Мероприятия по реконструкции электрической схемы собственных нужд ГЭС-5 Янискоски

Содержание

	1 Введение	12

	2 Описание Каскада Пазских ГЭС	13

	3 Общее описание электрического оборудования ГЭС-5	14

	3.1 Общая схема соединений	14

	3.2 Расположение оборудования ГЭС-5	15

	3.3 Генераторы и вспомогательное оборудование	16

	3.3.1 Возбудитель типа ZSA-145	17

	3.3.2 Система возбуждения генератора	17

	3.3.3 Система охлаждения и торможения генератора	18

	3.3.4 Термоконтроль Г-1;2	18

	3.3.5 Нормальные режимы работы генератора	19

	3.4 Силовые трансформаторы Т-1;2	20

	3.4.1 Описание оборудования главных повысительных трансформаторов №1;2	20

	3.4.2 Регулирование напряжения трансформаторов	21

	3.4.3 Ошиновка трансформатора	22

	3.4.4 Нормальные режимы работы трансформаторов	22

	3.4.5 Описание трансформатора (Т-6) мощностью 4000 кВА	22

	3.4.6 Описание трансформатора (Т-7) мощностью 1800 кВА	23

	3.4.7 Надзор и уход за силовыми трансформаторами	24

	3.5 Распределительное устройство 110 кВ	26

	3.5.1 Ограничители перенапряжения	26

	3.5.2 Масляные выключатели	26

	3.5.3 Разъединители	27

	3.5.4 Трансформаторы тока	28

	3.5.5 Трансформаторы напряжения	28

	3.6 Описание распредустройства 35 кВ	29

	

	

	

	3.6.1 Масляный выключатель	29

	3.6.2 Разъединители	29

	3.6.3 Трансформаторы напряжения	30

	3.6.4 Трансформаторы тока	30

	3.6.5 Вентильные разрядники	31

	3.6.6 Ячейка КРУ	31

	3.7 Состав оборудования РУ-6 кВ	32

	3.7.1 Масляные выключатели	32

	3.7.2 Разъединители	33

	3.7.3 Трансформаторы тока	34

	3.7.4 Трансформаторы напряжения	35

	4 Собственные нужды ГЭС-5 Янискоски	36

	4.1 Общая часть	36

	4.2 Трансформаторы собственных нужд Т-1;2	37

	4.3 Щит собственных нужд 0,4 кВ и электрические сборки	38

	4.4 Система постоянного тока собственных нужд	38

	4.4.1 Оборудование системы постоянного тока собственных нужд	39

	4.5 Нормальная работа собственных нужд	40

	5 Расчет и выбор оборудования дизель-генераторной установки	40

	5.1 Расчет нагрузок ответственных потребителей I c.ш. ЩСН	40

	5.2 Соображения по выбору дизель-генераторной установки	44

	5.3 Выбор мощности дизель-генераторной	45

	5.4 Выбор комплектации и размещения дизель-генераторной установки 	46

	5.4.1 Комплектация электростанции	46

	5.5 Устройство и работа элементов дизельной электростанции	47

	5.5.1 Электроагрегат	47

	5.5.2 Генератор переменного тока	47

	5.5.3 Панель управления DSE	48

	5.5.4 Топливная система	49

	5.5.5 Масляная система	49

	5.5.6 Система охлаждения	49

	5.5.7 Выпускная система	50

	5.6 Блок контейнер	50

	5.6.1 Система электрооборудования	50

	5.6.2 Система вентиляции	50

	5.6.3 Система отопления	51

	5.6.4 Система освещения	51

	5.6.5 Автоматическая система пожаротушения	51

	5.6.6 Устройство оперативного управления	51

	5.7 Кабельные линии	52

	5.7.1 Расчет сечений и выбор силовых кабелей	52

	5.8 Расчет токов короткого замыкания	54

	5.8.1 Исходные данные для выполнения расчета токов КЗ	54

	5.8.2 Расчет активного и индуктивного сопротивлений кабелей и шин 0,4 кВ с учетом нагрева током КЗ	56

	5.8.3 Выбор уставок защит	63

	5.9 Эксплуатация и техническое обслуживание ДГУ	68

	5.9.1 Режимы работы дизель – генератора в резерве	69

	5.9.1.1 Автоматический режим работы	69

	5.9.1.2 Пуск установки в автоматическом режиме	69

	5.9.1.3 Останов установки при работе в автоматическом режиме	70

	5.9.1.4 Ручной режим работы	70

	5.9.1.5 Пуск в ручном режиме работы ДГУ	70

	5.9.1.6 Останов в ручном режиме работы ДГУ	71

	5.9.1.7 Аварийная остановка	71

	5.9.1.8 Вывод в ремонт дизель-генераторной установки	71

	5.9.2 Надзор за дизель-генератором	72

	5.9.2.1 Осмотр перед работой	72

	5.9.2.2 Наблюдение за дизель - генератором во время работы	72

	5.9.2.3 Осмотр электростанции после останова	72

	5.9.2.4 Техническое обслуживание 	73

	6 Охрана труда	75

	6.1 Анализ опасных и вредных факторов	75

	6.2 Разработка технических и организационных мероприятий	76

	6.2.1 Требование к оборудованию и его размещению	76

	6.2.2 Требования к рабочим местам	76

	6.2.3 Расчет контура заземляющего устройства	77

	6.2.4 Технические мероприятия	79

	6.2.5 Организационные мероприятия	80

	6.2.5.1 Порядок прохождения медицинского осмотра	82

	6.2.5.2 Порядок обеспечения работников средствами индивидуальной защиты	82

	6.3 Пожарная безопасность	83

	6.3.1 Причины пожара	83

	6.3.2 Технические и организационные мероприятия по профилактике и тушению пожаров.	84

	6.3.2.1 Определение категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий и класса пожара	84

	6.3.2.2 Средства пожарной сигнализации	85

	6.3.2.3 Средства пожаротушения и пожарный инвентарь	85

	7 Охрана окружающей среды	86

	7.1 Общие сведения о влиянии энергетики на состояние окружающей среды	86

	7.2 Экологические проблемы гидроэнергетики	87

	7.2.1 Изменение климата	87

	7.2.2 Затопление земель	87

	7.2.3. Качество водной среды	88

	7.2.4 Сточные воды	89

	7.2.5 Гниение органических веществ	89

		7.2.6 Воздействие воздушных линий (ВЛ)	89

	7.2.7 Воздействие магнитного поля	90

	7.2.8 Экологический мониторинг объектов гидроэнергетики	91

	7.2.9 Мероприятия по охране водотоков при их освоении	91

	7.3 Природоохранные мероприятия при эксплуатации ДГУ	92

	8 Технико-экономический раздел	93

	8.1 Предпосылки реализации проекта	93

	8.2 Расчет капитальных вложений	93

	8.3 Определение эксплуатационных расходов ДГУ	95

	8.3.1 Ежегодные амортизационные отчисления	95

		8.3.2 Отчисления в ремонтный фонд	96

	8.4 Выводы по разделу	96

	Заключение 	97

	Список сокращений	98

	Список использованной литературы	99













1 Введение

Системы электроснабжения являются неотъемлемой частью современных производственных технологий и в значимой степени определяют вероятность реализации каких-либо технологических задач. Настоящая работа включает в себя реконструкцию собственных нужд 0,4 кВ Янискоски ГЭС каскада Пазских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» с установкой автономного источника питания (ДГУ). Главная цель установки ДГУ - резервное электроснабжение ответственных потребителей. Мероприятия по реконструкции электрической схемы собственных нужд ГЭС-5 Янискоски, предусмотренные настоящей работой, повысят надежность станции и улучшат, в общем, эффективность работы КПГЭС. 

ГЭС-5 Янискоски является второй ступенью Каскада, построена в 23 км от истока реки из озера Инари, введена в эксплуатацию в 1950 году.

Существующая главная схема ГЭС рассчитана на работу двух генераторов на общую систему шин 6 кВ и два главных трансформатора 6/110 кВ. К электрическим устройствам, обеспечивающим питание собственных нужд (СН) ГЭС-5 относятся:

Электрораспределительное устройство на генераторном напряжении РУ-6 кВ имеющее 2 секции;

Трансформаторы собственных нужд (ТСН)- 1,2 мощностью 400 кВА; напряжением 6/0,4 кВ;

Электрораспределительное устройство на напряжении 0,4 кВ щит собственных нужд (ЩСН), имеющее 2 секции;

Электрораспределительные сборки на напряжении 0,4 кВ.

Резерв СН ГЭС-5 можно произвести с ГЭС-4 через линию М-58, но техническое состояние линии – аварийное. Реконструкция линии М-58 не планируется. Ремонт аварийный, по мере необходимости.

В настоящее время схема СН ГЭС не отвечает современным требованиям надежности. Для повышения требуемого уровня надежности станции настоящим проектом предусматривается установка автономного источника питания, в том числе:

а)   Установка ДГУ.

б)   Прокладка силовых и контрольных кабелей.

в)   Установка панели ввода резерва (ПВР).



2 Описание Каскада Пазских ГЭС



Каскад Пазских ГЭС был создан приказом Министерства электростанций СССР 1 июля 1955 г. на базе действующей Янискоски ГЭС и строящейся Раякоски. Работу каскада обеспечивает вытекающая из финского озера Инари пограничная река Паз, отделяющая Россию от Финляндии и Норвегии. Поскольку Пазский каскад использует гидроресурсы естественного водохранилища - финского озера Инари, то еще в 1959 г. Россией и Финляндией было подписано соглашение по регулированию водных запасов озера. Чуть позже к нему присоединилась Норвегия.

Мощности ГЭС Пазского каскада нарастают по мере их приближения к устью реки. Поэтому нижняя - Борисоглебская ГЭС - в 5 раз превосходит по мощности самую верхнюю - Кайтакоски. Все ГЭС каскада работают в автоматическом режиме, управление ими осуществляется с единого пульта, смонтированного на Раякоски ГЭС. В состав Каскада Пазских ГЭС входят:

ГЭС-4 Кайтакоски – 2 агрегата с установленной мощностью 11,2 МВт;

ГЭС-5 Янискоски – 2 агрегата с установленной мощностью 30,2 МВт;

ГЭС-6 Раякоски – 3 агрегата с установленной мощностью 43,2 МВт;

ГЭС-7 Хевоскоски – 2 агрегата с установленной мощностью 47 МВт;

Борисоглебская ГЭС-8 – 2 агрегата с установленной мощностью 56 МВт.

Кроме отечественных ГЭС на р. Паз, между ГЭС-7 Хевоскоски и Борисоглебской ГЭС-8 находятся ГЭС Скугфосс и Мелькефосс, принадлежащие Норвегии. Таким образом, Каскад гидроэлектростанций на реке Паз включает семь ГЭС, из которых пять принадлежит России, а две - Норвегии. Через Пазский каскад ГЭС ОАО «ТГК-1» экспортирует электроэнергию в Финляндию и Норвегию.

Янискоски (ГЭС-5) , самая первая станция Пазского Каскада, начала строиться на территории Финляндии в 1938 году, и через четыре года была пущена в эксплуатацию. Она предназначалась для энергоснабжения никелевых рудников района Петсамо. Разрушенная в 1944 году, ГЭС восстанавливалась по контракту с СССР финской фирмой «Иматран Войма», которая позже строила Раякоски и Кайтакоски ГЭС. 26 декабря 1950 Янискоски ГЭС заработала с новыми мощностями. Этот день считается не только днем рождения станции - с него начался послевоенный период экономического сотрудничества между Советским Союзом, Финляндией и Норвегией.

Водохранилище ГЭС Янискоски имеет объем 30 миллионов кубометров. Это позволяет осуществлять суточное регулирование стока и сохранять необходимый уровень воды в естественном водохранилище. До 85% энергии, производимой на реке Паз, поставляется станциями на экспорт в Финляндию и Норвегию.



Рисунок 1 - Расположение ГЭС Каскада Пазских на реке Паз







3 Общее описание электрического оборудования ГЭС-5.

3.1 Общая схема соединений.

Два генератора фирмы «ASEA» типа YS-2809, присоединены к ячейкам №1;8-1 и 2 секции шин 6 кВ посредством разъединителей. К ячейкам №1 и №8 подключены силовые трансформаторы, работающие в блоке с гидрогенераторами станции. Главные трансформаторы Т-1;2 передают всю мощность на распредустройство 110 кВ через которое подключены линии электропередачи. Для регулировки напряжения трансформаторы оборудованы переключением ответвлений на ±5%. Нулевые точки трансформаторов могут быть глухо заземлены через разъединители.

Оба генератора имеют два комплекта трансформаторов напряжения, из которых один предназначен для защиты и измерений, а второй для регулятора напряжения. Кроме того шины генераторного напряжения снабжены собственным комплектом трансформаторов напряжения для измерений, синхронизации и показания напряжения замыкания на землю. От шин генераторного напряжения 1 и 2 сборки питаются собственные нужды через трансформаторы ТСН-1;2. Трансформаторы соединены посредством масляных выключателей и разъединителей с шинами генераторного напряжения и через выключатель и разъединитель с шинами 400 В. Для регулировки напряжения этот трансформатор снабжен переключателем ответвлений. Шины 400 В снабжены междушинным выключателем. Эти шины в свою очередь питают распредпункты (сборки) собственных нужд, причём питание наиболее ответственных сборок подведено от обеих систем шин. Все фидеры снабжены рубильниками и плавкими предохранителями. 

Так же в оборудование ГЭС входит трансформатор № 6 (Т-6) мощностью 4000 кВ·А, осуществляющий питание местного района, резерв питания СН ГЭС-4 и выдачу мощности ГЭС-4 на шины 6 кВ ГЭС-5 по линии М-58, трансформатор 4000 кВ·А установлен на открытой площадке около маслохозяйства на территории ГЭС-5. Т-6 соединен при помощи масляного выключателя и разъединителя с шинами 6 кВ и через выключатель и разъединитель с шинами 35 кВ. Трансформатор №7 (Т-7) мощностью 1800 кВ·А, осуществляющий основное питание местного района по Л-6 кВ с шин РУ-35 кВ установлен рядом с Т-6.

Отходящая от станции линия (Л-130) 110 кВ соединяется с ЛЭП-110 кВ ГЭС-6 Раякоски посредством разъединителей с одной и другой стороны. Отпайка от линии Л-130 ГЭС-5 соединяется с РУ-110 ГЭС-4 через разъединитель и выключатель.



3.2 Расположение оборудования ГЭС-5.

Основная часть электромеханических устройств станции расположена в помещениях здания ГЭС, находящихся над всасывающими трубами. К ним относятся:

распределительное устройство генераторного напряжения;

силовые трансформаторы

ЗРУ 110 кВ;

РУ собственных нужд;

трансформаторы собственных нужд;

оборудование телефонной связи;

устройства телеуправления;

часть релейной аппаратуры;

санузел с уборным, гардеробным и умывальным помещениями;

кабинет инженера по эксплуатации;

электролаборатория;

зарядное и аккумуляторное помещения.

Под этими помещениями проходит кабельный коридор, для доступа в который устроены люки в полу некоторых помещений.

В турбинный зал имеется доступ также через дверь с монтажной площадки и из машинного зала по лестнице.

В машинном зале размещены щиты управления. В дверях на задней стороне щитов установлены защитные реле и большая часть всех других необходимых реле. За щитами управления на верховой стороне здания находятся шкафы регуляторов турбин и напряжения, а также шкафы автоматов гашения поля.

Кроме спуска с монтажной площадки, доступ в машинный зал имеется также по лестнице из щитового зала. По этой же лестнице можно пройти на плотинный мост на стороне верхнего бьефа.







3.3 Генераторы и вспомогательное оборудование.

Основные технические данные. Трехфазный вертикальный синхронный генератор фирмы ASEA типа YS-2809 (зонтичный) имеет следующие заводские данные:

мощность	 18000 кВА(см. примечание);

напряжение	 6 600 В;

ток статора	 1 575 А;

частота	 50 периодов в секунду;

cos ?	 0,85 (см. примечание);

напряжение возбудителя	 220 В;

длительно допустимый ток ротора	 460 А;

число оборотов в минуту	 187,5 об/мин;

угонная скорость	 410 об/мин;

маховой момент вращающихся частей	 1400 тм2;

число полюсов ротора генератора	 32;

заводские номера	 270028З-2 (Г-1, Г-2); 

Обмотка статора генератора состоит из 144 катушек. Каждая фаза из 16 групп катушек по 3 катушки в группе, соединенных в 2 цепи.

Обмотка ротора состоит из 32 полюсных катушек в каждой катушке - 42 ? витка меди сечением 35 х 4,8 мм.

Примечание: В результате проведенных тепловых испытаний гидрогенераторов №1,2 ГЭС-5 решением РУ Колэнерго от 24 февраля 1958 г. установленная мощность генераторов №1,2 - 15,1 МВт при cos ? = 0,85. Номинальный ток статора остается без изменения 1575 А.













3.3.1 Возбудитель типа ZSA-145.

Возбудитель смонтирован на одном валу с главным генератором. Его характеристики:

мощность	 107 кВт;

напряжение	 230 В; 

номинальный ток	 466 А; 

количество полюсов	 главных - 8, доп. - 8;

число коллекторных пластин	 342; 

заводские номера 2700285-4	 (Г-1, Г-2).



3.3.2 Система возбуждения генератора.

При ручном регулировании напряжения генератора возбуждение возбудителя регулируется шунтовым реостатом. Шунтовой реостат имеет управление с панели управления пульта. На шунтовом реостате имеются следующие отметки, нанесенные красной краской:

хх - соответствует холостому ходу генератора;

1,05 Uн - соответствует напряжению 1,05 Uн на холостом ходе генератора в блоке с трансформатором; 

Sн - соответствует полной нагрузке генератора.

При автоматическом регулировании напряжения Г-1,2 шунтовой реостат ставится в положение 1,05 Uн.

На валу главного генератора, под нижней крестовиной находится генератор синхронной связи (пендель-генератор) типа CVS-101:

мощность	 0,8 кВт;

напряжение	 110 В;

номинальный ток	 4,2 А;

коэффициент мощности	 0,8.

На роторных кольцах установлено 12 электрографитовых (по 6 на каждом кольце) щеток. Размер одной щетки 25х32х55 (ширина, длина, высота).Давление на каждую щетку должно регулироваться пружиной в пределах 1,2 ± 0,12 кг.

На коллекторе основного возбудителя установлено 8 траверс, по 3 щетки в каждой, т.е. всего 24 щетки. Размеры одной щетки 16х32х50 мм. Давление на каждую щетку должно быть 1±0,1 кг. [12]



3.3.3 Система охлаждения и торможения генератора



Система охлаждения проточного типа. Шибера выходящего воздуха закрываются автоматически (защелки сбиваются воздухом) в случае работы дифференциальной защиты генератора или вручную кнопкой воздействия на сердечник соленоида установленного в турбинном помещении на стене шахты турбины.

Забор воздуха из машинного зала производится через марлевые фильтры. Фильтры на заборе воздуха с улицы устанавливаются только в летнее время.

Торможение генератора осуществляется воздухом при снижении числа оборотов до 40% ? 30% от номинальных давлением 6?8 атм.

Генератор имеет устройство для тушения пожара водой. Процесс подачи воды автоматизирован. При действии дифференциальной защиты генератора открывается его гидроклапан и запускается пожарный насос №2. Вода по кольцевым трубопроводам подается на лобовые части обмотки генератора.



3.3.4 Термоконтроль Г-1;2

За нагревом ответственных частей генератора осуществляется систематический контроль по логометру, установленному на щите управления. Термоконтроль по логометру осуществляется посредством термосопротивлений, которые установлены в следующих местах:

на Г-1 два в каждой из 3-х фаз статорной обмотки, т.е. всего 6 шт.; один на отходящем воздухе; один на входящем воздухе;

на Г-2 два в фазе А и по 1 в фазах В и С; один на отходящем воздухе; один на входящем воздухе.







3.3.5 Нормальные режимы работы генератора

Нормальным режимом работы генератора является режим, при котором:

ток статора не превышает величины	 1575 А;

ток ротора на выше	 460 А;

частота	 50 Гц

cos ?	 0,85;

температура охлаждающего воздуха не ниже +5оС и не выше +35оС.

Перегрузка генератора по току допускается только для случая аварийного режима в системе. Допустимая продолжительность перегрузки зависит от её величины, представленные в таблице 1.

Таблица 1 - Допустимая продолжительность перегрузки генератора

I стат.

1732,5

1811

1890

1969

2047

2204

2361

мин.

60

15

6

5

4

3

2



При форсировке возбуждения двукратная перегрузка по отношению к номинальному току ротора разрешается в течение 50 сек.

Разница между входящим воздухом и температурой обмотки статора не должна превышать 700С. Предельно допустимая температура обмотки статора при температуре входящего воздуха +35С0 не должна быть более +1050С. Температура обмотки ротора не выше +650С (по методу замера сопротивления обмотки ротора непосредственно после отключения от сети, снятия возбуждения и остановки генератора).

Нормально наблюдаемые температуры (с точностью до ± 3оС):

статор генератора Г-1, Г-2 максимальная (летом) +70оС ? 80оС, минимальная (зимой) +40оС ? 50оС;

максимальная температура +20оС ? +30оС входящего воздуха

превышение температуры выходящего воздуха над температурой входящего +16оС ? +26оС.

При работе генератора с коэффициентом мощности (cos ?) ниже 0,85 нагрузка генератора регулируется так, чтобы токи статора и ротора не превосходили допустимых величин при данной температуре входящего воздуха.

При работе на автоматическом регулировании напряжения в случае необходимости допустима работа с cos ? = 1.

Работа гидрогенератора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора относительно другого генератора электростанции - запрещается.

В случае, когда из-за уменьшения тока возбуждения генератор выпадает из синхронизма, необходимо его отключить.



3.4 Силовые трансформаторы Т-1;2

На ГЭС-5, включая и местный район, установлены и находятся в эксплуатации, следующие силовые трансформаторы:

главные повысительные трансформаторы мощностью 18000 кВ·А (Т-1; Т-2), работающие в блоке с гидрогенераторами станции. Трансформаторы установлены в закрытых камерах в здании ГЭС на пятом этаже.

трансформатор  собственных нужд № 1,мощностью 400 кВ·А, питающий Iс. РУ-0,4кВ с 1-ой секции шин 6 кВ. Трансформатор установлен в закрытой камере в здании ГЭС на 4-ом этаже.

трансформатор собственных нужд № 2, мощностью 400 кВ·А, питающий IIс. РУ-0,4 кВ со 2-ой секции шин 6 кВ. Трансформатор установлен в закрытой камере в здании ГЭС на 4-ом этаже.

трансформатор № 6 (Т-6) мощностью 4000 кВ·А, осуществляющий питание местного района, резерв питания СН ГЭС-4 и выдачу мощности ГЭС-4 на шины 6 кВ ГЭС-5 по линии М-58, трансформатор 4000 кВ·А установлен на открытой площадке около маслохозяйства на территории ГЭС-5.

трансформатор №7 (Т-7) мощностью 1800 кВ·А, осуществляющий основное питание местного района по Л-6 кВ с шин РУ-35 кВ установлен рядом с Т-6.











3.4.1 Описание оборудования главных повысительных трансформаторов №1;2

Каждый трансформатор оборудован:

воздухоосушителем и термосифонным фильтром с силикагелевой засыпкой;

выхлопной трубой с диафрагмой;

газовым реле, работающим на сигнал и отключение;

температурным контролем при помощи:

термосопротивления, установленного в крышке трансформатора (замер температуры в этом случае дистанционный – с пульта управления);

манометрического термометра с сигнальными контактами (срабатывает на сигнал при достижении температуры масла трансформатора 50°С);

ртутного термометра, установленного в крышке трансформатора, с замером по месту;

устройством регулирования напряжения с помощью переключателя в цепи обмотки в/н, установленного на крышке трансформатора;

вентилем аварийного слива масла;

вынесенным маслоохладителем, через который горячее масло из трансформатора прогоняется с помощью маслонасоса производительностью 390 л/ мин., охлаждаемым водой;

вода в маслоохладитель может быть подана с помощью насоса производительностью 300 л/мин. или самотеком.

Запуск и остановка маслонасосов производится автоматически, для этого ключи режимов у пускателей двигателей насосов на оборке №1 должны быть в положении «автоматическое». Имеется резервный маслоохладитель, который может быть включен на один или другой трансформатор. Маслонасос резервного маслоохладителя автоматического управления не имеет. Так же имеется расширитель с указателем уровня масла, дающим звуковой сигнал при понижении уровня масла в расширителе.









3.4.2 Регулирование напряжения трансформаторов

Регулирование осуществляется с помощью анцапф в пределах ± 5% от Uном.

Таблица 2 - Регулирование напряжения трансформаторов

Положение анцапф

Напряжение высокой стороны (номинальное) (В)

Ток (А)

1

117600

88,5

2

112000

93

3

106400

97,5



3.4.3 Ошиновка трансформатора.

Трансформатор ошинован:

со стороны 6 кВ – пакет из двух медных шин 100 х 8 мм;

со стороны 110 кВ – круглыми полыми медными шинами наружный ?30 мм.



3.4.4Нормальные режимы работы трансформаторов.

Номинальная мощность трансформаторов по 18000 кВ·А. В течение всего года трансформаторы, как правило, несут полную нагрузку. 

Температура верхних слоев масла Т-1,2 не должна превышать + 70°С. При достижении температуры масла трансформатора +45°С, следует включать в работу водяные насосы маслоохладителей.

При повышении напряжения на трансформаторе со стороны генератора на 5% сверх номинального, т.е. до 6,9 кВ, номинальный ток в обмотке Н/Н трансформатора должен быть снижен на 5% против Iн, т.е. не должен превышать 1500 А. 

При понижении напряжения на трансформаторе на 5%  против номинального, т.е. до 6,3 кВ номинальный ток в обмотке Н/Н трансформатора может быть повышен на 5%, т.е. до 1650 А.

Контроль величины напряжения и загрузки трансформатора по току осуществляется ДИ по приборам соответствующего генератора.



3.4.5 Описание трансформатора (Т-6) мощностью 4000 кВА



Марка трансформатора ТМ-4000/35. Трансформатор оборудован:

расширителем с указателем уровня масла;

воздухоосушителем с силикагелевой засыпкой;

газовым реле, работающем на сигнал и на отключение;

температурным контролем при помощи:

манометрического термометра;

	ртутного термометра;

устройством регулирования напряжения без нагрузки в виде переключателя анцапф в цепи обмотки В.Н., установленного на крышке трансформатора;

вентилем аварийного слива;

термосифонным фильтром с силикагелевой засыпкой.

Таблица 3 - Переключение анцапф трансформатора Т-6

Полож. анцапф

	Ном. напр. в/стор. (В)

	Ном. напр. н/стор. (В)

	Ном. ток в/стор.

	(А)

	Ном. ток н/стор

	(А)

	%

	Uк

	%

	Iо

	Ктр

	1

	36750

	

	

	

	

	

	5,83

	2

	35875

	

	

	

	

	

	5,7

3

35000

6300

66

366

7,68

0,99

5,55

4

34125











5,41

5

33250











5,27











3.4.6 Описание трансформатора (Т-7) мощностью 1800 кВА

Марка трансформатора ТАМ-1800/35. Трансформатор оборудован:

расширителем с указателем уровня масла;

воздухоосушителем  силикагелевой засыпкой;

термосифонным фильтром с силикагелевой засыпкой;

газовым реле, работающим на сигнал и отключение;

температурным контролем при помощи манометрического термометра;

устройством регулирования напряжения в виде переключателя анцапф в цепи обмотки ВН, установленного на крышке трансформатора; 

вентилем аварийного слива масла.

Таблица 4 - Переключение анцапф трансформатора Т-7

Положение анцапф

Ном. напряж. в/стороны (В)

Ном. напряж. н/стороны (В)

Ном. ток в/стороны (А)

Ном. ток н/стороны (А)

1

36750







2

35000

6300

29,6

165

3

33250











3.5 Распределительное устройство 110 кВ

В РУ-110 кВ ГЭС-5 размещены:

разъединители блоков ГТ-1,2 Л-130 и ТН-110 кВ;

масляные выключатели блоков ГТ-1,2;

трансформаторы тока и напряжения;

разрядники,аппаратура в.ч. обработки двух линии.

Ошиновка всех ячеек и сборных шин выполнена круглыми полыми медными шинами наружным ? 30 мм. 







3.5.1 Ограничители от перенапряжений

На вводе Л-130 подключены три ОПН без счетчиков. Технические данные:

тип - ЗЕР4 108-2РЕ31-1NE1;

напряжение - 108 кВ.

В нейтралях Т-1,2 установлены ограничители перенапряжений типа ОПНН-110/56-10 (II) IV УХЛ1 2 шт. без счетчиков.



3.5.2 Масляные выключатели

Масляные выключатели, установленные в РУ-110, имеют следующие технические данные:

завод - изготовитель	 фирма ASEA;

тип	 НКЕУ-120/600;

номинальное напряжение	 120 кВ;

номинальный ток	 600 А;

разрываемая мощность	 1600 МВА;

время отключения	 0,15 сек.;

время выключения	 0,22 сек.

Выключатели данного типа состоят из трех отдельных полюсов (фаз) столбикового типа, малообъемные (110-120 кг масла на фазу):

каждый полюс смонтирован на отдельной станине и опорных изоляторах;

привод пружинный (с заводкой пружины на включение МВ, с помощью эл. двигателя переменного тока), общий для всех 3-х полюсов;

усилие на включение к подвижным контактам полюсов от привода передается посредством тяг и поворотных изоляторов. На поворотных изоляторах укреплены указатели положения выключателя « Включено», «Отключено». 

При отсутствии напряжения на эл. двигателе заводки пружин привода, пружины могут быть заведены вручную с помощью специальной рукоятки, одетой на вал червяка. Завод пружины производится вращением рукоятки по часовой стрелке до появления щелчка защелки, удерживающей систему рычагов привода в подготовленном к операции положении.

Усилие на отключение к подвижным контактам полюсов передается также через поворотный изолятор от пружин, смонтированных в каждой станине полюса, которые заводятся от включающегося усилия от привода.

Следует помнить, что если МВ включен, пружины привода заведены и отсутствует напряжение на эл. двигателе, то выключателем можно произвести три операции, а именно отключение - включение - отключение.

При выводе МВ-110 в ремонт с привода должен быть снят постоянный и переменный ток, включающие и отключающие пружины должны быть разряжены. 



3.5.3 Разъединители

В РУ-110 кВ установлены 4шт. трехполюсных разъединителей, изготовленные фирмой ASEA:

тип	 AНR-132;

напряжение	 120 кВ;

ток	 400 А;

Один трехполюсный разъединитель в комплекте с заземляющим разъединителем:

тип	 AНR-132;

напряжение	 120 кВ;

ток	 400 А.

Три однополюсных разъединителя (нулевые точки трансформаторов):

тип	 AНR-132;

напряжение	 120 кВ;

ток	 400 А.

Разъединители РУ-110 кВ оборудованы только ручным приводом и имеют блокировку с соответствующими масляными выключателями. 





3.5.4 Трансформаторы тока

В РУ-110 кВ установлено 6 шт. трансформаторов тока, с масляной изоляцией, фирмы SIEMENS. Технические данные:

тип	 OSKF - 126;

напряжение номинальное	 110 кВ;

коэффициент трансформации	 200/5/5/5/5/5.

Предназначены для питания защиты по Io и диф. защиты Т-1(2), УРАП, измерение, счетчики



3.5.5 Трансформаторы напряжения

В РУ-110 установлено 3 шт. однофазных трансформаторов напряжения. Технические данные:

тип	 OTEF - 126;

номинальное напряжение	 110 кВ;

коэффициент трансформации	 110000/?3/100?3;

мощность	 100 ВА.

Предназначены для измерений, синхронизации, защиты по Uo, АЧОО, АОПЧ, АПВУС, УРАП, счетчики.

В камере Т-1(2) для регулятора напряжения и АВР-6 установлены 5 шт. ТН.

тип НОМ-6	 6000/100;

мощность	 50; 70; 200 ВА;

соответствуют классу	 0,5; 1; 3.

Для осуществления высокочастотной связи (ВЧ) между ГЭС-5 и ГЭС-6 по линии Л-130 в РУ-110 кВ ГЭС-5 установлены в фазах «А»  и «С» высокочастотные заградители:

типа ВЗ 600-0,25	 Iн - 600А;

конденсаторы связи типа СМР-110/?3	 Uн - 110 кВ.

При производстве работ связистами на фильтрах присоединений ДИ-5 должен включить заземляющий разъединитель конденсатора связи.

Для осуществления канала ВЧ защит между ГЭС-5 и ГЭС-6 по Л-130 на переключательном пункте ОЛ-130 в фазе «В» установлен заградитель:

типа ВЗ 600-0,25	 Iн = 600 А. 



3.6 Описание распредустройства 35 кВ

3.6.1 Масляный выключатель

Установленный в РУ-35 кВ (МВ) имеет следующие технические данные:

завод-изготовитель	 фирма «Стремберг»;

тип	 012-13;

разрывная мощность	 220 МВА;

номинальное напряжение	 30 кВ;

номинальный ток	 400 А.

Масляный выключатель имеет дистанционное управление со щита управления ГЭС. На выключатель действуют релейные защиты трансформатора 4000 кВА.



3.6.2 Разъединители

В РУ-35 установлены следующие разъединители:

один (шинный) трехполюсный разъединитель;

тип	 OIEA-3-30/200;

номинальное напряжение	 30 кВ;

номинальный ток	 200 А;

два (линейных) трехполюсных разъединителя в комплекте с заземляющими разъединителями;

тип	 OIEA-3-30/200;

номинальное напряжение	 30 кВ;

номинальный ток	 200 А;

один (межсекционный) трехполюсный разъединитель;

тип	 OIEA-3-30/200;

номинальное напряжение	 30 кВ;

номинальный ток	 200 А;

один (шинный) трехполюсный разъединитель;

тип	 РВ(З)-1Б-35/600;

номинальное напряжение	 35 кВ;

номинальный ток	 600 А;

один (шинный)  трехполюсный разъединитель;

тип	 РВ(З)-2 -35/600;

номинальное напряжение	 35 кВ;

номинальный	 600 А;

один (шинный) трехполюсный разъединитель;

тип	 РВЗ-1Б-35/1000 УЗ;

номинальное напряжение	 35 кВ;

номинальный ток	 1000 А.

Разъединители РУ-35 оборудованы только ручным приводом.



3.6.3 Трансформаторы напряжения (ТН)

В РУ-35 кВ и на ОРУ-35 кВ установлены следующие измерительные трансформаторы: три однофазных сухих трехобмоточных на шинах 35 кВ:

тип	 VEF 36;

коэффициент трансформации	 35000/?3/100?3/100?3В; 

мощность	 50 ВА.

Предназначены для измерений, АПВ Т-6, защиты от замыкания на «землю». 











3.6.4 Трансформаторы тока (ТТ)

На шинах 35 кВ Т-7 установлены три ТТ:

тип	 GIF 36-59;

номинальное напряжение	 35 кВ;

коэффициент трансформации	 75/5.

Предназначены для защит Т-7 и Л-6, учета электроэнергии.

Три ТТ в линии М-58: 

тип	 GIF 36-59;

номинальное напряжение	 35 кВ;

коэффициент трансформации	 300/5;

Предназначены для учета электроэнергии.



3.6.5 Вентильные разрядники

На вводе линии М-58 установлены три вентильных разрядника фирмы «Шпрехер» и «Шу». Технические данные:

номер	 2451/25; 28;29;30;

тип	 BHF 407;

напряжение	 30 кВ;

ток	 4000 А.

На каждую группу разрядников установлен счетчик.

















3.6.6 Ячейка КРУ

В РУ установлена ячейка КРУ типа КВП-13, Uн=6 кВ, с двумя ТТ типа ТПЛ-10, 100/5, трехфазным заземляющим разъединителем с приводом и выключателем типа ВМПП-10-630-20-У2, который имеет следующие технические данные:

завод-изготовитель	 Ровенский завод высоковольтной аппаратуры;

номинальное напряжение	 10 кВ;

номинальный ток	 630 А;

разрывная мощность	 350 МВА при Uн=10 кВ и 230 МВА при Uн=6, 3 кВ;

время отключения		 0,11 сек;

время включения	 0,2 сек.

Привод выключателя встроенный, пружинный с заводкой от электродвигателя, запитанного со сборки № 12 совместно с электродвигателем выключателя 35 кВ Т-6 (В-35 Т-6). В релейном шкафу КРУ установлен предохранитель на питание электродвигателя привода выключателя.

Цепи управления выключателем подключены через штепсельный разъем, который необходимо разъединять при выкатывании тележки выключателя в ремонтное положение.

Во избежание повреждения диска запрещается производить более трех операций без дозаводки пружины. Привод разряжать полностью только вручную, а не от кнопок выключателя.

Выключатель оборудован механическими блокировками не допускающими:

вкатывания в рабочее положение тележки при включенном заземляющем разъединителе;

включение выключателя кнопкой при заведенной пружине привода менее чем на 2 операции;

выкатывание тележки из рабочего положения при включенном выключателе;

вкатывание тележек в рабочее положение при включенном выключателе;

включение выключателя в промежутке между рабочим и контрольным положением тележки (при помощи оперативного тока).

Выключатель имеет дистанционное управление с пульта ГЭС. На выключатель действуют релейные защиты линии 6 кВ и Т-7.

3.7 Состав оборудования РУ-6 кВ



Сборные шины 6 кВ состоят из двух секций.

Шины 1 секции выполнены алюминиевой шиной 100х10 мм, установленной плашмя. Ошиновка в ячейках выполнена алюминиевой шиной 60х10 мм, 50х10 мм.

Шины 2 секции 6 кВ выполнены медной шиной 75х5 мм, установленной на ребро. Ошиновка в ячейках выполнена медной шиной 50х10 мм, 60х5 мм, 100х10 мм.

Шинный.......................