1. ВВЕДЕНИЕ
Принятая энергетическаяпрограмма Республики Казахстан предусматривает завершение формирования основныхузлов в единой энергетической системе страны с тем, чтобы повысить еёманёвренность и надёжность. Это будет достигаться строительством новых тепловыхстанций на западе страны и работающих на газе, на северо-востоке страны будетпредложено строительство мощных КЭС на базе Экибазтуских углей с последующейтранспортировкой избытка электрической энергии зарубеж в Россию и Китай.Планируется строительство новых ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжения с тем,чтобы направить потоки электроэнергии с востока и северо-востока в направленииюга и запада страны.
В перспективе для болеенадёжного и полного обеспечения центра страны и особенно юга электрическойэнергией возможно строительство атомной теплоэлектростанции в районе о. Балхаш.На юге страны возможно строительство нетрадиционных источников электрическойэнергии – ветровых и солнечных электростанций. Электроснабжение малыхизолированных потребителей расположенных в труднодоступных районах возможноосуществить от небольших газотурбинных генераторов.
2. ВЫБОРСИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Таблица 1.«Технические параметры СГ»Тип генератора
Рном
МВТ
Sном
МВА
Uном
кВ
cosφ
Iном
А
X«d
о. е.
n
об/мин ТВФ-120-2У3 120 125 10,5 0,8 6,875 0,192 3000 ТВВ-220-2ЕУЗ 220 258,3 15,75 0,85 8,625 0,1906 3000
Источник: (уч. 1, стр.610), (уч. 2, стр.76-103)
X» d- сверхпереходное индуктивное сопротивление в относительных единицах (о. е.)
3. ВЫБОРДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ
/>
Рис. 1 Вариант – I
/>
Рис. 2 Вариант – II
Расход мощности на с. н.одного генератора:
Рс.н.=/> ×Pном.г; />=5% [уч. 1 стр. 445 таб.5,2]
Рс.н.=/> ×120=6МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ
Рс.н.=/> ×220=11МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ
Расчёт перетока через АТсвязи I – варианта
Pпер.max=2×120-2×6-260=-32 МВт
Pпер.min=2×120-2×6-230=-2 МВт
Расчёт перетока через АТсвязи I – варианта
Pпер.max=3×120-3×6-260=82 МВт
Pпер.min=3×120-3×6-230=118 МВт
Вывод: I — вариант по перетоку мощности болееэкономичен.
Провожу расчётреактивных составляющих
Qс.н.=Рс.н.=cos/>
/>С. Н. Qc.н.=Рс.н ×/>=6×/>=4,2 МВар
/>С. Н. Qc.н.=Рс.н ×/>=11×/>=7,7 МВар
Qг1=Рг1×/>=120×/>=90 МВар
Qг2=Рг2×/>=220×/>=132 МВар
Qmax=Pmax×/>=260×/>=130 МВар
Qmin=Pmin×/>=230×/>=115 МВар
4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
4.1 Выборблочных трансформаторов Iи IIвариантамощности провожу по [уч. 1, стр. 390 т. 5,4]
/> МВА
/> МВА
/> МВА
В качестве блочныхтрансформаторов принимаю [по уч. 2 стр. 146-156 табл. 3,6] на стороне:
- 110 кВ – трансформатортипа ТДЦ-200000/110
- 220 кВ – трансформатортипа ТДЦ-400000/220 – для генератора
ТВВ-220-2ЕУЗ
- 220 кВ – трансформатортипа ТДЦ-200000/220 – для генератора
ТВФ-120-2УЗ
4.2. Выборавтотрансформаторов связи
I – вариант
Sрасч.=/>
Sрасч.min.=/> МВА
Sрасч.max.=/> МВА
Sрасч.ав..=/> МВА
По наиболее тяжёломурежиму выбирают мощность автотрансформатора связи.
Sтреб.АТ=/>=109 мВА
Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условияработы автотрансформатора неизвестны.
Выбираю дваавтотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110
II – вариант
Sрасч.=/>
Sрасч.min.=/> МВА
Sрасч.max.=/> МВА
Sрасч.ав..=/> МВА
По наиболее тяжёломурежиму выбирают мощность автотрансформатора связи.
Sтреб.АТ=/>=129.4 мВА
Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условияработы автотрансформатора неизвестны.
Выбираю дваавтотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110
Данные выбранныхтрансформаторов свожу в таблицу 2
Таблица 2
Тип
трансформатора
Кол- во
IВ/IIВ
Uном кВ
Р0
кВт
Рк кВт
Uк % ВН СН НН ВН- -СН ВН--НН
СН-
-НН ВН- -СН ВН- -НН СН- -НН
2×АТДЦТН
200000/220/110 -/2 230 121 38,5 105 430 - - 11 32 20
2×АТДЦТН
125000/220/110 2/- 230 121 10,5 65 315 - - 11 45 28
ТДЦ
200000/220 2/1 242 - 18 130 - 660 - - 11 -
ТДЦ
200000/110 2/3 121 - 15,75 170 - 550 - - 10,5 -
ТДЦ
400000/220 2/2 237 - 21 315 - 850 - - 11 -
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕВАРИАНТОВ
Капитальные затратырассчитываю учитывая стоимость основного оборудования. Данные свожу в таблицу.
Капитальные затраты
Таблица 3Тип оборудования
Стоимость ед. обор-я
тыс. у.е. I-вариант II-вариант
Кол-во
шт.
Стоимость
тыс. у.е.
Кол-во
шт
Стоимость
тыс. у.е. Блочные трансформаторы ТДЦ-200000/110 222 2 444 3 666 ТДЦ-400000/220 389 2 778 2 778 ТДЦ-200000/220 253 2 506 1 253 Автотрансформаторы связи
АТДЦТН-
125000/220/110 195 2 390 - -
АТДЦТН-
200000/220/110 270 - - 2 540 Ячейки ОРУ 220 кВ 78 8 624 7 546 110 кВ 32 10 320 11 352 Итого 3062 3135
Потери электрическойэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/110 присоединённом к сборным шинам110 кВ [уч. 1 стр. 395 (5,13)]
/>τ кВТ×ч
Т=Тгод-Трем=8760-600=8160час
τ=4600 час – времяпотерь
Тmax=6000 ч. по [уч. 1 стр. 396 рис. 5,6]
ΔW1=8160×170+550×/>×4600=2,7×106 кВт× час
Потери в блочномтрансформаторе ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220
ΔW2=8160×315+850×/>×4600=4,09×106 кВт× час
Потери в блочномтрансформаторе ТДЦ-200000/220
ΔW3=8160×130+660×/>×4600=2,6×106 кВт× час
Потери электроэнергии вавтотрансформаторе связи в I-вариантапо [уч. 1 стр 396 (5,14)] с учётом того, что обмотка НН не нагружена.
/> τ/> τC
I – вариант автотрансформаторАТДЦТН-125000/220/110
/>
=/> кВт×ч
Где РКВ=РКС=0,5×РКВ=0,5×315=157,5
SmaxB=SmaxC=/> МВА
Т=Тгод=8760год
II – вариант автотрансформаторАТДЦТН-200000/220/110
/>
=/> кВт×ч
Где РКВ=РКС=0,5×РКВ=0,5×430=215
SmaxB=SmaxC=/> МВА
Т=Тгод=8760год
Суммарные годовые потери I – варианта
/>
/>2×1,12×106+2×2,7×106+2×4,09×106+2×2,6×106=21,02×106кВт×ч
Суммарные годовые потери II – варианта
/>
/>2×1,3×106+3×2,7×106+2×4,09×106+1×2,6×106=21,48×106кВт×ч
Годовые эксплутационныеиздержки
/>
Где Ра=6,4 %,Ро=2 %, />=0,6×10-2у.е. кВт×ч по уч. 2 стр. 545
/> т. у. е.
/> т. у. е.
Приведённые затраты поуч. 1 стр.395
З=РН×К+U
Где РН=0,12 –нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики
ЗI=0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е.
ЗII=0,12×3135+392,220=768,4 т.у.е.
Разница в затратах
/>
Вывод: Вариантыравноценны т.к. ∆З
6. ВЫБОРТРАНСФОРМАТОРОВ С. Н.
6.1 Выбор ТСНрабочих
Рабочие ТСН подключаютсяотпайкой к блоку их количество равно количеству генераторов. Требуемая мощностьрабочих Т.С.Н.
/>
/> - коэффициент спроса по уч. 1 стр.20 т. 1,17
Требуемая мощность Т.С.Н.
SСН≥0,85×6=5,1 МВА
По каталогу принимаю дляблоков 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20
UВН=13,8 кВ
UНН=6,3 кВ
PХ=8 кВт
PК=46,5 кВт
UК= 7,5 %
Требуемая мощностьТ.С.Н.
SСН≥0,85×11=9,35 МВА
По каталогу принимаю дляблоков 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35
UВН=15,75 кВ
UНН=6,3 кВ
PХ=12 кВт
PК=60 кВт
UК= 8 %
6,2 Выбор резервныхтрансформаторов С.Н.
Так как на ГРЭСколичество блоков больше трёх устанавливаю два РТСН. Один подключён к НН АТсвязи, другой в резерве.
Требуемая мощность РТСН
SРТСН≥1,5×SСНmax=1.5×9.35=14.03 МВА
По каталогу принимаюТДНС-16000/20
UВН=15,75 кВ
UНН=6,3 кВ
PХ=17 кВт
PК=85 кВт
UК= 10 %
Схема ТСН
/>
Рис. 3 схема ТСН
7. ВЫБОР ИОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁННЫХ СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ
Для РУ 110 и 220 кВвыбираю схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем нацепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующемфиксированном распределении всех присоединений. Такое распределениеприсоединений увеличивает надёжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключаетсяшиносоединительный выключатель QA итолько половина присоединений переводят на исправную систему шин перерыв эл.снабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.
1. 220 кВ число присоединенийn=10 принимаю схему с двумя рабочими иобходной системами сборных шин по уч. 1, стр. 416 рис. 515.
/>
Рис. 4
Фиксация наприсоединение: 220 кВ
А1: W1, W2, Т1, Т2, АТ1
QO; QA
А2: W3, W4, Т3, Т4, АТ2.
2. 110 кВ числоприсоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими иобходной системами сборных шин уч. 1, стр. 416 рис. 515.
/>
Рис. 5
Фиксация наприсоединение: 110 кВ
А1: W5, W6, W7, Т5, АТ1
QO; QA
А2, W8, W9, W10, Т6, АТ2.
8. РАСЧЁТТОКОВ КЗ
8.1.Составляем схему замещения
/>
Рис. 6 Схема замещения
Схема замещения длярасчёта трёхфазного КЗ представлена на рис. 5. каждому сопротивлению в схемеприсваивается свой порядковый номер, который сохраняется за даннымсопротивлением в течении всего расчёта. В схеме сопротивление дробное значение,где числитель – номер сопротивления, знаменатель – численное значениесопротивления.
Определяем сопротивлениесхемы (рис. 5) при базовой мощности Sб=10000 МВА.
Сопротивление генераторовG1; G2; G3; G4; G5; G6.
X1*=X2*=/>
X3*=X4*=X5*=X6*=/>
Для упрощенияобозначенный индекс «*» опускаю подразумеваю, что все полученные значениясопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.Таким образом:
X1=X2=0.1906×/> о.е.
Х3=Х4=X5=X6=0.192×/> о.е.
Сопротивлениетрансформаторов Т1, Т2 – ТДЦ-400000/220 и Т3,Т4 – ТДЦ-200000/220
Х7=Х8=/>
Х9=Х10=/>
Х7=Х8=/> о. е.
Х9=Х10=/> о.е.
Сопротивлениетрансформаторов Т5, Т6 – ТДЦ-200000/110
Х11=Х12=/>
Х11=Х12=/> о.е.
Сопротивление линийэлектропередач W1,W2.
Х16=Х17=Худ×l×/>
Худ=0.32Ом/км – удельное сопротивление ВЛ-220 кВ по уч. 1 стр. 130
Х16=Х17=0,32×100×/> о.е.
Сопротивление АТ связиАТДЦТН-125000/220/110
Сопротивление в процентах
ХТВ%=0,5(UкВ-Н+UкВ-С-UкС-Н)=0,5(45+11-28)=14 %
ХТС%=0,5(UкВ-С+UкС-Н-UкВ-Н)=0,5(11+28-45)=-3 %
ХТН%=0,5(UкВ-Н+UкС-Н-UкВ-С)=0,5(45+28-11)=31 %
Сопротивление в о. е.
Х13=/>/> о. е.
Х14=0 т. к. ХТС%- отрицательное число
Х15=/>/> о. е.
Сопротивление системы
Х18=Хс×/> о.е.
8.2. Упростим схемуотносительно точки КЗ К1, результирующие сопротивление цепигенератора G1
Х19=Х1+Х7=7,38+2,75=10,13о. е. Х19=Х20=10,13 о. е. X19=X20=10.31 о. е.
Х21=Х3+Х9=15,36+5,5=20,86о. е. Х21=Х22=20,86 о. е. X21=X22=20,86 о. е.
Х23=Х5+Х11=15,36+5,25=20,61о. е. Х23=Х24=20,61 о. е. X23=X24=20,61 о. е.
Результирующеесопротивление цепи однотипных генераторов G1, G2, G3, G4, G5, G6.
Х26=/> о. е.
Х27=/> о. е.
Х28=/> о. е.
Объединяются генераторы G1,G2, G3, G4.
/> о. е.
Х25=Х16//Х17+Х18=/> о. е.
Получили схему замещения
/>
Рис. 7 Лучевая схемазамещения
Необходимо произвестиразделение цепей связанных цепей КЗ т. к. через сопротивление (13) проходяттоки от двух источников.
Эквивалентноесопротивление
Хэкв=Х29//Х25=/> о.е.
Результирующиесопротивление
Хрез=Хэкв+Х13=1,9+5,6=7,5о. е.
Коэффициент распределениетоков КЗ по связанным ветвям КЗ
/>
/> проверка: С1+С2=1 0,4+0,6=1
Результирующиесопротивление по связанным ветвям
/> о. е.
/> о. е.
/>
Рис. 8
Начальное значениепериодической составляющей тока КЗ
Ino=/>
Где Х* — результирующие сопротивление ветви схемы
Iб – базовый ток
/> кА
Ветвь энергосистемы
InoС=/> кА
Ветвь эквивалентногоисточника G1-4
InoG1-4=/> кА
Ветвь эквивалентногоисточника G5-6
InoG5-6=/> кА
Суммарный ток
ΣInoK1=Inoc+InoG1-4+InoG5-6=2.7+4.54+5,5=12,74 кА
8.3. Короткое замыкание вточке К2 (на выводе генератора G4) использую частично результаты преобразования предыдущуюсхему замещения для данной точки КЗ можно представить в виде, показанном нарис. 8.
/>
Рис. 9
Объединяю генераторы G1-2-G3 в G1-3
/> о. е.
Объединяю генераторы G1-3 c энергосистемой
/> о. е.
/>
/>
Рис. 10
Провожу разделение цепейдля точки КЗ
Определяю эквивалентноесопротивление
Хэкв=Х28//Х30=/> о. е.
Определяю результирующиесопротивление
Хрез=Хэкв+Х10=1,72+5,5=7,22о.е.
Определяю коэффициентраспределения тока КЗ по ветвям
/>
/> проверка: С1+С2=1 0,16+0,84=1
Проверяю сопротивлениеветвей с учётом распределения
/> о. е.
/> о. е.
Определяю начальнуюпериодическую составляющую тока КЗ в точке К2 по ветвям
Ino=/>
Где Х* — результирующие сопротивление ветви схемы
Iб – базовый ток
/> кА
Ветвь генератора иэнергосистемы (Ст-G1-3)
InoСт-G1-3=/> кА
Ветвь генератора G4
InoG4=/> кА
Ветвь генератораисточника G5-6
InoG5-6=/> кА
Суммарное значениеначальной периодической составляющей тока КЗ в точке К2.
ΣInoK1=InoСт-G1-3+InoG4+InoG5-6=72,3+10,5+13,8=126,6кА
8.4. Ударныйток
Определяем ударныекоэффициенты для ветвей схемы замещения по [уч. 1 стр. 149 т. 3,7] и [уч. 1стр. 150 т.3,8]
Таблица 4Точка КЗ Ветвь КЗ
Та
/>hy
К1 СШ 110 кВ
Система
G1-4
G5-6
0,02
0,26
0,26
1,608
1,965
1,965
К2 ввод G4
Ст-G1-3
G5-6
G4
0,15
0,26
0,4
1,935
1,965
1,975
8.4.1. Ударный ток вточке К1
/>
Где hy- ударный коэффициент
iyс=/> кА
iyG1-4=/> кА
iyG5-6=/> кА
Суммарное значениеударного тока в точке К1
/> кА
8,4,2 Ударный ток в точкеК2
iyСт-G1-3=/> кА
iyG5-6=/> кА
iyG4=/> кА
Суммарное значениеударного тока в точке К2
/> кА
8.5.Определение токов для любого момента времени переходящего момента КЗ
Значение периодической иапериодических составляющих тока КЗ для времени τ > 0 необходимо знатьдля выбора коммутационной аппаратуры.
Расчётное время, длякоторого определяем точки КЗ выделяю как τ=tсв+0,01 сек где tсв – собственное время выключателяпомечаю предварительно элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4 [по уч. 2стр. 242] tсв=0,04 сек, тогдаτ=0,04+0,01=0,05 сек.
8,5,1 Апериодическаясоставляющая тока КЗ в точке К1 согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)]
/>
Где е – функцияопределяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25]
/> кА
/> кА
/> кА
Суммарное апериодическойсоставляющей
/> кА
8.5.2. Апериодическаясоставляющая тока КЗ в точке К2 согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)]
ВыключательЯЭ-220Л-11(21)У4
tсв=0,04 сек, тогдаτ=0,04+0,01=0,05 сек.
/>
Где е – функцияопределяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25]
/> кА
/> кА
/> кА
Суммарное апериодическойсоставляющей
/> кА
8.6. Определяю значениепериодической составляющей тока КЗ момента времени τ методом типовыхкривых [уч. 1 стр. 151 (3,44)рис. 3,26]
Для этого предварительноопределяю номинальный ток генератора.
8.6.1. ТочкаКЗ К1
Ветвь генератора G1-4
I`номG1-4=/>
I`номG1-4=/> кА
Отношение начальногозначения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G1-4 в точке К1 к номинальномутоку [уч. 1 стр.152 прим.3,4]
/> кривая
По данному соотношению ивремени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26]отношение:
/>
Таким образом,периодическая составляющая от генераторов G1-4 к моменту времени τ будет:
/> кА
Ветвь генератора G5-6
I`номG5-6=/>
I`номG5-6=/> кА
Отношение начальногозначения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G5-6 в точке К1 к номинальномутоку [уч. 1 стр.152 прим.3,4]
/> кривая
По данному соотношению ивремени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26]отношение:
/>
Таким образом,периодическая составляющая от генераторов G5-6 к моменту времени τ будет:
/> кА
Ветвь энергосистемы
Периодическаясоставляющая тока КЗ от энергосистемы рассчитывалось как поступающая в место КЗот шин неизвестного напряжения.
Inτc=Inoc=2.7 кА
/> кА
8.6.2. определяю значениепериодической составляющей тока КЗ К2 для момента времениτ=0,05 сек
Периодическаясоставляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединённых к ней генераторов G1-3 рассчитывалось как поступающая вместо КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное резертирующиесопротивление поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной
Ветвь системы иприсоединённых к ней генераторов
InτСт-G1-3=InoСт-G1-3=72,3 кА
Ветвь генератора G1-4
I`номG1-4=/>
I`номG1-4=/> кА
Отношение начальногозначения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G1-4 в точке К1 к номинальномутоку [уч. 1 стр.152 прим.3,4]
/> кривая
По данному соотношению ивремени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26]отношение:
/>
Таким образом,периодическая составляющая от генераторов G1-4 к моменту времени τ будет:
/> кА
Ветвь генератора G5-6
I`номG5-6=/>
I`номG5-6=/> кА
Отношение начальногозначения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G5-6 в точке К1 к номинальномутоку [уч. 1 стр.152 прим.3,4]
/> кривая
По данному соотношению ивремени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26]отношение:
/>
Таким образом,периодическая составляющая от генераторов G5-6 к моменту времени τ будет:
/> кА
/> кА
8.7.Расчётные токи КЗ
Таблица 5Точка КЗ Ветвь КЗ
Ino; кА
iy; кА
iaτ; кА
Inτ; кА 1 2 3 4 5 6
К1 СШ 110 кВ
Система
G1-4
G5-6
/>
2,7
4,54
5,5
12,74
6,14
12,62
15,29
34,05
0,57
5,78
7
13,35
2,7
4,4
4,95
12,05 1 2 3 4 5 6
К2 ввод G4
Ст-G1-3
G5-6
G4
/>
72,3
13,8
40,5
126,6
197,9
38,4
113,1
349,4
76,7
17,6
51,6
145,9
72,3
13,11
34,42
119,83
9. ВЫБОРЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
9.1. Выборсистемы шин 110 кВ шины выполняются голыми сталеалюминевыми проводами марки АС
Условия выбора: Imax≤Iном; Iном=Imax
Iном=/>
Iном=/> А
Выбираю: 2×АС –300/66 [по уч. 1 стр. 624], Iдоп=2×680=1360 А
Имеем Imax=656,1А
1. На термическуюстойкость проверка не проводится т. к. шины выполнены голыми проводами наоткрытом воздухе.
2. Проверку накоронирование не проводим т. к. провод выбран с учётом коронирования.
3. Проверку наэлектродинамическую стойкость не проводят т. к. Ino=10,8
9.2. Выборошиновки 110 кВ.
Выполняются таким жепроводом, с тем же сечением, что и СШ 110 кВ.
qэ=/> мм2
где Iэ=1 А/мм2 при Тmax=6000
принимаю два провода вфазе АС-300/66 наружный диаметр – 24,5 мм, допустимый ток 2×680=1360 А
Imax=656,1А
9.3. выборсвязи между генератором и трансформатором, цепь выполняется комплектным пофазно-экранированнымпроводом
Условия выбора: Uном≥Uден; Iном≥Imax
Условия проверки: iy≤iдин
Расчётные токипродолжительных режимов
а) Нормальный:
Iнорм=Iном=/>
Iнорм=Iном=/> А
б) Выбор провода АС поусловию с учётом рекомендаций ПУЭ на отсутствие короны. Условия выбора Imax
Принимаю:2×АС-400/22
q=2×400=800 мм2>qэ=787 мм2
Iдоп=2×830=1660 А>Imax=787 А
9.4. Выборвыключателей и разъединителей
СШ 110 кВ
Расчётно тепловойимпульс:
Вк рас=Iпо2×(tотк+Та)
tотк=0.1-0.2 – зона 1 [по уч. 1, стр. 210р. 3,61]
Та=0,14 — [по уч. 1, стр. 190]
Вк рас=12,742×(0,2+0,14)=55,19кА2×сек
Дальнейший расчёт сведёнв таблицу 6
Таблица 6Расчётные данные Исходные данные
выключатель
ЯЭ-110Л-23(13)У4
разъединитель
РНД-110У/2000У1
1) Uуст=110 кВ
2) Imax=656,1 А
3) Iпτ=12,05 кА
4) iаτ=14,69 кА
5) Iпо=12,74 кА
6) iу=31,73 кА
7) Bк рас=55,19 кА2×сек
1) Uном=110 кВ
2) Iном=1250 А
3) Iном отк=40 кА
4) iном отк=/>×Iном×βн=
=/>×40×0,3=16,97 кА
5) Iдин=50 кА
6) iдин=125 кА
7) Bк зав=I2тер×tтер=
=502×3=7500 кА2×с
1) Uном=110 кВ
2) Iном=2000 А
3)
4)
5)
6) iдин=100 кА
7) Bк зав=I2×tтер=
=402×3=4800 кА2×с
βн=30%для τ=0,01+tc.в.=0,01+0,04=0,05 сек [по уч.1. стр.296 рис. 4,54]
9,5 Выбор ТТ и ТН
/>
Рис. 11
Тип ТТ выбирается поболее нагруженному присоединению например тупиковая ВЛ.
Определяется мощностьприборов подключённых к более нагруженному ТТ – см. таблицу 7.
Нагрузка ТТ 110 кВ
Таблица 7Прибор Тип прибора Нагрузка фаз (В×А) А В С 1) Амперметр Э — 350 0,5 0,5 0,5 2) Ваттметр Д — 304 0,5 0,5 3) Ваттметр Д — 345 0,5 0,5 4) Счётчик активной энергии САЗ – И 670 2,5 2,5 5) Счётчик реактивной энергии СР4 – И676 2,5 2,5 Итого: 6,5 0,5 6,5
Sприб=6,5 ВА – полная мощность приборовболее нагруженной фазы.
Сопротивление приборов:
rприб=/>=0,26
Указание: тип приборов ипотребляемая мощность обмоток см. [1, стр.635-636]
/> ТТ=5 А – вторичный номинальный токТТ серии ТФЗМ 110Б – 1
[2, стр. 306 табл. 5, 9]
Допустимое сопротивлениепроводов
rпров=r2ном — rприб — rк=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом
r2ном=1,2 Ом – вторичная номинальнаянагрузка в Омах ТФЗМ 110Б – 1 в классе точности 0,5 который необходимо иметьпри подключении счётчиков [2, стр. 306, таб. 5,9]
Определение требуемогосечения соединительных проводов.
Используется контрольныйкабель с медными жилами (ρ=0,0175 ОМ/м – удельное сопротивление) т. к. наэлектростанции установлены генераторы мощностью более 100 мВт; соединениеобмоток ТТ – «звезда», поэтому Iрасч=L=100 км [1, стр. 374-375 рис. 4]
qтреб > q×/>=0,0175×/>=3,125мм2
Рекомендуется приниматьсечение для медных жил (2,5 — 6) мм2, поэтому принимается кабель сжилами q=3.5 мм2.
Уточняется сопротивлениепроводов и вторичная нагрузка ТТ
rпров=/>=0,0175×/>=0,5 Ом
r2=0.26+0.5+0.1=0.86 Ом
Выбираю — ТТ 110 кВ ТФЗМ110Б – III
Таблица 8Расчётные данные Каталожные данные
Uуст=110 кВ
Uном=110 кВ
Imax=656 А
Iном=100 А
iу=46,71 кА
iдин=30 кА
Bк расч=55,19 кА2×с
Bк зав=I2тер×tтер=
r2=0,86 Ом
r2ном=1,2
Вк рас=12,742×(0,2+0,14)=55,19кА2×сек
Выбор ТН 110кВ
Таблица 9Приборы Тип прибора S одной обмотки Число обмоток Число приборов
/>
Потребляемая
мощность
Рприб
Qприб Вольтметр реги- страционный Н-394 10 1 2 0,1 20
Частотомер реги-
страционный Н-397 7 1 2 0,1 14 Вльтметр Э-335 2 1 2 0,1 4 Частотомер Э-362 1 1 2 0,1 1 Ваттметр Д-304 2 2 8 0,1 32 Ваттметр Д-345 2 2 8 0,1 32
Счётчик активной
энергии
САЗ-И/
/670 1,5 2 7
0,925
0,38 21 51
Счётчик реактив-
ной энергии
СР-4/
/676 3 2 7
0,925
0,38 42 102 166 153
Q=P×tgφ=/>=21×/>=51 Вар
Суммарная вторичнаянагрузка ТН
S2∑=/>=225,7 ВА
По каталогу [2, стр.336,табл. 5,13] принимаем ТН типа НКФ – 110 – 83У1 кВ, имеющий в классе точности0,5 Sном=400 ВА.
Имеем: S2∑=225,7 ВА
Таблица 10 Прибор Тип прибора Нагрузка фаз (В×А) А В С 1) Амперметр Э — 335 0,5 0,5 0,5 2) Амперметр регистрирующий Н-393 - 10 - 3) Ваттметр Д — 335 0,5 - 0,5 4) Ваттметр регистрирующий Н-395 10 - 10 5) Ваттметр Д-335 0,5 - 0,5 6) Счётчик активной энергии САЗ-и-681 2,5 - 2,5 Итого: 14 10,5 14
/> Ом
R2=Rпров+Rприб+Rк=0,2+0,56+0,1=0,86 Ом
Где /> Ом
I2ном – вторичный номинальный ток ТТ серииТШ-20-10000/5 со встроенным токопроводом
/> А
/> А
Imax=9590,6 А
Принимаю ТТ, выбор которогопредставлен в таблице 11. Токопровод ГРТЕ-20-10000-300
Таблица 11Расчётные данные
Каталожные данные:
ТШ-20-10000/5
Uуст=10,5 кВ
Uном=10,5 кВ
Imax=9590,6 А
Iном=10000 А
iу=349,4 кА не проверяется
Bк расч=5449,4 кА2×с
Bк зав=I2тер×tтер=1602×3=76800
r2=0,86 Ом
r2ном=1,2
Вк рас=126,62×(0,2+0,14)=5449,4кА2×сек
Rпров=R2ном-Rприб-Rк=1,2-0,56-0,1=0,54 Ом
Выбор ТН 10,5 кВ
Таблица 12Приборы Тип прибора Мощ. одной обмотки Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Общая мощ. Р Q Вольтметр Э-335 2 1 1 1 2 - Ваттметр Д-335 1,5 2 1 2 6 - Варметр Д-335 1,5 2 1 1 3 - Счётчик активной энергии И-680 2 2 0,38 0,925 1 4 9,7 Датчик активной энергии Е-829 10 - 1 1 10 - Вольтметр регистрирующий Н-344 10 1 1 1 10 - Датчик реактивной мощности Е-830 10 - 1 1 10 - Ваттметр регистрирующий Н-348 10 2 1 1 20 - Частотомер Э-372 3 1 1 2 6 - Итого: 71 9,7
Суммарная вторичнаянагрузка ТН
S2∑=/>=71,66 ВА
По каталогу принимаюЗНОМ-15-63УII для которого Sном=75 ВА в классе точности 0,5необходимо для подключения к счётчика.
Имею: S2∑==71,66 ВА
10. ВЫБОРЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ
10.1. СШ 220 кВ
/> А
Выключатель: ЭлегазовыйЯЭ-220Л-11(21)У4
Uном=220 кВ
Iномвык=1250 А>Iном=677,9
Iномотк=40 кА
Iдим=40 кА
iу=100 кА
Iт2×tт=502×3=7500 кА2×сек
Разъединитель:РНД-220/1000
Uном=220 кВ
Iном=1000 А>Iном=677,9
Iдим=100 кА
Iт2×tт=402×3=4800 кА2×сек
Трансформатор тока:ТФЗМ-220Б-I
Uном=220 кВ
Iном=1000 А
Iном2=5 А
R2=1,2 Ом
Трансформатор напряжения:НКФ-220-58У1
Uном=220 кВ
Sном=400 ВА
10.2. Блочнаячасть на стороне 110кВ
/> А
Трансформатор напряжения:
Принимаю: НКФ-220-58У1
Uном=15 кВ
Sном=75 ВА
Трансформатор тока:ТШВ-15-8000У3
Uном=15 кВ
Iном=8000 А
Iном2=5 А
R2=1,2 Ом
11. ВЫБОРСХЕМЫ СИНХРОНИЗАЦИИ
Схема синхронизации дляэлектростанций с двумя системами шин показана на рис. 11. основными элементамисхемы являются шинки синхронизации ШС, к которым присоединена вторичные цепи напряженияобоих генераторов и обеих систем шин через шинки аш и сши блок контакты БК разъединителей, а также все приборы колонки синхронизации,ключи синхронизации КС1 и КС2 генераторов, ключ синхронизации КС3 шин и ключ Квключения синхроноскопа.
Оба частотомера Нz и оба вольтметра V колонки соответственно показываютчастоту и напряжение включаемого генератора и сети, к которой онприсоединяется.
Процесс точной ручнойсинхронизации, например между включаемым генератором Г1 и I системой шин, протекает следующимобразом. При нормальной частоте вращения (обычно n=3000 об/мин) генератору Г1 подаётся возбуждение и егонапряжение доводится до номинального (10,5; 15,75.). В это время I система шин присоединена к сети итакже находится под напряжением. Персонал включает ключ синхронизации КС1,подаёт оперативный ток к электромагниту включения ЭВ выключателя и, находясь нащите управления электростанции, может уровнять напряжения и частоту включаемогогенератора с напряжением и частотой сети. Для этого он пользуетсясоответственно шунтовым реостатом схемы возбуждения генератора Г1 и ключомдистанционного управления двигателем механизма изменения частоты вращениятурбины. Добившись равных значений напряжения и частоты у генератора и нашинах, персонал ключом К включает синхроноскоп S. Наблюдая за направлением и быстротой вращения стрелкисинхроноскопа, более точно регулируют число оборотов генератора и его напряжение.При медленном подходе стрелки непосредственно к красной черте синхроноскопа,когда частота включаемого генератора несколько больше частоты сети, персоналкнопкой КУ включает выключатель В1 генератора и тем самым подсоединяетпоследний на параллельную работу с сетью. Затем приступают к набору нагрузки нагенераторе, воздействуя короткими импульсами с интервалами 10-20 с на двигательмеханизма изменения частоты вращения турбины. Аналогично осуществляетсясинхронизация генератора Г1 со II системой шин.
Генератор надо включатьне тогда, когда стрелка синхроноскопа стала на красную черту, а с некоторымопережением (при подходе стрелки к черте), определяемым собственным временемвключения выключателя. Это облегчает включение генератора в сеть, так как егочастота несколько больше частоты сети, мощность которой весьма значительна.
Синхронизацию генератораГ2 с I и II системами шин выполняют с помощью ключа КС2, а синхронизациюI системы шин со II – с помощью ключа КС3. при этом однаиз систем шин присоединяется через шинки синхронизации аг, b, сг к роторной обмоткесинхроноскопа. Включение обеих систем шин на параллельную работу производятвыключением ШВ.
/>/>
Точная автоматическаясинхронизация выполняется с помощью специальных устройств – автосинхронизаторовАСТ-4Б, АСУ-12, АСТ-44, УБАС (на полупроводниковых логических элементах), савтоматическими уравнителями частоты и напряжения, воздействующими на цепьвозбуждения и двигатель механизма изменения частоты вращения турбины.
Включение генераторов напараллельную работу способом самосинхронизации заключается в том, чтоневозбуждённый генератор разворачивают примерно до синхронной частоты вращенияи включают вручную полуавтоматически или автоматически в сеть. Затем в обмоткуротора генератора подают возбуждение и генератор входит в синхронизм. Этотспособ имеет преимущества перед способом точной синхронизации: не требуетсяподгонки и уравнения частот и напряжений, благодаря чему генератор быстровключается в сеть, что очень важно при аварийном положении и низком уровнечастоты и напряжения в энергосистеме.
Недостатками способасамосинхронизации является значительные толчки тока, возникающие при включенииневозбуждённого генератора на напряжение сети, и понижение в этот моментнапряжения у потребителей.
Полуавтоматическую схемуиспользуют обычно на турбогенераторах, где пуск и включение генераторовавтоматизированы только частично.
На электростанциях оченьчасто применяют оба способа синхронизации – самосинхронизацию и точнуюавтоматическую синхронизацию. Автосинхронизаторы используют в нормальныхусловиях, в особенности на гидроэлектростанциях для частого пуска генератора. Ваварийных случаях, а также при резком снижении частоты в системе, когдатребуется быстрый ввод новых мощностей, генераторы включают способомсамосинхронизации (турбогенераторы до 200 МВт и гидрогенераторы до 500 МВт).
Перед включениемгенератора обмотка ротора должна быть замкнута на гасительное сопротивление илиякорь возбудителя.
Самосинхронизацию можноприменять и в нормальных условиях для всех гидрогенераторов и СК, когдагенераторы работают в блоке с трансформаторами или когда толчки тока статора непревосходят допустимых величин.
12. РАСЧЁТРЗ
Дифференциальная защитаблока генератор-трансформатор.
Дифференциальная защитаблока генератор-трансформатор является основной быстродействующей защитойтрансформаторов и генераторов. Принцип действия ее основан на сравнениивеличины и фазы токов в начале и конце защищаемой зоны. Защита выполняется спомощью реле типа ДЗТ– 11, подключается к трансформаторам тока, установленнымсо стороны нулевых выводов генератора и со стороны высшего напряжениятрансформатора.
Расчёт.
Первичные номинальныетоки.
/>
/> А
/>
/> А
Выбор трансформаторовтока:
На стороне ВН выбираемТТ - ТФЗМ-220Б-I
ВН />
На стороне НН выбираемТТ - ТШ-20
НН />
Вторичные номинальныетоки.
/>
/> А
/>
/> А
Плечо НН с большим токомпринимается за основное, там устанавливается тормозная обмотка реле ДЗТ-11.
Определяется первичныйток небаланса без учета третьей составляющей.
/>
где IKmax= Iпо =126,6 А ( по таблице 5 «Расчетные токи к.з.»)
/>(1×1×0,1+0,1)×126,6=25,32А
Ток срабатывания защитывыбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания:
/>
/> А
/>1,3×596,4=775,32 А
10.6. Определяются числавитков обмотки ДЗТ-11.
/>
/> А
/>
Fср = 100 А в — м.д.с. реле ДЗТ-11
/>
Принимается wнеосн = 20 витков.
Ток срабатывания защитына стороне НН
/>
/>
Расчетное число витков наосновной стороне
/>
/>
Принимается wосн = 18 витков.
Определяется третьясоставляющая тока небаланса
/>
/>
Ток небаланса с учетомтретьей составляющей
/>
/>
Окончательно принятоечисло витков
wосн = wурI= 18 витков
wнеосн = wур II = 19 витков
Проверка: />
/>
Определяется число витковтормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для отстройки при внешнем к.з.
/>
/>
где wp=18,05 — расчетное число витковрабочей обмотки на стороне НН.
Принимается wT= 5 витков.
10.13. Определяетсякоэффициент чувствительности защиты.
/>/>
/>
/>
/>
/>
Чувствительностьобеспечена.
13.ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ
Для широкораспространённой схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяетсятиповая компоновка ОРУ, разработанная институтам «Энергосетьпроект».
На схеме приведены разрези план ячейки ОРУ 220 кВ рассмотренному типовому проекту. В принятой компоновкевсе выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчаетих обслуживание. Такие ОРУ называется однорядными в наличие от другихкомпоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключателитрансформаторов – в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается,показано лишь место его установки (узел выключателя и шинной опоры). Приконкретном проектировании, когда тип выключателя выбран, разрабатывается егоустановочный чертёж.
Из схемы видно, чтокаждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводамисоответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяетвыполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно подсборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.
Рассмотренные разъединителиимеют пополюсное управление.
Ошиновка ОРУ выполняетсягибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверкина коронирование в каждой фазе могут быть два – три провода. На схеме сборныешины и ошиновка ячеек выполнены сдвоенным проводом 2 × АС сдистанционными распорками, ошиновка в сторону шинных аппаратов – одним проводомпо фазе. Линейные и шинные порталы и все порталы и все опоры под аппаратами –стандартные, железобетонные.
15. ОХРАНАТРУДА
15.1 Организация безопаснойэксплуатации электроустановок
Действующими называютэлектроустановки, которые находятся под напряжением, либо на которых напряжениянет, но может быть подано путём включения выключатель, разъединителя,отделителя или другой коммутационной аппаратуры. В действующихэлектроустановках осуществляется: оперативное обслуживание, в том числе: а)периодические осмотры электрооборудования, уборка помещений, мелкий ремонт впорядке текущей эксплуатации переключения в связи с изменением схемы и режимаработы электроустановки; ремонтные работы, в том числе: а) периодическиеремонты и испытания электрооборудования, требующие снятия напряжения со всейэлектроустановки или с её части; б) аварийные ремонты; в) монтаж и демонтажэлектрооборудования.
Работа в электроустановкахвследствие того, что человек может быть поражен электрическим током. Основойбезопасной работы являются высокая техническая грамотность обслуживающегоперсонала, дисциплина и неуклонное выполнение ПТЭ и ПТБ.
По степени опасности инеобходимым мерам защиты работы в электроустановках напряжением выше 1000 Вделят на следующие группы:
I. Работа без снятия напряжения,выполняемая вдали от токоведущих частей. Отключения оборудования не требуется.Исключены случайные приближение и прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, т. е. вероятность поражения током.
II. Работа без снятия напряжения,выполняемая вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением. Передработой необходимо выполнить технические и организационные меры защиты,обеспечивающие безопасность работающих. Работа на токоведущих частяхвыполняется с помощью изолирующих средств.
III. Работа с частичным снятиемнапряжения. Напряжение снято только с того присоединения, на котором ведётсяработа, либо оно снято полностью с электроустановки, но открыт доступ всоседние помещение, где токоведущие части находятся под напряжением.
IV. Работа с полным снятием напряжения.Со всех элементов электроустановки напряжением выше 1000 В снято. Доступ всоседние помещения, где имеются находящиеся под напряжением выше 1000 В части,закрыт.
При производстве работ вэлектроустановках выполняются технические и организационные мерыпредосторожности для того, чтобы исключить случайную подачу напряжения к местуработы и случайное приближение или прикосновение к токоведущим частям,оставшимся под напряжением.
Персонал, обслуживающийэлектроустановки, называется электротехническим. Оперативный (дежурный)персонал осуществляет оперативное обслуживание электростанции, подстанции,сетевого района или распределительных электросетей, выполняет осмотры иоперативные переключения электрооборудования, подготовку рабочих мест длямонтажных и ремонтных работ и организует допуск к этим работам. Приобслуживании нескольких подстанций дежурный персонал называютоперативно-выездным, так как он с места дежурства выезжает к месту работ.
Ремонтный и наладочныйперсонал осуществляет текущие, капитальные ремонты и наладку оборудования.Некоторым лицам ремонтного и наладочного персонала, прошедшим специальное обучение,стажирование в сменах и проверку знаний оперативной работы и схем, могут бытьприсвоены права оперативного персонала, о чём делается запись в удостоверении.В том случае они относятся как к ремонтному или наладочному, так и коперативному персоналу.
К работе вэлектроустановках допускаются только те лица, которым присвоена соответствующаяквалификационная группа по технике безопасности. Таких групп пять, пятая группа– наивысшая. Основные требования к лицам, имеющим квалификационную группу,заключается в следующем.
V группа. Необходимо знать схемы иоборудование своего участка, ПТБ как в общей, так и в специальной частях. Яснопредставлять, чем вызваны требования этих правил. Уметь организовать безопасноевыполнение работы. Знать правила первой помощи; уметь её оказать. Уметь обучитьперсонал правилам техники безопасности и первой помощи.
К этой группе относятсямастера, техники, инженеры с законченным специальным образованием и стаж работыв электроустановках не иене полу года, а также электромонтёры и электрослесарис большим стажем и опытом работы в электроустановках.
IV группа. Необходимо знатьэлектротехнику в объёме техникума, все разделы ПТБ, знать электроустановкунастолько, чтобы свободно производить переключения, полностью представлятьопасность работы в электроустановках; знать правила оказания первой медицинскойпомощи и уметь её оказать; уметь вести надзор за работающими членами бригады,организовать безопасное проведение работы.
Эту квалификационнуюгруппу могут иметь начинающие инженеры и техники, имеющие стаж работы в III группе не менее двух месяцев, атакже оперативный персонал и ремонтный персонал – электромонтеры иэлектрослесари со стажем работы в электроустановках не менее 1 г.
III группа. Требования к этой группе теже, что и к IV, но достаточны элементарные познанияв электротехнике. Стаж работы требуется не менее 6 месяцев.
II группа. Необходимы элементарноезнакомство с электроустановкой, представление об опасностях электрическоготока. Следует знать основные меры предосторожности и правила подачи первойпомощи. К этой группе относятся электромонтеры со стажем работы вэлектроустановках 1 месяц и практиканты институтов, техникумов, училищ, а такжелица неэлектротехнических специальностей, работающие не менее 6 месяцев.
I группа. Лица, связанные собслуживанием электроустановок, но не имеющие электротехнических знаний,отчетливого представления об опасностях электрического тока и мерахбезопасности при работах в электроустановках. К этой группе относятся персонал,не проходивший проверку знаний ПТБ.
15.2 Мерыбезопасности при обслуживании электроустановок
Осмотры электроустановок.Электроустановки осматриваются без снятия с них напряжения, вдали оттоковедущих частей. Дефекты появляются визуально – осмотром и на слух. Право единоличногоосмотра электроустановки имеет дежурный с квалификационной группой не ниже III или административно-техническийработник, имеющий V группу вустановках напряжением выше 1000 В и IV группу в электроустановках напряжением ниже 1000 В.
Как правило, при осмотрахнельзя проходить за ограждения, снимать их и входить в камеры распределительныхустройств, не имеющие барьеров. При необходимости разрешается работнику сквалификационной группой не ниже IVвойти за ограждение, но при условии, что токоведущие части недоступны, т. е.нижние фланцы изоляторов находятся от пола на расстоянии более 2 м, анеограждённые токоведущие части – на расстоянии более 2,75 м при напряжении 35кВ и 3,5 при напряжении 110 кВ.
Во избежаниепроникновения в помещение электроустановки посторонних лиц или животныхпомещения запирают.
У дежурного персонала длякаждого помещения имеется несколько комплектов ключей, из них одним комплектомпользуется дежурный, обслуживающий данную электроустановку, другой комплект –аварийный. Остальные комплекты ключей дежурный выдаёт под распискуответственным руководителям, производителям работ и наблюдающим. Ключи выдаютсятолько на время работы и должны сдаваться обратно по её окончании.
Оперативные переключения.Отключения и изменения в электрических схемах могут производится только пораспоряжению или с ведома того дежурного персонала, в управлении или ведениикоторого находится данное оборудование. При пожарах, несчастных случаях или пристихийных бедствиях можно немедленно отключать электрооборудование безсогласования с вышестоящим дежурным персоналом, но обязательно с последующимуведомлением его.
Лицо, отдающеераспоряжение о переключениях, обязано проверить последовательность операций пооперативной схеме. Дежурный, получивший распоряжение, обязан повторить его изаписать в оперативный журнал.
По оперативной схеме илимакету этот дежурный начинает порядок операций. Если переключения выполняют двалица, то первое лицо, являющиеся старшим, разъясняет второму (исполнителю)задание и последовательность его выполнения.
В электроустановкахнапряжением выше 1000 В, не оборудованных полностью блокировкой от неправильныхопераций с разъединителями, сложные переключения производятся по бланкам.
В бланке переключенийпроизводится запись всех операций о включении и отключении электрооборудованияточно в той последовательности, в которой эти операции должны выполнятся.
Простые переключения наодном электрическом присоединении и переключения в установках, полностьюоборудованных блокировкой разъединителей от неправильных операций, могутвыполнятся без бланков.
Бланки переключенийзаполняет и подписывает дежурный, который является непосредственнымисполнителем. Старший дежурный, контролирующий выполнение операций, проверяетбланк и также его подписывает. На месте работы старший дежурный зачитываетсодержание операции, исполнитель повторяет прочитанное и приступает квыполнению. Старший контролирует действия исполнителя и сразу отмечает в бланкевыполнение операции. При сомнении в правильности операций работа прекращаетсядо выяснения правильного порядка переключений. Если дежурный делаетпереключения единолично, то он зачитывает последовательность операций,указанных в бланке, по телефону старшему дежурному, отдавшему распоряжение.Этот дежурный является контролирующим лицом.
Разрешение напереключения исполнитель обязан получить по телефону непосредственно перед ихвыполнением.
Присоединение включаютили отключают с помощью выключателей. Если выключатель имеет ручной привод, тооперации с ним выполняются в диэлектрических перчатках, с изолирующегооснования. Включать выключатель следует быстро и решительно до упора.
Отключение и включениеразъединителей выполняется, как правило, без нагрузки.
Разъединители следуетвключать рывком. Если при этом возникает дуга, то ножи следует довести доконца. В противном случае обратный ход ножа вызывает развитие дуги и несчастныйслучай. Отключать разъединители следует наоборот, медленно, особенно вначальный момент. Если появится дуга при отходе ножей от гудок, то разъединительследует включить обратно.
Разъединители отключают(включают) в диэлектрических перчатках. Разъединители с пофазным управлением ис вертикальным расположением – в диэлектрических перчатках, с использованиемизолирующих штанг и стоя на изолирующем основании. Старшим может быть дежурный,имеющий не менее чем IVквалификационную группу. Простые переключения на одном электрическомприсоединении разрешается выполнять оперативному персоналу, имеющему не нижечем IV квалификационную группу, единолично.
Проверять отсутствиенапряжение, накладывать и снимать переносные заземления разрешается не менеечем двум исполнителям.
В установках напряжениемдо 1000 В аппаратуру переключает один работник, имеющий III квалификационную группу, если ондежурный, или IV квалификационную группу, если он неявляется дежурным.
Персонал, выполняющийпереключения, должен твердо знать, что в случае исчезновения напряжения ономожет быть подано вновь без предупреждения как в условиях нормальнойэксплуатации, так и при авариях.
5.3 Работа пораспоряжениям
По распоряжениювыполняются работы, которые производят вдали от токоведущих частей, находящихсяпод напряжением: а) уборка территории и помещений, в том числе за панелямищитов; б) ремонт аппаратуры, освещения и связи, замена ламп вне камер; в)возобновление надписей на ограждениях и кожухах; г) ремонт строительной частизданий, фундаментов оборудования, перекрытий кабельных каналов; ж) надзор засушкой отключённого оборудования.
Так же по распоряжениювыполняется монтаж, проверка, снятие, установка измерительных приборовустройств автоматики и связи, работы во вторичных цепях. Эти работыпроизводятся при условии, что в помещении либо нет токоведущих частейнапряжением выше 1000 В, либо они полностью закрыты, либо находятся на недоступной высоте. Работы выполняет ремонтный персонал, обслуживающий даннуюустановку бригадой, состоящей не менее чем из двух лиц. Некоторые работы могутвыполнятся оперативным персоналом или под его наблюдением.
По распоряжениюразрешается выполнять небольшие кратковременные работы (до 1 ч.) с полным иличастичным снятием напряжения и наложением заземления: отсоединения иприсоединения питающего кабеля к электродвигателю, доливка и устранения течимасла, переключение ответвлений на трансформаторе.