кВ линии и трансформатора

8.1 Перетоки мощности в схеме РУ 500 кВ

8.1.1 Расчет перетоков мощности в нормальном режиме

8.1.2 Схема перетоков мощности в нормальном режиме

8.1.3 Расчет перетоков мощности в аварийном режиме

8.1.4 Схема перетоков мощности в аварийном режиме

8.2 Расчетные условия для выбора токоведущих частей и аппаратов по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания

8.3 Выбор разъединителей в цепи линии и трансформатора

8.4 Выбор выключателей и разъединителей в ячейке ОРУ 500 кВ

8.5 Выбор трансформаторов тока в ОРУ 500 кВ

8.6 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линии

8.7 Выбор токоведущих частей в цепи линии за пределами ОРУ 500 кВ

8.8 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора за пределами ОРУ 500 кВ

8.9 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 500 кВ

8.10 Выбор изоляторов

9. Выбор способа синхронизации

10. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд ТСЗ - 100/15,75-0,4

10.1 Выбор типа релейной защиты трансформатора собственных нужд

10.2 Технические данные трансформатора типа ТСЗ - 1000/15,75-0,4

10.3 Определение токов на ВН и НН

10.4 Расчет токов короткого замыкания

10.5 Расчет токовой отсечки

10.6 Проверка чувствительности при двухфазном к.з. на выводах 15,75 кВ трансформатора (из расчетов тока к.з.)

10.7 Расчет максимальной токовой защиты с комбинированной блокировкой по напряжению

10.8 Токовая защита нулевой последовательности в нейтрале обмотки 0,4 кВ трансформатора

10.9 Защита от перегрузки

11. Описание конструкции распределительного устройства

12. Расчет заземляющего устройства ОРУ 500 кВ

12.1 Расчет искусственного заземления типа сетки без вертикальных электродов

12.1.1 Сопротивление естественных заземлителей

12.1.2 Сопротивление заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

12.1.3 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители

12.1.4 Напряжение приложенное к человеку

12.2 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

12.2.1 Периметр сетки

12.2.2 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители

12.2.3 Напряжение приложенное к человеку

12.3 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с подсыпкой щебня на рабочем месте без вертикальных электродов

13. Охрана труда

14. Специальное задание

14.1 Эксплуатация элегазовых выключателей

15. Определение технико-экономических показателей ГЭС

15.1 Расчет капиталовложений в строительство ГЭС

15.2 Расчет энергетических показателей работы ГЭС

15.3 Расчет себестоимости электроэнергии отпускаемой с шин ГЭС

15.4 Отчисления на социальное страхование

15.5 Расход на содержание и эксплуатацию оборудования

15.5.1 Стоимость оборудования гидросооружений

15.5.2 Стоимость гидросооружений

15.5.3 Амортизационные отчисления производственного оборудования

15.5.4 Амортизационные отчисления гидротехнических сооружений

15.6 Калькуляция се6бестоимости

15.7 Расчет эксплуатационной экономической характеристики ГЭС

Список литературы

Аннотация

Дипломный проект ”Электрическая часть ГЭС -6400 МВт” выполнен на основании задания на проектирование.

Место сооружения проектируемой электростанции река Енисей. На станции установлено десять генераторов типа СВФ-1285/275-42 У4. Связь с системой осуществляется по 4 ВЛ с шин 500 кВ. Пять укрупненных блоков 2 генератора-трансформатор включены на шины 500 кВ.

На основании НТП ГЭС в соответствии с числом присоединений на напряжение 500 кВ принята схема 3/2 с трехрядной установкой выключателей и подвесными разъединителями.

В цепи линии и трансформатора установлены элегазовые выключатели типа LTP-550 В2 и подвесные разъединители типа РПД-500/3150 УХЛ1, установленные на шинных опорах ШО-500. В ячейке ОРУ 500 кВ установлены трансформаторы тока типа ТГФ 500. В цепи линии 500 кВ установлены трансформаторы напряжения типа НКГ-500 У1. На станции установлено 10 трансформаторов собственных нужд типа ТСЗ-1000/15,75/0,4.

Ошиновка в пределах ОРУ выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС - 500/27. Ошиновка за пределами ОРУ в ячейках трансформаторов выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС-600/72,в ячейках линий выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС-500/27. Шаг ячейки 28 м. Длина ячейки 207 м. Площадь ОРУ - 40572 м².

Для широко распространенной схемы с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на два присоединения применяется типовая компановка ОРУ, разработанная институтом «Теплоэнегропроект».

Произведен расчет трансформатора собственных нужд ТСН-10 типа ТСЗ-1000/15,75/0,4 .На трансформаторе были установлены следующие защиты:

1. Токовая отсечка мгновенного действия.

2. Газовая защита.

3. Максимальная токовая защита с комбинированной блокировкой по напряжению.

4. Токовая защита нулевой последовательности.

5. Защита от перегрузки.

Рассчитаны технико-экономические показатели ГЭС:

Капиталовложения в строительство ГЭС

К_ст=172800000 тыс.руб.

Удельные капиталовложения

К_уд=27000 руб./кВт

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

На современных электростанциях для выработки электроэнергии применяются синхронные генераторы трёх фазного переменного тока. В дипломном проекте генераторы выбираются по заданной мощности.

Таблица 1 [ 10 ] с.

Тип гидрогенератора	Рном МВт	Sном МВА	Cos? град.	Uном кВ.	nном. об/мин.	Х”d	Iном кА.	Сист. возб.	КПД %
СВФ-1285/275-42 У4	640	711	0,9	15,75	142,8	0,295	26,1	Тр	98,3

Охлаждение
Обм. статора	Обм. ротора
НВд	НВ

Продолжение таблицы 1

СВФ - синхронный вертикальный гидрогенератор с непосредственным охлаждением обмотки статора водой и форсированным охлаждением обмотки ротора воздухом.

Для возбуждения генератора применяется тиристорная система возбуждения.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1

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

Имеется две группы тиристоров

VS1 - рабочая группа

VS2 - форсировочная группа

На стороне переменного тока VS1 иVS2 включены на разное напряжение, на стороне постоянного тока - параллельно.

В нормальном режиме возбуждения генератора обеспечивает VS1,VS2 - закрыта. В режиме форсировки открывается VS2.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1 Вариант 1

Рис. 2

На станции установлено десять моноблоков генератор - трансформатор. Блоки включены на шины 500 кВ.

Связь с системой по 4 ВЛ 500 кВ

2.2 Вариант 2

Рис. 3

На станции установлено пять укрупненных блоков 2 генератора - трансформатор. Блоки включены на шины 500 кВ.

Связь с системой по 4 ВЛ 500 кВ.

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Вариант 1

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по мощности генераторов.

, МВА (1)

По формуле (1):

К установки принимаются трансформаторы типа

Т1…Т10 - ТНЦ 1000000/500

Вариант 2

3.2 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по мощности двух генераторов

, МВА (2)

где: 2 - число генераторов на один трансформатор.

По формуле (2):



К установке принимаются трансформаторы типа

Т1…Т5 - 3ЧОРНЦ - 533000/500

Таблица номинальных параметров трансформаторов

Таблица 2 [ 10] с. 619

Тип трансформатора	Номинальное напряжение, кВ		Потери, кВт	Напряжение к.з.,%	Примечание
	ВН	НН		х.х	к.з.	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
					ВН-НН
ТНЦ-1000000/500	525	15,75		570	1800	-	14,5	-	Т1…Т10 - 1 вариант
3ЧОРЦ-533000/500	525/	15,75-15,75		230	1260	13,5	27	44	Т1…Т5 - 2 вариант

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

4.1 Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами

З= Е_н К+И+У ,тыс.руб. /год (3)

где: К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс.руб.

Е_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 [11] c. 395

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год

Ущерб от недоотпуска не учитывается, т.к. считается что варианты равнонадежны.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

И = К+в?W•10^-3 , (4)

где: Р_а =6,4% [10] с.549

Р₀ =2% [10] с.549

Р_а , Р₀ - отчисления на амортизацию и обслуживание

в - стоимость 1кВтч потерь электроэнергии, принимаем- 2 руб. за 1кВтч

?W - потери электроэнергии в трансформаторах ,кВтч

К = 60 - коэффициент инфляции

Таблица технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции

Таблица 3 [ 11] с.637, 638

Тип оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Варианты
		Вариант 1	Вариант 2
		Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. руб.	Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, тыс.руб.
Трансформатор блочный типа ТНЦ-1000000/500/15,75	1150Ч60 =69000	10	69000Ч10 =690000	-	-
Трансформатор блочный типа 3ЧОРНЦ-533000/500/15,75	1590Ч60 =95400	-	-	5	95400Ч5 =477000
Ячейка 500 кВ	280Ч60 =16800	10	16800Ч10 =168000	5	16800Ч5 =84000
Итого, тыс.руб.		858000		56100
Отчисления на амортизацию и обслуживание ,тыс.руб/год
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ??WЧ10-3, тыс.руб./год
Годовые эксплуатационные издержки , тыс.руб/год	72072+208000 =280072	47124+240000=287124
Приведённые затраты З=ЕнЧК+И, тыс.руб./год

Вывод: Минимальные приведенные затраты во втором варианте схемы меньше, поэтому в дальнейшем к расчету принимаем второй вариант.

4.1 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

Потери в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

?W= ЧТ+Ч()²?????кВтч (5)

где: ,- потери холостого хода и короткого замыкания , МВт

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА

S_max - максимальная мощность передаваемая через трансформатор, МВА

T=8760 ч. - число часов работы трансформатора в году, ч.

?????????? - число часов максимальных потерь, ч.

Продолжительность максимальных потерь определяется по формуле:

??= (0,124+)²Ч 8760 ,ч (6)

где: Т_max - число часов использования максимальной нагрузки

Т_max = 7000 часов (для блочных трансформаторов) [11] с.395

Вариант 1

4.1.1 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1…Т10

По формуле (6):

??= (0,124+)²Ч8760 = 5947,83 ч.

По формуле (5) :

=570Ч8760+1800Ч()² Ч5947,83 =10,4Ч10⁶?кВтЧч

Вариант 2

4.1.2 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1…Т5

По формуле (5):

=3Ч230Ч8760+3Ч1260Ч()² Ч5947,83 =24Ч10⁶?кВтЧч

Определяем суммарные годовые потери в первом варианте:

=104кВтЧч

Суммарные годовые потери во втором варианте:

=120кВтЧч

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁНОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

5.1 Выбор схемы РУ 500 кВ

На основании НТП ГЭС [4] в соответствии с напряжением и числом присоединений принята схема „Полуторная”

Достоинства:

1. Ремонт любого выключателя без отключения присоединений.

2. Ремонт любой системы шин без отключения присоединений.

3. Разъединители - изолирующие аппараты.

4. Количество операций при выводе в ремонт любого выключателя минимальное

5. Высокая надежность, так как даже при повреждении на шинах все остается в работе.

Недостатки:

1. Дорогая - на каждое присоединение 1,5 выключателя.

2. Отключение любого присоединения сразу двумя выключателями, что приводит к увеличению числа ремонтов выключателей.

3. Сложная релейная защита.

5.2 Выбор схемы блока генератор - трансформатор

Принимается схема блока “Генератор-трансформатор с генераторным выключателем.”



Рис.5

Достоинства:

1. Уменьшение числа выключателей в РУ 500 кВ

2. Экономия при сооружении РУ

Недостатки:

1. При к.з. в трансформаторе, отключение сразу двух генераторов.

6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с.н.

На ГЭС распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Питание с.н. производится от трансформаторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения.

Потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные и общестанционные. Часть этих потребителей является ответственными. Нарушение электроснабжения этих потребителей может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.

При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов применяется схема раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей. Агрегатные сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов Т1-Т10, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов ТR1-ТR2, присоединенных к РУ 6 кВ.

6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность рабочего ТСН определяется по формуле:

,

где: - мощность генератора блока, МВт

n - процент расхода на собственные нужды, [10] с.12

- коэффициент спроса, [10] c.12

По формуле (7):

Принимаем трансформатор типа ТСЗ-1000/15,75/0,4 кВ

Таблица 4 [14] Номинальные параметры ТСН

Тип трансформатора	Uном кВ	Потери, кВ	Uкз%	Обозначение
	ВН	НН	х.х.	кз
ТСЗ-1000/15,75/0,4	15,75	0,4	1,9	8,5	8	ТСН1…ТСН10

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей. Расчет ведется в относительных единицах.

Базовая мощность принята равной 1000 МВА.

7.1 Расчетная схема

Рис.7

7.2 Схема замещения

Рис.8

7.3 Расчёт сопротивлений

7.3.1 Генератор

(8)

где: - сопротивление генератора в относительных единицах

номинальная мощность генератора

По формуле (8):

7.3.2 Энергосистема

(9)

где: - номинальная мощность энегросистемы

- относительное номинальное сопротивление энергосистемы

По формуле (9):

7.3.3 Трансформатор

Т1…Т5

(10)

где: - относительное сопротивление трансформатора, определяется через u_к - напряжение к.з. трансформатора.

для группы двухобмоточных трансформаторов с обмоткой низкого напряжения разделенной на две ветви.

Трансформаторы собственных нужд

(11)

где: - напряжение короткого замыкания

По формуле (11):

7.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

Рис.9

Таблица расчётных условий для проверки аппаратов и токоведущих частей в режиме короткого замыкания. в точке К-1

Таблица 5 [ 11] с.150, 152

Источник Формула	G10	C	?
Номинальная мощность источника, МВА	711Ч10=7110	20000
Среднее напряжение, кВ	515
Результирующее сопротивление, Х рез о.е.
Базовая мощность , ,МВА	1000
Базовый ток
,о.е.	1,13	1
			6,92+28= =34,92
	(0,01+0,018)=0,028
г стр.152	-	0,98
	=6,92	0,98Ч28=27,44	6,92+27,44= =34,36
Ку стр. 150	1,97	1,85
ТА стр. 150	0,32	0,6
iу = ЧIпо ЧКу , кА			19,28+73,26= =92,54
, с
iа?? ЧIпо , кА			9+24,55= =33,55

7.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Рис.11

Таблица расчётных условий для проверки аппаратов и токоведущих частей в режиме короткого замыкания. в точке К-2

Таблица 6 [ 11] с.150, 152

Источник Формула	G10
Номинальная мощность источника, МВА		711
Среднее напряжение, кВ		15,75
Результирующее сопротивление, Х рез о.е.		0,415
Базовая мощность , МВА		1000
базовый ток Iб= ,кА
,о.е.		1,13
Iпо =• Iб , кА
Iном = , кА

7.6 Расчет тока однофазного короткого замыкания

Ток однофазного короткого замыкания рассчитывается для выбора заземляющего устройства в ОРУ 500 кВ.

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

где:

- сопротивление прямой последовательности

- сопротивление обратной последовательности

- сопротивление нулевой последовательности

Схема замещения прямой последовательности

Рис.12

, сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению прямой последовательности, так как токи прямой и обратной последовательности протекают по одному пути.

Схема замещения нулевой последовательности

Рис. 13

По формуле (12):

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ЦЕПЕЙ 500 кВ ЛИНИИ И ТРАНСФОРМАТОРА

8.1 Перетоки мощности в схеме РУ 500 кВ

8.1.1 Расчет перетоков мощности в нормальном режиме

Определяем реактивную мощность генератора

(13)

где:

По формуле (13)

=309,76, Мвар

Согласно расчетам из пункта 6.2

Определяем активную мощность собственных нужд

По формуле (14)

Определяем реактивную мощность собственных нужд



где:

= 0,538 Мвар

Мощность передаваемая через трансформатор

По формуле (15):

Мощность передаваемая по одной линии

где:

4 - число линий

Мощность отдаваемая в систему:

По формуле (16):

Мощность передаваемая через выключатель Q₁₃

S_Q13=S_Q14

Мощность передаваемая через выключатель Q₁

S_Q1=S_Q3= S_Q4=S_Q6= S_Q7=S_Q9= S_Q10=S_Q12

S_Q2=S_Q5= S_Q8=S_Q11

Мощность передаваемая через трансформатор

Максимальная мощность передаваемая через выключатели Q₂ , Q₅ ,Q₈ ,Q₁₁

8.1.3 Расчет перетоков мощности в аварийном режиме

Линия W4 отключилась

Мощность передаваемая через выключатель Q₃

S_Q1=S_Q3= S_Q4=S_Q6= S_Q7=S_Q9

Мощность передаваемая через выключатель Q₂

S_Q2=S_Q5=S_Q8

Мощность передаваемая через выключатель Q₁₀

Мощность передаваемая по одной линии

Мощность передаваемая через трансформатор

Максимальная мощность передаваемая через выключатели Q₂, Q₅, Q₈,

8.2 Расчетные условия для выбора токоведущих частей и аппаратов по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания

Таблица 8 [ 5]

Расчётные условия
,кВ		500
		2049,99	-		-
		2367,14	-		-
		-	1639,99		-
		-	1639,99		-
		-	-		1845
		-			2186,67
,кА		34,92
,кА		92,54
,кА		33,55
,кА		34,36

,с (14)

По формуле (14):

8.3 Выбор разъединителей в цепи линии и трансформатора

Таблица 9 [5] с.

Условие выбора	Цепь линии	Цепь трансформатора	Каталожные данные разъединителя РПД-500/3150УХЛ1
	Расчётные данные
1.	500	500	500
,А ,А	2049,99 2367,14	1217,51 1217,51	3150
			3150
	92,54	160
	341,43	632х3=11907
5. Тип привода		Двигательный. ПД-2УХЛ-1

8.4 Выбор выключателей и разъединителей в ячейке ОРУ 500 кВ

Таблица 10 [ 5] с.

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные выключателя LTP-550 B2	Каталожные данные разъединителя РПД-500/3150УХЛ1
1.	500	500	500
,А ,А	1845 2186,67	4000 4000	3150
	34,36 33,55 82,14	50 44,55 106,07	- - -
	92,54	100	160
	341,43	5023=7500	11907
Тип привода		Пружинный BLG1002A	Эл.двиг. ПД-2УХЛ-1

кА [5]

с [5]

8.5 Выбор трансформатора тока в ОРУ 500 кВ

Таблица 11 [5]

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные ТГФ 500
1.	500	500
,А ,А	1845 2186,67	3000 3000
3.По классу точности		Элегазовый 0,5/10Р/10Р/10Р/10Р
	92,54	120
	341,43	5023=7500
,Ом	4,825	60

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Таблица 12 [11] с. 377

Прибор	Тип	Потребляемая мощность,ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	-	1
Датчик активной мощности	Е-829	1	-	1
Итого:		3,5	0,5	3,5

Расчет сечения соединительных проводов

где: -вторичная нагрузка тр-ра тока

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

т.к индуктивное сопротивление токовых цепей невелико.

,Ом (15)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(16)

где: - мощность потребляемая приборами,

- вторичный номинальный ток прибора.

По формуле (16):



Ом т.к. в цепь включены 7 приборов.

Сечение соединительных проводов определяется по формуле:

(17)

где: -удельное сопротивление материала провода,

т.к. принимаем провод с медными жилами. [11] с.374

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до измерительных приборов можно принять приблизительной.

[ 11] с. 375

По формуле (17):

Принимаем -по условию механической прочности.

Для генератора 640 МВт принимается кабель с медными жилами, ориентировочная длина 175 м.

По формуле (16):



Рассчитываем действительное сопротивление проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 2,5

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора тока.

8.6 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линии

Таблица 13 [ 5]

Условия выбора		Расчетные данные	Каталожные данные НКГ-500 У1
1. Uуст?Uном ,кВ		500	500
2. Схема соединения и класс точности		0,5	Рабочее давление 0,39 мПа, напряжения, однофазный, газонаполненный (элегаз) 0,5
3. S2 ? S2 ном ВА		29	400Ч3=1200

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Таблица 14 [11] с. 378

Прибор		Тип Мощность одной обмотки, ВА	Число обмоток		cosц	sinц		Число приборов	Общая потр. мощность
									Р , Вт	Q , ВА
Ваттметр		Д-335	1,5	2		1	0		1	3
Варметр		Д-336	1,5	2		1	0		1	3
Датчик активной мощности		Е-829	10	-------		1	0		1	10
Датчик реактивной мощности		Е-830	10	------		1	0		1	10
Фиксатор импульсного действия		ФИП	3	1		1	0		1	3

Рассчитываем полную мощность приборов

S = =29 ,ВА

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора напряжения

8.7 Выбор токоведущих частей в цепи линии за пределами ОРУ 500 кВ

1.По экономической плотности тока

Ј_э = 1 А/мм²

q_э = = = 2049,99 мм² (18)

Принимаем 3АС - 600/72

I_доп = 3Ч1050 = 3150 А

I_max = 2367,14 А

2.Проверка сечения на нагрев по допустимому току.

I_доп ? I_max

3150 А ? 2367,14 А

3.Проверка сечения на термическую стойкость

q_min = = = 203,05 мм² (19)

=91 [11 ] с. 192

q = 600 мм² Ч 3 = 1800 мм²

q_min? q

203,05 ,мм²

4. Проверка провода по условию схлестывания.

В соответствии с ПУЭ при I_по0 кА проверяем провода на схлестывание

(20)

D=880см для напряжения 500 кВ [пособие техникума ]



5. Определяем силу тяжести на один метр токопровода.

,Н/м (21)

[ 10] с. 430

По формуле (21):

Н/м

6. Время действия релейной защиты

+0,05=0,15 с

где: максимальная расчетная стрела провеса в каждом

пролете при максимальной расчетной температуре [9];

t_эк - эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей

защиты, с.;

t_з - действительная выдержка времени защиты от токов к.з.;

0,05 - учитывает влияние апериодической составляющей.

7. Максимально- допустимое отклонение фазы.

(22)

По формуле (22):

8. Проверка на корону

Е₀ = 30,3Чm(1+ ) (23)

где: Е₀ - начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности привода(для многопроволочных проводов m = 0,82)

[ 10] с. 430

По формуле (23):

)=30,61 кВ/см

Е = КЧ ,кВ/см (24)

где: К - коэффициент учитывающий число проводов в фазе;

n - число проводов в фазе;

r_эк - эквивалентный радиус расщепленных проводов.

U=1,1ЧU_ном=1,1Ч500=550 кВ

=DЧ1,26= 880Ч1,26=1108,8 см

=

===13,85 см

где: Д_ср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз , см а - расстояние между проводами в расщепленной фазе. Принимается в установках 500 кВ 40 см. [11] с.238

По формуле (24):

E = 1,14 = 23,41 кВ/см

1,07ЧЕ?0,9ЧЕ₀

1,07Ч23,41?0,9Ч30,61

25,0527,55 кВ/см

8.8 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора за пределами ОРУ 500 кВ

1. По экономической плотности тока

Ј_э = 1 А/мм²

По формуле (18):

q_э = = = 1639,99 мм²

Принимаем провод 3хАС-500/27

I_доп=3Ч960=2880 А

I_max=1639,99

2. Проверка сечения на нагрев по допустимому току

I_доп?I_max

2880?1639,99 А

3. Проверка сечения на термическую стойкость

По формуле (19):

q_min = = = 203,05 мм²

q=500Ч3=1500 мм²

q_min? q

203,05 ,мм²

4. Проверка на корону

По формуле (23):

Е₀ =30,3Ч0,82Ч(1+

r₀=14,7 мм =1,47 см [10] с. 429

К=

===13,3 см

По формуле (24):

E = 1,13Ч = 25,98 кВ/см

1,07ЧЕ?0,9ЧЕ₀

1,07Ч25,98?0,9Ч30,98

27,7927,88 кВ/см

5. Проверка провода по условию схлестывания

По формуле (20):

6. Определяем силу тяжести на один метр токопровода.

[10 ] с. 429

По формуле (21):

Н/м

7. Время действия релейной защиты

235

электростанция трансформатор генератор ток релейный

8. Максимально- допустимое отклонение фазы.

По формуле (22):

8.9 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 500 кВ

1. Токоведущие части в пределах ОРУ выбираются по допустимому току.

Принимаем провод 3АС - 400/22

I_доп=3830=2490 А

I_max=2186,67, А

I_доп?I_max

2490?2186,67 А

2. Проверка сечения на термическую стойкость

По формуле (19):

q_min = = = 203,05 мм²

q=400Ч3=1200 мм²

q_min? q

203,05 ,мм²

3. Проверка на корону

По формуле (23):

Е₀ =30,3Ч0,82Ч(1+

r₀=13,3 мм =1,33 см [10] с. 429

К=

===12,86 см

По формуле (24):

E = 1,12Ч = 29,75 кВ/см

1,07ЧЕ?0,9ЧЕ₀

1,07Ч29,75?0,9Ч31,29

31,8328,16 кВ/см

Провод 3ЧАС - 400/22 по короне не проходи.

Принимаем провод 3ЧАС - 500 /27, проверка на корону и на схлестывание п. 8.8.

8.10 Выбор изоляторов

Для крепления проводов в ОРУ 500 кВ принимается шинная опора типа ШО-500

9. ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ

Согласно ПУЭ п. 3.3.44 [1] генераторы СВФ - 1285/275 - 42 У4 включаются на параллельную работу способом точной синхронизации.

В этом случае в первичный двигатель остановленного агрегата пускается вода и агрегат разворачивается до частоты вращения, близкой к синхронной. При точной синхронизации, когда генератор включается возбужденным, необходимо, чтобы в момент его включения в сеть были выполнены следующие условия:

- равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

- равенство частот напряжений генератора и сети;

- совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.

Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы.

В реальных условиях допускается отклонение контролируемых величин, пределы которых указаны ниже.

При нарушении сформулированных условий точной синхронизации возможны три случая:

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

U_фc ДU_ф

2. Векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол , т.е.



3. Генераторы вращаются с разными угловыми скоростями:

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

где: - значения эдс и сопротивления генератора в момент включения;

- сопротивление энергосистемы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчете.

Ток имеет индуктивный характер по отношению к , так как активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны.

В первом из рассматриваемых случаев уравнительный ток сохраняет реактивный характер по отношению к (рис.17) вследствие чего он не вызывает механических перегрузок на валу генератора. Разность напряжений при включении генератора в сеть допускают равной 5-10 % номинального напряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает.

Во втором случае (рис. 18) уравнительный ток по отношению к имеет значительную активную составляющую. Вектор опережает вектор , поэтому активная составляющая уравнительного тока создает вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Включение генератора сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников в момент включения не должны превышать 10-20 электрических градусов.

В третьем случае, когда угол непрерывно изменяется, изменяется и разность напряжений которую называют напряжением биения . напряжение биения изменяется от 0 до 2 и с частотой равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников (рис. 19).

При большой разности частот машина может не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении до значения 0,1 %.

Наибольший уравнительный ток возникает при угле , равном 180 электрических градусов.

Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной энергосистемой ( то

При этом уравнительный ток в два раза больше тока трехфазного короткого замыкания на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношении нагрева обмоток, так и вследствие электрических усилий между проводниками. Особенно в лобовых частях обмотки статора.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляется воздействием на регуляторы частоты вращения первичных двигателей. Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем воздействия на уменьшение или увеличение тока в обмотке возбуждения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится с помощью двух вольтметров (контроль равенства напряжений генератора и сети), двух частотомеров, один из которых показывает частоту сети, другой - частоту подключаемого генератора, а также с помощью специального прибора - синхроноскопа.

Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

Недостатками способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения. [ 13] с.75-79

10. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд ТСЗ - 1000/15,75-0,4

10.1 Выбор типа релейной защиты трансформатора собственных нужд

1.1. Токовая отсечка мгновенного действия. От междуфазных коротких замыканий в обмотках ТСН, а также на выводах 15,75 кВ. отсечка выполняется с двумя реле тока, включенными на фазные токи по схеме “неполная звезда”.

1.2. Газовая защита. От внутренних повреждений, сопровождающихся разложением масла и выделением газа, а также от понижения уровня масла в трансформаторе.

1.3. Максимальная токовая защита с комбинированной блокировкой по напряжению. От внешних коротких замыканий и для резервирования токовой отсечки и газовой защиты.

1.4. Токовая защита нулевой последовательности. От замыканий на землю на стороне 0,4 кВ. защита выполняется с помощью одного реле тока, включенного на трансформатор тока установленный в нейтрали 0,4 кВ трансформатора. Защита действует на отключение трансформатора.

1.5. Защита от перегрузки выполняется с помощью одного реле тока, включенного на фазный ток со стороны 15,75 кВ, и действует на сигнал с выдержкой времени.

10.2 Технические данные трансформатора типа ТСЗ - 1000/15,75-0,4

Схема соединения - 11

10.3 Определение токов на ВН и НН

где: - напряжение на высокой стороне

- номинальная мощность трансформатора

По формуле (25):

где: - напряжение на низкой стороне

По формуле (26):

Выбор трансформаторов тока

15,75 кВ К_I=50/5

0,4 кВ К_I=1500/5

10.4 Расчет токов короткого замыкания

По формуле (27):



10.5 Расчет токовой отсечки

I_сз выбирается из следующих условий

1. Из условия отстройки от максимального тока самозапуска эл. двигателя.

где: К_отс =1,2 - коэффициент отстройки

=3,5ЧI_{самоз вн} - ток самозапуска эл. двигателя

По формуле (29):

2. От бросков намагничивания

По формуле (30):

3. Из условия отстройки от максимального тока трехфазного короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 0,4 кВ.



где: К_отс=1,4

По формуле (31):

Принимаем наибольший ток из трех условий

I_сз=641,55 А

10.6 Проверка чувствительности при двухфазном к.з. на выводах 15,75 кВ трансформатора ( из расчетов тока к.з.)

где: =0,867ЧI_кз⁽³⁾, А

По формуле (32):

Расчет тока срабатывания реле

где: К_сх=1 - коэффициент схемы

- коэффициент трансформации трансформатора тока

По формуле (33):

Принимаем реле РТ-40/100

10.7 Расчет максимальной токовой защиты с комбинированной блокировкой по напряжению

1. Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от номинального тока трансформатора

где: К_отс=1,1

К_в=0,8ч0,85

По формуле (34):

По формуле (32):

По формуле (33)



Принимаем реле РТ - 40/6

2.Реле минимального напряжения

Напряжение срабатывания защиты

где: К_отс=1,1ч1,2

К_в=1,12ч1,15

По формуле (35):

Напряжение срабатывания реле

где: - коэффициент трансформации трансформатора напряжения

По формуле (36):

Принимаем реле РН - 54/160

3.Реле напряжения обратной последовательности



По формуле (37):

По формуле (36):

Принимаем реле РНФ - 1М

10.8 Токовая защита нулевой последовательности в нейтрале обмотки 0,4 кВ трансформатора

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается в цепи нейтрали 0,4 кВ трансформатора СН 15,75/0,4, а также вводах рабочего и резервного питания к секциям шин 0,4 кВ.

Ток срабатывания защиты выбирается по двум условиям:

1. Отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформатора тока обусловленного не симметрией осветительной нагрузки и погрешностью трансформаторов тока (для защит на вводах 0,4 кВ).

По формуле (38):

2. Согласованно по чувствительности с защитами элементов 0,4 кВ

где: К_отс=1,1

=2500 А - ток срабатывания отсечки автоматического выключателя, с которой производится согласование [7] с.

Принимаем автомат типа АВМ - 15 H

I_ном=1500 А

По формуле (39):

Принимаем наибольший ток I_сз=2750 А

Определяем коэффициент чувствительности защиты при однофазном коротком замыкании на выводах 0,4 кВ трансформатора

По формуле (40)

10.9 Защита от перегрузки

По формуле (34):



По формуле (33):

Принимаем реле РТ - 40/6

[7]

11. Описание конструкции распределительного устройства

Для схемы с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на две цепи принята типовая компоновка с трехрядной установкой выключателей с подвесными разъединителями.

В принятой компоновке все выключатели типа LTP-550 B2, устанавливаются в три ряда.

В таком ОРУ сооружаются дороги вдоль трех рядов выключателей, что облегчает обслуживание.

Подвесные разъединители типа РПД-500/3150 УХЛ1 устанавливаются на шинных опорах ШО-500 или трансформаторах тока типа ТГФ-500.

Ошиновка за пределами ОРУ в ячейке линии выполняется гибким токопроводом 3хАС - 600/72,в ячейке трансформатора выполняется гибким токопроводом 3ЧАС-500/27.

Ошиновка в пределах ОРУ выполняется гибким токопроводом 3ЧАС-500/27.

Кабели по территории ОРУ проложены в латках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками.

Шаг ячейки - 28 м.

Длина ячейки - 207 м.

Количество ячеек - 7

Ширина ячейки - 196 м.

Площадь ОРУ - 40572 м²

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах устанавливается молниезащита высотой 49,1 м.

12. Расчет заземляющего устройства ОРУ 500 кВ

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных. В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 - 0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8 - 1 м от фундаментов. Если расстояние между фундаментами рядов оборудования не превышает 3 м можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5 - 0,7 м. расстояние между ними принимается увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки: 4;5;6;7.5;9;11;13.5;16 м.

В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая сталь размером 40х4.

Сетка заземления

Рис.22

12.1 Расчет искусственного заземления типа сетки без вертикальных электродов

12.1.1 Сопротивление естественных заземлителей

R_е=2,5 Ом

12.1.2 Сопротивление заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

Где: А - площадь сетки м (площадь ОРУ), равна 40572 м²

Где: - удельное сопротивление верхнего слоя, Ом/м

- удельное сопротивление нижнего слоя, Ом/м

H - толщина верхнего слоя

L_г - общая сумма всех полос проводников

L_г=(20Ч196)+(21Ч207)=8267 м

По формуле (41):

12.1.3 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители

По формуле (42):

12.1.4 Напряжение приложенное к человеку

Где: - ток однофазного короткого замыкания стекающий с заземлителя;

- коэффициент напряжения прикосновения;

Где: - эквивалентное удельное сопротивление заземлителя для определения напряжения прикосновения =1,55 [6] 4а Таблица 1

L_г - сумма горизонтальных полос

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и по сопротивлению растекания тока от ступней;

Где: R_ч=1000 - сопротивление человека

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта

По формуле (43):

Вывод: Напряжение прикосновения не обеспечивает безопасность

1442,95>400 ,В

Следовательно по контуру сетки забиваем вертикальные электроды длиной 5м на расстояние 3l=3Ч5=15 м

12.2 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

12.2.1 Периметр сетки

Число вертикальных электродов

Сопротивление заземлителя

Где:

Где: h - глубина заложения горизонтального заземлителя

l - длина вертикальных электродов

По формуле (44):

12.2.2 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители

По формуле (42):

12.2.3 Напряжение приложенное к человеку

Где:

М=0,6 - расстояние между двумя проводниками

Р -периметр сетки

По формуле (43):

Вывод: Безопасность прикосновения не обеспечена

637,69>400 ,В

На рабочем месте выполняется подсыпка щебня толщиной 0,1 - 0,2 м.

По формуле (43):

Вывод: Безопасность прикосновения обеспечена

63,77<400 ,В

12.3 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с подсыпкой щебня на рабочем месте без вертикальных электродов

По формуле (43):

Вывод: Безопасность прикосновения обеспечена

195,71<400 ,В

13. Охрана труда

Технические мероприятия при выполнении работ в электрической части ГЭС

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

1. Произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

2. На приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

3. Проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

4. Наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

5. Вывешены “указательные плакаты “Заземлено”, ограждены при необходимости рабочие местах и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

1.1. При подготовке рабочего места должны быть отключены:

- токоведущие части, на которых будут производиться работы;

- не огражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин;

- цепи управления и питания приводов.

В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение, должен быть видимый разрыв.

Силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения должны быть отключены и схемы их разобраны также со стороны других своих обмоток для исключения возможности обратной трансформации.

Для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов должны быть приняты следующие меры:

- у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении должны быть заперты на механический замок;

- у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения должны быть заперты на механический замок;

- у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, должны быть отключены силовые цепи и цепи управления;

- должны быть вывешены запрещающие плакаты.

В электроустановках напряжением до 1000 В со всех сторон токоведущих частей, на которых будет производиться работа, напряжение должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей - снятием предохранителей.

Необходима вывесить запрещающие плакаты.

2.1. На приводах коммутационных аппаратов с ручным управлением во избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты “Не включать! Работают люди”.

На присоединениях напряжением до 1000 В, не имеющих коммутационных аппаратов, плакат “Не включать! Работают люди”, должен быть вывешен у снятых предохранителей.

На приводах разъединителей, которыми отключена для работы ВЛ или КЛ, независимо от числа работающих бригад, вывешивается один плакат “Не включать! Работают на линии”.

3.1. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателями напряжения. В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлек5трических перчатках.

В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь несколько раз к токоведущим частям.

В РУ проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из числа оперативного персонала, имеющему группу 4 - в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу 3 в электроустановках до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два работника: на ВЛ выше 1000 В - работники, имеющие группы 4 и 3.

Устройства, сигнализирующие об отключенном положении аппарата, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры и т.п. являются только дополнительными средствами, подтверждающими отсутствие напряжения, и на основании их показаний нельзя делать заключение об отсутствии напряжения.

4.1. Устанавливать заземления на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения.

Переносное заземление сначала нужно присоединить к заземляющему устройству, а затем, после проверки отсутствия напряжения установить на токоведущие части.

Установка и снятие переносные заземлений должны выполняться в диэлектрических перчатках с применением изолирующей штанги.

В электроустановках напряжением выше 1000 В заземляться должны токоведущие части всех фаз отключенного для работ участка со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

Заземленные токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом.

Переносные заземления следует присоединять к токоведущим частям в местах, очищенных от краски.

ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия.

На рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз.

На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод.

Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам, на железобетонных с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целостности. На железобетонных опорах, на имеющих заземляющих спусков, можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством.

5.1 В электроустановках должны быть вывешены плакаты “Заземлено” на приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки и на ключах и кнопках дистанционного управления коммутационными аппаратами.

Для временного ограждения токоведущих частей, оставшихся под напряжением, могут применяться щиты, ширмы, экраны и т.п., изготовленные из изоляционных материалов.

На временных ограждениях должны быть нанесены надписи “Стой! Напряжение” или укреплены соответствующие плакаты.

В ОРУ при работах, проводимых с земли, и на оборудовании, установленном на фундаментах должно быть ограждено канатом. Веревкой или шнуром из растительных либо синтетических волокон с вывешенными на них плакатами “Стой! Напряжение”, обращенными внутрь огражденного пространства.

В ОРУ при работах во вторичных цепях по распоряжению ограждать рабочее место не требуется.

На подготовленных рабочих местах в электроустановках должен быть вывешен плакат “Работать здесь”. [2]

14. Специальное задание

14.1 Эксплуатация элегазовых выключателей

Выключатель- коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепи с током в любом режиме - в нормальном режиме и в режиме к.з., в режиме перегрузок, в режиме х.х.

Элегаз- был открыт в 1889 году, не горюч, бесцветен, не имеет запаха, не ядовит. Элегаз обладает высокой электрической прочностью. При атмосферном давлении его прочность в 2-3 раза выше воздуха, а при давлении в 3 атмосферы прочность элегаза сравнима с трансформаторным маслом. В элегазе при атмосферном давлении может быть погашена дуга с током в 100 раз больше чем в воздухе.

Полюс элегазового выключателя представляет собой герметичный заземленный металлический резервуар, в котором размещено дугогасительное устройство, резервуар заполнен сжатым элегазом (в выключателях серии ЯЭ на напряжение 110 кВ номинальное давление элегаза 0,6 МПа.)

Электрическая дуга частично разлагает элегаз. Основная масса продуктов разложения восстанавливается, а оставшаяся часть поглощается фильтрами-поглотителями, встроенными в резервуары выключателей. Продукты разложения, не поглощенные фильтрами, взаимодействуют с влагой, кислородом и парами металла и в небольших количествах выпадают в выключателях в виде тонкого слоя порошка. Сухой порошок - хороший диэлектрик.

Подвижные части дугогасительного устройства выключателя перемещаются изоляционной тягой, связанной с пневматическим приводом, шток которого входит в резервуар. Дугогасительное устройство крепится к стенкам резервуара с помощью эпоксидных опорных изоляторов специальной конструкции.

Персонал обязан постоянно следить за давлением элегаза в резервуарах выключателей, чтобы предотвратить чрезмерные утечки газа и возможное в этих случаях снижение электрической прочности изоляционных промежутков. Давление контролируется по показаниям манометров, а также плотномеров, когда температура окружающей среды изменяется в широких пределах и контроль за изоляцией измерением давления неприемлем. Специальное устройство сигнализации предупреждает персонал о внезапном появлении утечки газа.

В условиях нормальной эксплуатации практически невозможно добиться абсолютной герметизации резервуаров, поэтому неизбежны утечки газа, которые, однако не должны превышать 3% от общей массы в год. В случае отклонения давления элегаза от номинального необходимо принять меры по пополнению резервуаров элегазом. Проводить операции с выключателем при пониженном давлении элегаза не допускается.

При осмотрах выключателей проверяют их общее состояние, чистоту наружной поверхности, отсутствие звуков электрических разрядов, треска и вибраций. Проверяется работа приточно-вытяжной вентиляции, температура воздуха в помещении РУ(температура должна поддерживаться не ниже 5?) , давление сжатого воздуха в резервуарах пневматических приводов выключателей(1,6...2,1 МПа). Обращают внимание на состояние заземляющих проводок резервуаров.

Положение элегазовых выключателей определяется по механическому указателю положения. При обслуживании элегазовых установок персоналу следует помнить, что элегаз в 5 раз тяжелее воздуха и при утечках скапливается на уровне пола и в других местах(подвалах, траншеях).Обслуживающий персонал, находясь в таких местах, может почувствовать недостаток кислорода и удушье. Безопасный уровень концентрации чистого элегаза в помещении - не более 0,1%(5000мг/м³) , а при кратковременном пребывании обслуживающего персонала - до 1%. В среде с большой концентрацией элегаза человек может внезапно потерять сознание без каких либо тревожный симптомов. Чтобы избежать этого, необходимо обеспечить доступ свежего воздуха.