Gc-helper.ru

ГК Хелпер
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Работы по замене выключателя 110 кв

Дипломный проект — Модернизация подстанции 110 кВ «Бронное» и замена высоковольтного оборудования

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
1.1 Основное энергетическое оборудование подстанции
1.2 Режимы работы силовых трансформаторов
2 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ И ИХ ОЦЕНКА
2.1 Методика расчетов тока короткого замыкания
2.2 Схема замещения подстанции для расчетов тока короткого замыкания
2.3 Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка
3 ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ
3.1 Замена выключателей подстанции
3.2 Выбор разъединителей в цепях напряжения 110кВ
3.3 Замена разрядников на ограничители перенапряжения
3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
3.5 Выбор трансформаторов напряжения
3.6 Выбор трансформатора собственных нужд
3.7 Выбор комплектного распределительного устройства
4 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ
4.1 Расчет наружного освещения
4.2 Расчёт внутреннего освещения
5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
5.1 Выбор типов защит и их аппаратное обеспечение
5.2 Расчет уставок защит от шин потребителей до ввода
5.3 Разработка схемы оперативных цепей защиты силового трансформатора
6 ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ НАГРУЗКИ
7 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
7.1 Расчет экономической эффективности от замены масляного выключателя ВМТ-110 кВ на элегазовый выключатель ВГТ-110 кВ
7.2 Расчет экономической эффективности от замены масляных выключателей ВТ-35 кВ на вакуумные выключатели ZW 37-40,5 напряжением 35 кВ
7.3 Расчет экономической эффективности от замены масляных выключа-чателей напряжением 6-10 кВ на вакуумные выключатели типа BEL-10
7.4 Расчет экономического эффекта от замены оборудования
8 АНАЛИЗ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
8.1 Требования к устройству молниезащиты
8.2 Расчет и анализ молниезащиты
9. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Графическая часть:
Схема электрической сети ВЛ-110 кВ — лист 1
Главная схема электрических соединений до модернизации подстанции «Бронное» — лист 2
Главная схема электрических соединений после модернизации подстанции «Бронное» — лист 3
Электрическое освещение подстанции «Бронное» — лист 4
Схема управления и автоматики выключателя ВЭ-110 трансформатора Т-2, схема динамического торможения привода РПН, схема токовых цепей ввода Т-2 — лист 5
Схема защиты цепей управления и сигнализации ВВк 6 кВ, схема защиты, управления, автоматики и сигнализации отходящих линий 6 кВ -лист 6
Интеллектуальный выключатель нагрузки -лист 7

Подстанция 110 кВ «Бронное» относится к филиалу РУП «Гомельэнерго»
Речицкие электрические сети и предназначена для приема, преобразования и рас-пределения электрической энергии напряжением 110 кВ и 35 кВ, поступающей по ВЛ-110 «Речица – ТЭЦ 26» и ВЛ-110 «Речица — Переделка». Подстанция включает в себя распределительные устройства, трансформаторы, устройства управления и другие вспомогательные устройства. На листе 1, 2 графического материала изоб-ражена главная схема электрических соединений ПС-110 «Бронное». На подстанции «Бронное» установлены два силовых трансформатора:
ТМ-6,3МВА 110/35/6 и ТМ-6,3МВА 110/6. Трансформатор Т-1 по нормальной схе-ме питается от воздушной линии 110 кВ «Речица — Переделка». Трансформатор Т-2 в свою очередь от воздушной линии 110 кВ «Речица – ТЭЦ 26» (смотреть лист 3 графического материала). Трансформатор Т-1 оборудован со стороны 110 кВ мас-ляным выключателем ВМТ-110, короткозамыкателем КЗ-110 и разъединителями РДЗ-110, трансформатор Т-2 – двумя разъединителями РДЗ-110, короткозамыкате-лем КЗ-110 и элегазовым выключателем ВГТ-110.
Для питания потребителей установлены комплектные распределительные устройства 10 кВ, которые подключены к обмоткам низшего напряжения транс-форматоров.
Комплектные распределительные устройства применяются в закрытых рас-пределительных устройствах (РУ) и электроустановках с частными коммутацион-ными операциями. Шкафы с выключателем, трансформатором напряжения, сило-выми предохранителями, разъемным контактным соединением, комбинированной аппаратурой имеют выдвижные элементы сходной конструкции, на которых уста-навливается соответствующая комплектующая аппаратура. Шкафы глухого ввода, кабельных сборок, шинных перемычек, шинного ввода, шинных вставок не имеют выдвижных элементов. Габаритные размеры шкафов зависят от схемы главных це-пей.
Для секционирования первой и второй секции шин 10 кВ в аварийных и ре-монтных режимах установлен секционный выключатель BB/TEL-10. Для повыше-ния надежности электроснабжения потребителей на BB/TEL-10 выполнена схема автоматического включения резерва (АВР). В нормальном режиме трансформаторы Т-1 и Т-2 питают каждый свою секцию шин 6 кВ. Секционный выключатель отключен

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте выполнен проект модернизации подстанции 110 кВ «Бронное» с заменой высоковольтного оборудования в связи с увеличением нагрузки. Выполнен расчет токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах. Ток КЗ на шинах ВН в максимальном режиме трансформаторов Т1 и Т2 соответственно – 12,08 и 13,03 кА, в минимальном режиме – 10,12 и 8,41 кА. Ток КЗ на шине СН трансформатора Т2 в максимальном режиме – 1,4 кА, в минимальном режиме – 1,374 кА. Ток КЗ на шинах НН в максимальном режиме трансформаторов Т1, Т2 и Т3 соответственно – 8,433, 5,227 и 2,079 кА, в минимальном режиме – 8,416, 5,175 и 2,062 кА.
В результате модернизации на ПС-110 кВ «Бронное» были выбраны:
– силовой трансформатор Т3 типа ТМН-2500/35/10;
– в цепях Т1 и Т2 элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 У3;
– на стороне 35 кВ вакуумные выключатели типа BB/TEL-35-25/1250-У1;
– на трансформаторе Т3 и отходящих линиях ВЛ-35 «Речица» и ВЛ-35 «Заспа» вакуумные выключатели типа BB/TEL-35-20/1000-У1;
– вводные вакуумные выключатели 6-10 кВ 1с, 2с и 3с шин и вакуумные выключатели отходящих линий 6-10 кВ 1с, 2с и 3с шин типа BB/TEL-10-12,5/630-У2;
– в ячейках 6-10 кВ 3-х секций по 2 трансформатора тока с обмоткой 0,5S;
– ограничители перенапряжения 110 кВ типа ОПН/TEL-110/78-550УХЛ1, 35 кВ типа ОПН/TEL-35/40,5-550УХЛ1, 10 кВ типа ОПН-КР/TEL-10/10,5 УХЛ1 и , 6 кВ типа ОПН-КР/TEL-6/6,9 УХЛ1;
– измерительные трансформаторы тока 110 кВ – ТОГ-110, 35 кВ – ТОЛ-35, 6-10 кВ – ТОЛ-10;
– трансформаторы напряжения 110 кВ – НКФ-110-58У1, 35 кВ – НАМИ – 35, 10 кВ – НАМИ-10, 6 кВ
– НАМИТ – 6;
– трансформатор собственных нужд ТМГ-40, завод им. В.И. Козлова;
– на стороне 6-10кВ установлены КРУ фирмы «Ратон» типа Р/БЕЛ-10-В-101-630/20-У3.
Для освещения подстанции применили прожектора типа ИО04-1000-004 с галогенными лампами КГ-1000.
Релейная защита трансформаторов и отходящих линий построена на базе микропроцессорного устройства MICOM P122, MICOM P124 и MICOM P632.
Стоимость оборудования в текущих ценах составила 1457885000 рублей, стоимость монтажных работ составила 128591796 рублей.
В разделе «Охрана труда», произведен анализ молниезащиты подстанции 110 кВ «Бронное» и рассмотрены вопросы энергосбережения.

1 •ЂђЂЉ’…ђ€‘’€ЉЂ ќ‹…Љ’ђ€—…‘ЉЋѓЋ ЋЃЋђ“„Ћ‚ЂЌ€џ ЏЋ„‘’ЂЌ–€€.doc
2 ђ бзҐв в®Є®ў Є®а®вЄ®Ј® § ¬лЄ ­Ёп ­ Ї®¤бв ­жЁЁ Ё Ёе ®жҐ­Є .docx
3 Ј« ў Ј®в®ў п.doc
4 ђЂ‘—…’ ќ‹…Љ’ђ€—…‘ЉЋѓЋ Ћ‘‚…™…Ќ€џ ЏЋ„‘’ЂЌ–€€.docx
5 ђ…‹…‰ЌЂџ ‡Ђ™€’Ђ € Ђ‚’ЋЊЂ’€ЉЂ.doc
6 €Ќ’…‹‹…Љ’“Ђ‹њЌ›‰ ‚›Љ‹ћ—Ђ’…‹њ ЌЂѓђ“‡Љ€.docx
7 ђЂ‘—…’ ќЉЋЌЋЊ€—…‘ЉЋ‰ ќ””…Љ’€‚ЌЋ‘’€.docx
8 ЂЌЂ‹€‡ ЊЋ‹Ќ€…‡Ђ™€’› ЏЋ„‘’ЂЌ–€€.docx
9ќ­ҐаЈбЎҐаҐ¦Ґ­ЁҐ.docx
ЂЌЋ’Ђ–€џ.doc
‚‚…„…Ќ€….doc
Ја дЁЄ.docx
¤®Є« ¤ Ѓа®­­®Ґ.docx
‡ ¤ ­ЁҐ ‘ § ­Є®ў.docx
‡ЂЉ‹ћ—…Ќ€….docx
ЉЂ‹…Ќ„ЂђЌ›‰ Џ‹ЂЌ ‘ § ­Є®ў.docx
Њ вҐаЁ «л „ЁЇ«®¬ ‘ҐаЈҐ©.zip
Ї®Є § ⥫Ё A3.doc
Ї®Є § ⥫Ё.docx
ђҐжҐ­§Ёп ‘ § ­Є®ў.docx
‘Ћ„…ђ†ЂЌ€….docx
‘Џ€‘ЋЉ €‘ЏЋ‹њ‡Ћ‚ЂЌЌ›• €‘’Ћ—Ќ€ЉЋ‚.docx
’Ёвг«м­л© «Ёбв ‘ § ­Є®ў.docx

Подстанции систем электроснабжения — Схемы распределительных устройств напряжением 6—220 кВ со сборными шинами

Зміст статті

  • Подстанции систем электроснабжения
  • Общие вопросы проектирования подстанций
  • Распределительные устройства напряжением 6—220 кВ
  • Схемы распределительных устройств напряжением 6—220 кВ со сборными шинами
  • Схемы распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше без сборных шин
  • Распределительные подстанции и распределительные устройства напряжением 10(6) кВ

Применяются следующие схемы распределительных устройств [26]:
• с одной несекционированной системой шин;
• с одной секционированной системой шин;
• с двумя одиночными секционированными системами шин’;
• с четырьмя одиночными секционированными системами шин2;
• с одной секционированной и обходной системами шин;
• с двумя системами шин;
• с двумя секционированными системами шин;
• с двумя системами шин и обходной;
• с двумя секционированными системами шин и обходной. Схема с одной несекционированной системой шин — самая простая
схема, которая применяется в сетях 6—35 кВ (рис. 3.4.2). В сетях 10(6) кВ схему называют одиночной системой шин. На отходящих и питающих линиях устанавливается один выключатель, один шинный и один линейный разъединители.
1 Для РУ 10(6) кВ ПС с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с одним трансформатором с расщепленной обмоткой и двумя сдвоенными реакторами.
2 Для РУ 10(6) кВ ПС с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой и двумя сдвоенными реакторами.


Рис. 3.4.2. Схема с одной системой шин

Недостатки данной схемы:
• в схеме используется один источник питания;
• профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением распределительного устройства, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта;
• повреждения в зоне сборных шин приводят к отключению распределительного устройства;
• ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.

Читать еще:  Автоматический выключатель 400 квт

Схема с одной секционированной выключателем системой шин (рис. 3.4.3) позволяет частично устранить перечисленные выше недостатки предыдущей схемы путем секционирования системы шин, т. е. разделения системы шин на части с установкой в точках деления секционных выключателей. Секционирование, как правило, выполняется так, чтобы каждая секция шин получала питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными.
В нормальном режиме секционный выключатель может быть включен (параллельная работа секций шин) или отключен (раздельная работа секций шин). В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин. Данная схема проста, наглядна, экономична, обладает достаточно высокой надежностью, широко применяется в промышленных и городских сетях для электроснабжения потребителей любой категории на напряжениях до 35 кВ включительно.

Рис. 3.4.3. Схема с одной секционированной системой шин

Допускается применять данную схему при пяти и более присоединениях в РУ 110—220 кВ из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии возможности замены выключалей в эксплуатационный период. В сетях 10(6) кВ эта схема имеет преимущество. По сравнению с одиночной несекционированной системой шин данная схема имеет более высокую надежность, так как при коротком замыкании на сборных шинах отключается только одна секция шин, вторая остается в работе.
Недостатки схемы с одной секционированной выключаталем системы шин:
• на все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;
• профилактический ремонт секции сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции шин;
• повреждения в зоне секции сборных шин приводят к отключению всех линий соответствующей секции шин;
• ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Вышеперечисленные недостатки частично устраняются при использовании схем с большим числом секций. На рис. 3.4.4 представлена схема РУ 10(6) кВ подстанции с двумя трансформаторами с расщепленной обмоткой или с двумя сдвоенными реакторами. Схема имеет четыре секции шин и называется «две одиночные секционированные выключателями системы шин». При наличии одновременно двух трансформаторов с расщепленной обмоткой и двух сдвоенных реакторов применяется схема, состоящая из восьми секций шин, которая называется «четыре одиночные секционированные выключателями системы шин» (рис. 3.4.5).

Схема с одной секционированной выключателем и обходной системами шин позволяет проводить ревизию и ремонт выключателей без отключения присоединения. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме могут быть установлены два обходных выключателя, осуществляющие связь каждой секции шин с обходной. В целях экономии средств ограничиваются одним обходным выключателем с двумя шинными разъединителями, с помощью которых обходной выключатель может быть присоединен к первой или второй секциям шин. Именно эта схема предлагается в качестве типовой для распределительных устройств напряжением 110—220 кВ при пяти и более присоединениях (рис. 3.4.6).

Рис. 3.4,4. Схема с двумя одиночными секционированными системами шин (ТСН при постоянном оперативном токе подключаются к сборным шинам)
Рис. 3.4.6. Схема с одной секционированной и обходной системами шин с обходным (Q1.)
и секционным (Q2) выключателями

В схеме с двумя системами сборных шин каждое присоединение содержит выключатель, два шинных разъединителя и линейный разъединитель. Системы шин связываются между собой через шиносоединительный выключатель (рис. 3.4.7). Возможны два принципиально разных варианта работы этой схемы. В первом варианте одна система шин является рабочей, вторая — резервной. В нормальном режиме работы все присоединения подключены к рабочей системе шин через соответствующие шинные разъединители. Напряжение на резервной системе шин в нормальном режиме отсутствует, шиносоединительный выключатель отключен. Во втором варианте, который в настоящее время получил наибольшее применение, вторую систему сборных шин используют постоянно в качестве рабочей в целях повышения надежности электроустановки. При этом все присоединения к источникам питания и к отходящим линиям распределяют между обеими системами шин. Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме работы замкнут. Схема называется «две рабочие системы шин».
Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений коммутационных аппаратов. Данная схема является гибкой и достаточно надежной.
Недостатки схемы с двумя системами шин:
• при ремонте одной из систем шин на это время снижается надежность схемы;

Рис. 3.4.7. Схема с двумя системами шин с шиносоединительным выключателем Q1

• при замыкании в шиносоединительном выключателе отключаются обе системы шин;
• ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением на время ремонта соответствующих присоединений;
• сложность схемы, большое число разъединителей и выключателей. Частые переключения с помощью разъединителей увеличивают вероятность повреждений в зоне сборных шин. Большое число операций с разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочных действий обслуживающего персонала.
Схему «две рабочие системы шин» допускается применять в РУ 110—220 кВ при числе присоединений от 5 до 15, если РУ выполнено из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией, а также в РУ 110 кВ с выкатными выключателями при условии замены выключателя в удовлетворяющее эксплуатацию время.
В РУ 110—220 кВ при числе присоединений более 15 делят сборные шины на секции с установкой в точках деления секционных выключателей (рис. 3.4.8). При этом должно предусматриваться два ши-носоединительных выключателя. Таким образом, распределительное устройство делится на четыре части, связанные между собой двумя секционными и двумя шиносоединительным и выключателями. Данная схема называется «две рабочие секционированные выключателями системы шин». Она используется при тех же условиях, что и схема «две рабочие системы шин».

Рис. 3.4.8. Схема с двумя секционированными системами шин с двумя шиносоединительными (QI, Q2) и двумя секционными (Q3, Q4) выключателями

Схема с двумя системами шин и обходной с шиносоединительным и обходным выключателями обеспечивает возможность поочередного ремонта выключателей без перерыва в работе соответствующих присоединений (рис. 3.4.9). Схема рекомендуется к применению в РУ 110—220 кВ при числе присоединений от 5 до 15. В нормальном режиме работы обе системы шин являются рабочими, шиносоединительный выключатель находится во включенном положении.

Рис. 3.4.9. Схема с двумя системами шин и обходной с шиносоединительным (Q1) и обходным (Q2) выключателями
При числе присоединений более 15 или более 12 и при установке на подстанции трех трансформаторов мощностью 125 МВА и более рекомендуется к применению схема «две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин» с двумя шиносоединительными выключателями и двумя обходными выключателями. Связь между секциями шин обеспечивается через секционные выключатели, которые в нормальном режиме отключены (рис. 3.4.10).
Рекомендации по применению данной схемы распределительных устройств 6—220 кВ приведены в табл. 3.4.1.

Рис. 3.4.10. Схема с двумя системами шин и обходной с двумя шиносоединительными (Ql, Q2) и двумя обходными (Q3, Q4) выключателями (Q5,
Q6 — секционные выключатели)

Таблица 3.4.1. Рекомендации по применению схем распределительных устройств напряжением до 220 кВ включительно

Номер (номинальное напряжение-индекс схемы по [26])*

Одиночная система шин

В РП, РУ 10(6) кВ при отсутствии присоединений с электроприемниками первой категории или при наличии резервирования их от других РП, РУ

Выключатель для выбора режим работы

Добавление флажков и переключателей (элементы управления формы)

Для упрощения ввода данных вы можете вставлять такие элементы управления формы, как флажки и переключатели. Флажки хорошо подходят для форм с несколькими вариантами. Переключатели удобнее использовать, когда у пользователя только один вариант выбора.

Чтобы добавить флажок или переключатель, вам понадобится вкладка Разработчик на ленте.

Примечания: Чтобы добавить вкладку «Разработчик», выполните следующие действия:

В Excel 2010 и последующих версиях: выберите Файл > Параметры > Настроить ленту, установите флажок Разработчик, а затем нажмите кнопку ОК.

В Excel 2007: нажмите кнопку Microsoft Office и выберите Параметры Excel > Популярные > Показывать вкладку «Разработчик» на ленте.

Читать еще:  Выключатель ваз 2110 европанель

Чтобы добавить флажок, откройте вкладку Разработчик, нажмите кнопку Вставить и в разделе Элементы управления формы щелкните .

Чтобы добавить переключатель, откройте вкладку Разработчик, нажмите кнопку Вставить и в разделе Элементы управления формы щелкните .

Выберите ячейку, в которой нужно добавить флажок или переключатель.

Совет: За один раз можно добавить только один флажок или переключатель. Чтобы ускорить работу, выделите созданный элемент управления и выберите команды Копировать > Вставить.

Чтобы изменить или удалить текст по умолчанию для управления, щелкните его и при необходимости обновите текст.

Совет: Если виден не весь текст, щелкните и перетаскивайте один из маркеров, пока не будет виден весь текст. Размер элемента управления и его расстояние от текста изменить нельзя.

Форматирование элемента управления

После вставки флажка или переключателя желательно проверить, работает ли он нужным образом. Например, может потребоваться настроить его внешний вид или свойства.

Примечание: Размер переключателя внутри элемента управления и его расстояние от текста невозможно изменить.

Чтобы отформатирование, щелкните его правой кнопкой мыши и выберите форматирование.

В диалоговом окне Формат элемента управления на вкладке Элемент управления можно изменить следующие параметры:

установлен: отображает выбранный переключатель.

снят: отображает невыбранный переключатель.

В поле Связь с ячейкой введите ссылку на ячейку, в которой содержится текущее состояние переключателя.

Связанная ячейка возвращает номер выбранного переключателя в группе параметров. Для всех параметров в группе нужно использовать одну связанную ячейку. Для первого переключателя возвращается 1, для второго — 2 и т. д. Если на одном листе есть несколько групп переключателей, используйте для них отдельные связанные ячейки.

Возвращенное число можно использовать в формуле для реагирования на выбранный параметр.

Например, на форме сотрудника в группе Тип занятости есть два переключателя ( Полная и Частичная), связанные с ячейкой C1. Когда пользователь выбирает один из них, формула в ячейке D1 использует значение «Полная», если установлен первый переключатель, или «Частичная», если выбран второй переключатель.

Если нужно оценить более двух параметров в одной группе, для этого можно использовать функции ВЫБОР или ПРОСМОТР.

Нажмите кнопку ОК.

Удаление элемента управления

Щелкните элемент управления правой кнопкой мыши и нажмите клавишу DELETE.

В настоящее время в Excel в Интернете нельзя использовать #x0. Если вы работаете в Excel в Интернете и открываете книгу с флажками или другими объектами, вы не сможете редактировать книгу, не удаляя эти элементы управления.

Важно: Если вы видите сообщение «Редактировать в браузере?» или «Неподтверченные функции» и решили все равно редактировать книгу в браузере, все объекты, например флажки, поля со полем со всеми данными будут немедленно потеряны. Если это произойдет и вы захотите вернуть эти объекты, восстановив более ранную версию, воспользуйтесь функцией Предыдущие версии.

Если у вас есть Excel, нажмите кнопку Открыть в Excel и добавьте флажки или кнопки вариантов.

Выключатель для выбора режим работы

1. Общая информация

Первым строительным объектом на реке Нарын стала Уч-Курганская гидроэлектрическая станция, сооружение которой велось УС «Нарынгидроэнергострой» по проекту САО «Гидропроект» в 1956-1962 годах; в 1981 году началось строительство Таш-Кумырской ГЭС; в феврале 1986 года УС «Нарынгидроэнергострой» приступило к сооружению Шамалды-Сайской ГЭС.

С распадом Союза остановились работы на строительных площадках ГЭС на р. Нарын, в связи с прекращением финансирования строительно-монтажных работ. Правительством Кыргызской Республики было принято Постановление №221 от 13.04.1994 г. «О мерах по организации строительства гидроэлектростанций в Кыргызской Республике».

Предприятие строящихся ГЭС создано в 1994 года приказом Кыргызгосэнергохолдинга №116. от 18.04.1994 г. на базе строящихся Таш-Кумырской, Шамалды-Сайской и Камбар-Атинских ГЭС.

В 2002 году на основании приказа №145 от 19.09.2002 г. ОАО «Электрические станции» Уч-Курганская ГЭС была передана с Каскада ТГЭС в состав Предпрятие Строящихся ГЭС. Основными причинами передачи УКГЭС явились большой объем работы по её реконструкции, т.к. ПС ГЭС уже имел опыт по линии капитального строительства, а также компактное территориальное расположение Таш-Кумырской, Шамалды-Сайской и Уч-Курганской ГЭС.

2. Техническое состояние

В состав ПС ГЭС входят:

  • Таш-Кумырская ГЭС установленной мощностью 450 Мвт
  • Шамалды-Сайская ГЭС установленной мощностью 240 Мвт
  • Уч-Курганская ГЭС установленной мощностью 180 Мвт
  • ККП (Комбинат Коммунального Предприятия) поселка Шамалды-Сай

Установленная мощность гидроэлектростанций ПС ГЭС составлят 870 МВт. Располагаемая мощность — 865 МВт.

Разрыв между установленной и распологаемой мощности в 5 МВт обусловлено выбором зоны оптимального режима работы ГА-4 Уч-Курганской ГЭС (40МВт, указание №25 от 22.02.2005 г. ОАО «Электрические станции).

Краткая характеристика установленного оборудования

Таш-Кумырская ГЭС

Месторасположение станции находится на границе Ноокенского и Аксыйского районов Жалал-Абадской области, на р. Нарын в 18 км ниже Курпсайской ГЭС.

В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, глубинный и поверхностный водосбросы, три турбинных водовода, здание ГЭС и открытое распредустройство 220 кВ.

Выдача мощности в энергосистему осуществляется по двум ЛЭП-220 кВ через ОРУ-220 кВ, которое расположено на левом берегу реки.

В 2001 году ГЭС выведена на проектную установленную мощность 450 МВт.

Первый агрегат пущен в 1985 г.

Второй агрегат введен в 1986 г.

Третий агрегат введен в 1987 г.

  • Проектная установленная мощность ГЭС 450 МВт.
  • Единичная мощность агрегата 150 МВт
  • Среднемноголетняя выработка электроэнергии — 1555 млн. кВт/ч
  • Бетонная плотина высотой — 75 м
  • Длина плотины по гребню — 336,5 м
  • Полный объем водохранилища — 144, 05 млн. м3, полезный объем — 16,0 млн. м3.
  • Расчетная сейсмичность — 9 балл
  • Расчетный расход гидротурбин — 957 м3/с
  • Расчетный напор гидротурбин — 53 м
  • Турбины типа РО-75-В-620
  • Гидрогенераторы Г-1,2,3 типа СВ-1260/185-60 УХЛ4
  • Трансформаторы Т-1,2,3 типа ТЦ-200000/220 УХЛ1

Шамалды-Сайская ГЭС

Месторасположение станции на р. Нарын в 14 км. ниже Таш-Кумырской ГЭС.

В состав гидроузла входят: водохранилище, плотина, здание ГЭС, донные и турбинные водосбросы.

В 2002 году ГЭС выведена на проектную установленную мощность 240 МВт.

Первый агрегат введен в 1992 г.

Второй агрегат введен в 1994 г.

Третий агрегат введен в 1996 г.

  • Проектная установленная мощность 240 МВт
  • Единичная мощность агрегата 80 МВт
  • Выдача электроэнергии осуществляется по ЛЭП-110 кВ и ВЛ (высоковольтные линии) — 220 кВ
  • Среднемноголетняя выработка электроэнергии — 900 млн. кВт*ч
  • Каменно-земляная плотина высотой — 41 м
  • Длина плотины по гребню — 260 м
  • Полный объем водохранилища — 40,87 млн. м3, полезный объем — 5,47 млн. м3
  • Расчетная сейсмичность — 8 балл
  • Расчетный напор гидротурбин — 26 м
  • Расчетный расход гидротурбин — 1035 м3/с
  • Турбина — ПЛ-40-В-680
  • Гидрогенераторы Г-1, Г-2 и Г-3 СВ-1210/122-60 УХЛ4
  • Трансформаторы Т-1 ТДЦ-125000/110 УХЛ1 и Т-2 ТДЦ-200000/220 УХЛ1.

Уч-Курганская ГЭС

Первая гидроэлектростанция, возведенная на р. Нарын, расположена в 25 км. ниже Шамалды-Сайской ГЭС.

В состав гидроузла входят: здание ГЭС, донные и турбинные водосбросы, водосливная и земляная плотины, башни ирригационного канала БНК (Большой Наманганский Канал) и ЛНК (Левый Наманганский Канал).

Выдача мощности в энергосистему осуществляется по линиям ВЛ-110 через ОРУ-110, которое расположено на левом берегу реки.

Первый агрегат введен 30.12.61 г.

Второй агрегат введен 03.06.62 г.

Третий агрегат введен 07.09.62 г.

Четвертый агрегат введен 05.11.62 г.

  • Проектная установленная мощность ГЭС 180 МВт
  • Распологаемая мощность на наст.время состовляет 175 МВт
  • Единичная мощность агрегата 45 МВт
  • Среднемноголетняя выработка электроэнергии — 820 млн.кВт*ч
  • Бетонная гравитационная плотина высотой — 36 м
  • Длина плотины по гребню — 100 м
  • Полный объем водохранилища — 52,5 млн. м3, полезный объем — 20,9 млн. м3
  • Расчетная сейсмичность — 9 балл
  • Расчетный напор гидротурбин — 29 м.
  • Турбины: три — ПЛ-577-ВБ-500, одна — ПЛ-707-ВБ-500
  • Гидрогенераторы Г-1,2,3,4 типа СВ-840/150-52 УХЛ4
  • Трансформаторы Т-1,2 типа ТДЦ-125000/110 УХЛ1

3. По линии капитального строительства выполняются следующие виды работ

Таш-Кумырская ГЭС

  • Монтаж парапетных плит на ограждение НБ (нижнего бьефа)
  • Монтаж парапетных плит на гребне плотины
  • Электромонтажные работы на щитовой собственные нужды СН-9, СН-10
  • Завершить работу по ограждению проема на выходном оголовке СЭВ (строительно-эксплуатационный водосброс)
  • Ограждение затвора ПВС поверхностный водосброс на гребне плотины

Шамалды-Сайская ГЭС

  • Строительство левобережной подпорной стенки
  • Монтаж парапетов нижнего бьефа
  • Строительство левобережной подпорной стенки от помещения аккумуляторной батареи до ВОХР
  • Устройство гидроизоляции трансформаторной площадки.

Уч-Курганская ГЭС

  • Приобретение и замена разъединителей типа РЛНД-110 на РДЗа-110 с электромагнитной блокировкой — 2 компл.
  • Приобретение и замена элегазовых выключателей 110кВ — 1 компл.
  • Изготовление и монтаж сороудерживающих решеток ГА-1 — 1 компл.
  • Приобретение и замена компрессора высокого и низкого давления — 2 компл.
  • Приобретение и монтаж системы тиристорного возбуждения гидроагрегатов — 1компл.
Читать еще:  Как поставить выключатель индикатор

Защита трансформаторов предохранителями

Трансформаторы 10/0,4 кВ в сельских и городских распределительных электрических сетях мощностью до 0,63 MB-А включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями на стороне 10 кВ и весьма часто также плавкими предохранителями на стороне 0,4 кВ.

Возможно и такое сочетание, как пре­дохранители на стороне 10 кВ и автоматические выключатели на стороне 0,4 кВ (§ 5). На стороне ВН трансформаторов закрытых подстанций (ЗТП) плав­кие предохранители применяются в сочетании с вы­ключателями нагрузки (ВНП) — разъединителями с автоматическим приводом, которые отключаются при срабатывании плавкого предохранителя хотя бы на одной из фаз.

Плавким предохранителем называется коммута­ционный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством расплавления специ­альных токоведущих частей (плавких вставок) под воздействием тока, превышающего определенное значение, с последующим гашением возникающей элек­трической дуги.

Принцип действия и виды плавких предохрани­телей

Плавкий предохранитель как защитный аппа­рат применяется в электрических сетях уже более 100 лет. В основе его работы лежит известный закон Джоуля — Ленца (1841 г.), согласно которому про­хождение электрического тока по проводнику сопро­вождается выделением теплоты Q (в джоулях):

закон Джоуля — Ленца

Плавкая вставка предохранителя является участ­ком защищаемой электрической цепи, имеющим мень­шее сечение и большее сопротивление R, чем осталь­ные элементы этой цепи. Поэтому при прохождении по цепи тока КЗ плавкая вставка нагревается сильнее других элементов защищаемой цепи, раньше расплав­ляется и тем самым спасает электрическую установку от перегрева и разрушения. Но для прекращения про­хождения тока КЗ, т. е. отключения электрической установки от питающей электросети, недостаточно расплавления вставки, необходимо еще погасить воз­никшую в этом месте электрическую дугу. Быстрое га­шение дуги является важнейшей задачей плавкого предохранителя. По способу гашения электрической дуги плавкие предохранители, применяемые для за­щиты трансформаторов, делятся на две основные группы:

  • предохранители с трубками из газогенерирующего материала (фибры или винипласта), который обильно выделяет газы при высокой температуре горения элек­трической дуги; возникающие в этот момент высокое давление (в предохранителях типа ПР напряжением до 1000 В) или продольное дутье (в предохранителях ПСН напряжением выше 1000 В) обеспечивают бы­строе гашение электрической дуги;
  • предохранители с наполнителем (кварцевым пе­ском), в которых электрическая дуга гасится в ка­нале малого диаметра, образованном телом испа­рившейся плавкой вставки, между крупинками (гра­нулами) кварцевого песка; такие предохранители обычно называют кварцевыми.

На стороне 10 кВ трансформаторов устанавли­ваются главным образом кварцевые предохранители типа ПК, на стороне 0,4 кВ — также преимущественно кварцевые типа ПН-2, Кварцевые предохранители имеют несколько важных положительных свойств: они обладают токоогранпчивающсй способностью (благодаря очень быстрому гашению электрической дуги ток КЗ не успевает достичь своего максимального ампли­тудного значения); плавкие вставки защищены от воздействия внешней среды кварцевым песком и герметично закрытой фарфоровой трубкой, благодаря чему они длительное время не стареют и не требуют замены; конструктивное исполнение предохранителей ПК и ПН-2 предусматривает сигнализацию срабаты­вания, причем контакты сигнального устройства могут давать команду на отключение трехфазного выключа­теля нагрузки, что предотвращает возможность неполнофазного режима работы трансформатора.

При ис­пользовании кварцевых предохранителей заводского изготовления с правильно выбранными параметрами, как правило, можно обеспечить селективность между предохранителями на сторонах ВН и НН трансфор­матора или, по крайней мере, между предохраните­лями на стороне ВН трансформатора и защитными аппаратами на отходящих линиях НН, т. е. не допускать отключения трансформатора от питающей сети при КЗ на шинах НН или на любой из отходящих линий НН.

Выбор номинального тока плавкой вставки предохранителя

Высоковольтный предохранитель защищает обмотку высокого напряжения силового трансформатора не только от коротких замыканий, но и от перегрузки, поэтому при выборе плавкой вставки необходимо учитывать и номинальный рабочий ток.

При выборе номинального тока плавкой вставки нужно учитывать несколько факторов.

  1. Во-первых, силовой трансформатор в процессе работы может подвергаться кратковременным перегрузкам.
  2. Во-вторых, при включении трансформатора возникают броски тока намагничивания, которые превышают номинальный ток первичной обмотки.

Также нужно обеспечить селективность работы с защитой, установленной на стороне низкого напряжения (НН) и на отходящих линиях потребителей. То есть в первую очередь должны срабатывать автоматические выключатели (предохранители) на стороне низкого напряжения отходящих линий, которые идут непосредственно на нагрузку к потребителям.

Если эта защита по той или иной причине не срабатывает, то должен сработать автомат (предохранитель) ввода стороны НН силового трансформатора. Предохранители на стороне ВН в данном случае — это резервирующая защита, которая должна срабатывать в случае перегрузки обмотки низкого напряжения и отказе защит со стороны НН.

Исходя из вышеперечисленных требований, плавкая вставка выбирается по двухкратному номинальному току обмотки высокого напряжения.

Таким образом, высоковольтные предохранители, установленные на стороне ВН, защищают от повреждений участок электрической цепи до ввода трансформатора, а также от внутренних повреждений самого силового трансформатора. А предохранители (автоматические выключатели) со стороны НН силового трансформатора защищают сам трансформатор от перегрузок выше допустимого предела, а также от коротких замыканий в сети низкого напряжения.

Номинальный ток обмоток силового трансформатора указывается в его паспортных данных.

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов

Основные условия выбора плавких предохранителей силовых трансформаторов является следующие параметры.
Номинальное напряжение предохранителей и их плавких вставок должно быть равно номинальному напряжению сети:

Плавкие предохранители в СССР выпускались на номинальные напряжения, соответствующие ГОСТ 721—77, в том числе на 6; 10; 20; 35; 110 кВ. Номинальное напряжение указывается в наименовании предохранителя, например ПК-6, ПК-10, ПСН-10, ПСН-35 и т. п.

Установка предохранителя, предназначенного для сети более низкого напряжения, т. е. создание условия Uном пр = Iк.макс т. е. номинальный ток отключения предохранителя по его паспортным данным должен быть больше или равен максимальному значению тока к. з. в месте установки предохранителя. При расчетах токов к. з. следует учитывать подпитку места к. з. электродвигателями.

  • По номинальному току. Номинальный ток предохранителя равен номинальному току заменяемого элемента. Заменяемым, элементом предохранителя с мелкозернистым наполнителем, например типа ПК, считается патрон (один или несколько) с кварцевым песком, плавким.1 элементом, указателем срабатывания или ударным устройством, собранный в заводских условиях.
  • Номинальный ток предохранителей, защищающих силовые трансформаторы на сторонах 10 и 0,4 кВ, выбирается по таблице

    Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок 1ном вс предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов
    6/0,4 и 10/0,4 кВ

    Номинальный ток, А
    Мощность трансформатора, кВ* Атрансформатора на сторонеплавкой вставки на стороне
    0,4 кВ6 кВ10 кВ0,4 кВ6 кВ10 кВ
    25362,401,444085
    40583,832,3060108
    63916,053,641001610
    1001459,605,801502016
    16023115,49,252503220
    25036024,014,404005040
    40058038,323,106008050
    63091060,536,4100016080

    Примечание Предполагается, что на стороне 0,4 кВ применены предохранители типа ПН-2, на стороне 6 кВ—типа ПК-6, на стороне 10 кВ—типа ПК-10.

    Предохранители для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН

    Трансформаторы напряжения 110 кВ и выше защищают только по стороне низкого напряжения автоматами или предохранителями. Для трансформаторов напряжения 6, 10 и 35 кВ расчет тока для плавкой вставки не производится.

    Предохранитель для защиты трансформатора напряжения по стороне ВН выбирается только по классу напряжения. Для каждого класса напряжения выпускают специальные предохранители типа ПКН (ПН) – 6, 10, 35 (в зависимости от класса напряжения), они применяются исключительно для защиты трансформаторов напряжения.

    Недостатки защиты трансформаторов на предохранителях

    Защита предохранителями конструктивно осуществляется наиболее просто, но имеет недостатки — нестабильность параметров защиты, что может привести к недопустимому увеличению времени срабатывания защиты при некоторых видах внутренних повреждений силовых трансформаторов. При защите предохранителями возникают сложности согласования защит смежных участков сети.

    Видео: Защита трансформаторов ( 1 семестр). Официальный канал ОмГТУ

    голоса
    Рейтинг статьи
    Ссылка на основную публикацию
    ВсеИнструменты
    Adblock
    detector