1. ВВЕДЕНИЕ

Принятая энергетическая программа Республики Казахстан предусматривает завершение формирования основных узлов в единой энергетической системе страны с тем, чтобы повысить её манёвренность и надёжность. Это будет достигаться строительством новых тепловых станций на западе страны и работающих на газе, на северо-востоке страны будет предложено строительство мощных КЭС на базе Экибазтуских углей с последующей транспортировкой 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 направлении юга и запада страны.

В перспективе для более надёжного и полного обеспечения центра страны и особенно юга электрической энергией возможно строительство атомной теплоэлектростанции в районе о. Балхаш. На юге страны возможно строительство нетрадиционных источников электрической энергии – ветровых и солнечных электростанций. Электроснабжение малых изолированных потребителей расположенных в труднодоступных районах возможно осуществить от небольших газотурбинных генераторов.

2. ВЫБОР СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ

Таблица 1.«Технические параметры СГ»

Тип генератора

Р_ном

МВТ

S_ном

МВА

U_ном

кВ

cos φ

I_ном

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- сверх переходное индуктивное сопротивление в относительных единицах (о. е.)

3. ВЫБОР ДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ

Рис. 1 Вариант – I

Рис. 2 Вариант – II

Расход мощности на с. н. одного генератора:

Р_с.н.= ×P_ном.г; =5% [уч. 1 стр. 445 таб. 5,2]

Р_с.н.= ×120=6 МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ

Р_с.н.= ×220=11 МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ

Расчёт перетока через АТ связи I – варианта

P_пер.max =2×120-2×6-260=-32 МВт

P_пер.min=2×120-2×6-230=-2 МВт

Расчёт перетока через АТ связи I – варианта

P_пер.max =3×120-3×6-260=82 МВт

P_пер.min=3×120-3×6-230=118 МВт

Вывод: I - вариант по перетоку мощности более экономичен.

Провожу расчёт реактивных составляющих

Q_с.н.=Р_с.н.=cos

С. Н. Q_c.н.=Р_с.н ×=6×=4,2 МВар

С. Н. Q_c.н.=Р_с.н ×=11×=7,7 МВар

Q_г1=Р_г1×=120×=90 МВар

Q_г2=Р_г2×=220×=132 МВар

Q_max=P_max×=260×=130 МВар

Q_min=P_min×=230×=115 МВар

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

4.1 Выбор блочных трансформаторов I и II варианта мощности провожу по [уч. 1, стр. 390 т. 5,4]

МВА

МВА

МВА

В качестве блочных трансформаторов принимаю [по уч. 2 стр. 146-156 табл. 3,6] на стороне:

- 110 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/110

- 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-400000/220 – для генератора

ТВВ-220-2ЕУЗ

- 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/220 – для генератора

ТВФ-120-2УЗ

4.2. Выбор автотрансформаторов связи

I – вариант

S_расч.=

S_{расч.min.}= МВА

S_{расч.max.}= МВА

S_{расч.ав..}= МВА

По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.

S_{треб.АТ}==109 мВА

Где К_n=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.

Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110

II – вариант

S_расч.=

S_{расч.min.}= МВА

S_{расч.max.}= МВА

S_{расч.ав..}= МВА

По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.

S_{треб.АТ}==129.4 мВА

Где К_n=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.

Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110

Данные выбранных трансформаторов свожу в таблицу 2

Таблица 2

Тип

трансформатора

Кол- во

IВ/IIВ

U_ном кВ

Р₀

кВт

Р_к кВт

U_к %

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 СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Капитальные затраты рассчитываю учитывая стоимость основного оборудования. Данные свожу в таблицу.

Капитальные затраты

Таблица 3

Тип 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 электрической энергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/110 присоединённом к сборным шинам 110 кВ [уч. 1 стр. 395 (5,13)]

τ кВТ×ч

Т=Т_год-Т_рем=8760-600=8160 час

τ=4600 час – время потерь

Т_max=6000 ч. по [уч. 1 стр. 396 рис. 5,6]

ΔW₁=8160×170+550××4600=2,7×10⁶ кВт× час

Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220

ΔW₂=8160×315+850××4600=4,09×10⁶ кВт× час

Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/220

ΔW₃=8160×130+660××4600=2,6×10⁶ кВт× час

Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи в I-варианта по [уч. 1 стр 396 (5,14)] с учётом того, что обмотка НН не нагружена.

τ τ_C

I – вариант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110

= кВт×ч

Где Р_КВ=Р_КС=0,5×Р_КВ=0,5×315=157,5

S_maxB=S_maxC= МВА

Т=Т_год=8760 год

II – вариант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110

= кВт×ч

Где Р_КВ=Р_КС=0,5×Р_КВ=0,5×430=215

S_maxB=S_maxC= МВА

Т=Т_год=8760 год

Суммарные годовые потери I – варианта

2×1,12×10⁶+2×2,7×10⁶+2×4,09×10⁶+2×2,6×10⁶=21,02×10⁶ кВт×ч

Суммарные годовые потери II – варианта

2×1,3×10⁶+3×2,7×10⁶+2×4,09×10⁶+1×2,6×10⁶=21,48×10⁶ кВт×ч

Годовые эксплутационные издержки

Где Р_а=6,4 %, Р_о=2 %, =0,6×10^-2 у.е. кВт×ч по уч. 2 стр. 545

т. у. е.

т. у. е.

Приведённые затраты по уч. 1 стр.395

З=Р_Н×К+U

Где Р_Н=0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики

З_I=0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е.

З_II=0,12×3135+392,220=768,4 т.у.е.

Разница в затратах

Вывод: Варианты равноценны т.к. ∆З<5 %, принимаю вариант – I т. к. по перетоку мощности более экономичнее.

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ С. Н.

6.1 Выбор ТСН рабочих

Рабочие ТСН подключаются отпайкой к блоку их количество равно количеству генераторов. Требуемая мощность рабочих Т.С.Н.

- коэффициент спроса по уч. 1 стр. 20 т. 1,17

Требуемая мощность Т.С.Н.

S_СН≥0,85×6=5,1 МВА

По каталогу принимаю для блоков 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20

U_ВН=13,8 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=8 кВт

P_К=46,5 кВт

U_К= 7,5 %

Требуемая мощность Т.С.Н.

S_СН≥0,85×11=9,35 МВА

По каталогу принимаю для блоков 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35

U_ВН=15,75 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=12 кВт

P_К=60 кВт

U_К= 8 %

6,2 Выбор резервных трансформаторов С.Н.

Так как на ГРЭС количество блоков больше трёх устанавливаю два РТСН. Один подключён к НН АТ связи, другой в резерве.

Требуемая мощность РТСН

S_РТСН≥1,5×S_СНmax=1.5×9.35=14.03 МВА

По каталогу принимаю ТДНС-16000/20

U_ВН=15,75 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=17 кВт

P_К=85 кВт

U_К= 10 %

Схема ТСН

Рис. 3 схема ТСН

7. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁННЫХ СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ

Для РУ 110 и 220 кВ выбираю схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений переводят на исправную систему шин перерыв эл. снабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

1. 220 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин по уч. 1, стр. 416 рис. 515.

Рис. 4

Фиксация на присоединение: 220 кВ

А₁: W₁, W₂, Т₁, Т₂, АТ₁

QO; QA

А₂: W₃, W₄, Т₃, Т₄, АТ₂.

2. 110 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин уч. 1, стр. 416 рис. 515.

Рис. 5

Фиксация на присоединение: 110 кВ

А₁: W₅, W₆, W₇, Т₅, АТ₁

QO; QA

А₂, W₈, W₉, W₁₀ , Т₆, АТ₂.

8. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ

8.1. Составляем схему замещения

Рис. 6 Схема замещения

Схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ представлена на рис. 5. каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчёта. В схеме сопротивление дробное значение, где числитель – номер сопротивления, знаменатель – численное значение сопротивления.

Определяем сопротивление схемы (рис. 5) при базовой мощности S_б=10000 МВА.

Сопротивление генераторов G₁; G₂; G₃; G₄; G₅; G₆.

X_1*=X_2*=

X_3*=X_4*=X_5*=X_6*=

Для упрощения обозначенный индекс «*» опускаю подразумеваю, что все полученные значения сопротивлений 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.

Сопротивление трансформаторов Т₁, Т₂ – ТДЦ-400000/220 и Т₃, Т₄ – ТДЦ-200000/220

Х₇=Х₈=

Х₉=Х₁₀=

Х₇=Х₈= о. е.

Х₉=Х₁₀= о.е.

Сопротивление трансформаторов Т₅, Т₆ – ТДЦ-200000/110

Х₁₁=Х₁₂=

Х₁₁=Х₁₂= о.е.

Сопротивление линий электропередач W₁,W₂.

Х₁₆=Х₁₇=Х_уд×l×

Х_уд=0.32 Ом/км – удельное сопротивление ВЛ-220 кВ по уч. 1 стр. 130

Х₁₆=Х₁₇=0,32×100× о.е.

Сопротивление АТ связи АТДЦТН-125000/220/110

Сопротивление в процентах

Х_ТВ%=0,5(U_кВ-Н+U_кВ-С-U_кС-Н)=0,5(45+11-28)=14 %

Х_ТС%=0,5(U_кВ-С+U_кС-Н-U_кВ-Н)=0,5(11+28-45)=-3 %

Х_ТН%=0,5(U_кВ-Н+U_кС-Н-U_кВ-С)=0,5(45+28-11)=31 %

Сопротивление в о. е.

Х₁₃= о. е.

Х₁₄=0 т. к. Х_ТС% - отрицательное число

Х₁₅= о. е.

Сопротивление системы

Х₁₈=Х_с× о.е.

8.2. Упростим схему относительно точки КЗ К₁, результирующие сопротивление цепи генератора G₁

Х₁₉=Х₁+Х₇=7,38+2,75=10,13 о. е. Х₁₉=Х₂₀=10,13 о. е. X₁₉=X₂₀=10.31 о. е.

Х₂₁=Х₃+Х₉=15,36+5,5=20,86 о. е. Х₂₁=Х₂₂=20,86 о. е. X₂₁=X₂₂=20,86 о. е.

Х₂₃=Х₅+Х₁₁=15,36+5,25=20,61 о. е. Х₂₃=Х₂₄=20,61 о. е. X₂₃=X₂₄=20,61 о. е.

Результирующее сопротивление 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 схема замещения

Необходимо произвести разделение цепей связанных цепей КЗ т. к. через сопротивление (13) проходят токи от двух источников.

Эквивалентное сопротивление

Х_экв=Х₂₉//Х₂₅= о.е.

Результирующие сопротивление

Х_рез=Х_экв+Х₁₃=1,9+5,6=7,5 о. е.

Коэффициент распределение токов КЗ по связанным ветвям КЗ

проверка: С₁+С₂=1 0,4+0,6=1

Результирующие сопротивление по связанным ветвям

о. е.

о. е.

Рис. 8

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ

I_no=

Где Х_* - результирующие сопротивление ветви схемы

I_б – базовый ток

кА

Ветвь энергосистемы

I_noС= кА

Ветвь эквивалентного источника G_1-4

I_noG1-4= кА

Ветвь эквивалентного источника G_5-6

I_noG5-6= кА

Суммарный ток

ΣI_noK1=I_noc+I_noG1-4+I_noG5-6=2.7+4.54+5,5=12,74 кА

8.3. Короткое замыкание в точке К₂ (на выводе генератора G₄) использую частично результаты преобразования предыдущую схему замещения для данной точки КЗ можно представить в виде, показанном на рис. 8.

Рис. 9

Объединяю генераторы G_1-2-G₃ в G_1-3

о. е.

Объединяю генераторы G_1-3 c энергосистемой

о. е.

Рис. 10

Провожу разделение цепей для точки КЗ

Определяю эквивалентное сопротивление

Х_экв=Х₂₈//Х₃₀= о. е.

Определяю результирующие сопротивление

Х_рез=Х_экв+Х₁₀=1,72+5,5=7,22 о.е.

Определяю коэффициент распределения тока КЗ по ветвям

проверка: С₁+С₂=1 0,16+0,84=1

Проверяю сопротивление ветвей с учётом распределения

о. е.

о. е.

Определяю начальную периодическую составляющую тока КЗ в точке К₂ по ветвям

I_no=

Где Х_* - результирующие сопротивление ветви схемы

I_б – базовый ток

кА

Ветвь генератора и энергосистемы (Ст-G_1-3)

I_noСт-G1-3= кА

Ветвь генератора G₄

I_noG4= кА

Ветвь генератора источника G_5-6

I_noG5-6= кА

Суммарное значение начальной периодической составляющей тока КЗ в точке К₂.

ΣI_noK1=I_noСт-G1-3+I_noG4+I_noG5-6=72,3+10,5+13,8=126,6 кА

8.4. Ударный ток

Определяем ударные коэффициенты для ветвей схемы замещения по [уч. 1 стр. 149 т. 3,7] и [уч. 1 стр. 150 т.3,8]

Таблица 4

Точка КЗ

Ветвь КЗ

Т_а

h_y

К₁ СШ 110 кВ

Система

G_1-4

G_5-6

0,02

0,26

0,26

1,608

1,965

1,965

К₂ ввод G₄

Ст-G1-3

G_5-6

G₄

0,15

0,26

0,4

1,935

1,965

1,975

8.4.1. Ударный ток в точке К₁

Где h_y - ударный коэффициент

i_yс= кА

i_yG1-4= кА

i_yG5-6= кА

Суммарное значение ударного тока в точке К₁

кА

8,4,2 Ударный ток в точке К₂

i_yСт-G1-3= кА

i_yG5-6= кА

i_yG4= кА

Суммарное значение ударного тока в точке К₂

кА

8.5. Определение токов для любого момента времени переходящего момента КЗ

Значение периодической и апериодических составляющих тока КЗ для времени τ > 0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры.

Расчётное время, для которого определяем точки КЗ выделяю как τ=t_св+0,01 сек где t_св – собственное время выключателя помечаю предварительно элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4 [по уч. 2 стр. 242] t_св=0,04 сек, тогда τ=0,04+0,01=0,05 сек.

8,5,1 Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К₁ согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)]

Где е – функция определяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25]

кА

кА

кА

Суммарное апериодической составляющей

кА

8.5.2. Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К₂ согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)]

Выключатель ЯЭ-220Л-11(21)У4

t_св=0,04 сек, тогда τ=0,04+0,01=0,05 сек.

Где е – функция определяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25]

кА

кА

кА

Суммарное апериодической составляющей

кА

8.6. Определяю значение периодической составляющей тока КЗ момента времени τ методом типовых кривых [уч. 1 стр. 151 (3,44)рис. 3,26]

Для этого предварительно определяю номинальный ток генератора.

8.6.1. Точка КЗ К₁

Ветвь генератора G_1-4

I`_номG1-4=

I`_номG1-4= кА

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_1-4 в точке К₁ к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4]

кривая

По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение:

Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G_1-4 к моменту времени τ будет:

кА

Ветвь генератора G_5-6

I`_номG5-6=

I`_номG5-6= кА

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_5-6 в точке К₁ к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4]

кривая

По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение:

Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G_5-6 к моменту времени τ будет:

кА

Ветвь энергосистемы

Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы рассчитывалось как поступающая в место КЗ от шин неизвестного напряжения.

I_nτc=I_noc=2.7 кА

кА

8.6.2. определяю значение периодической составляющей тока КЗ К₂ для момента времени τ=0,05 сек

Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединённых к ней генераторов G_1-3 рассчитывалось как поступающая в место КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное резертирующие сопротивление поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной

Ветвь системы и присоединённых к ней генераторов

I_nτСт-G1-3=I_noСт-G1-3=72,3 кА

Ветвь генератора G_1-4

I`_номG1-4=

I`_номG1-4= кА

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_1-4 в точке К₁ к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4]

кривая

По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение:

Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G_1-4 к моменту времени τ будет:

кА

Ветвь генератора G_5-6

I`_номG5-6=

I`_номG5-6= кА

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_5-6 в точке К₁ к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4]

кривая

По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение:

Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G_5-6 к моменту времени τ будет:

кА

кА

8.7. Расчётные токи КЗ

Таблица 5

Точка КЗ

Ветвь КЗ

I_no; кА

i_y; кА

i_aτ; кА

I_nτ; кА

1

2

3

4

5

6

К₁ СШ 110 кВ

Система

G_1-4

G_5-6

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-G_1-3

G_5-6

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. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

9.1. Выбор системы шин 110 кВ шины выполняются голыми сталеалюминевыми проводами марки АС

Условия выбора: I_max≤I_ном; I_ном=I_max

I_ном=

I_ном= А

Выбираю: 2×АС – 300/66 [по уч. 1 стр. 624], I_доп=2×680=1360 А

Имеем I_max=656,1А<1360А=I_доп

1. На термическую стойкость проверка не проводится т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

2. Проверку на коронирование не проводим т. к. провод выбран с учётом коронирования.

3. Проверку на электродинамическую стойкость не проводят т. к. I_no=10,8<20 кА.

9.2. Выбор ошиновки 110 кВ.

Выполняются таким же проводом, с тем же сечением, что и СШ 110 кВ.

q_э= мм²

где I_э=1 А/мм² при Т_max=6000

принимаю два провода в фазе АС-300/66 наружный диаметр – 24,5 мм, допустимый ток 2×680=1360 А

I_max=656,1А<1360А=I_доп

9.3. выбор связи между генератором и трансформатором, цепь выполняется комплектным пофазно-экранированным проводом

Условия выбора: U_ном≥U_ден; I_ном≥I_max

Условия проверки: i_y≤i_дин

Расчётные токи продолжительных режимов

а) Нормальный:

I_норм=I_ном=

I_норм=I_ном= А

б) Выбор провода АС по условию с учётом рекомендаций ПУЭ на отсутствие короны. Условия выбора I_max <I_доп

Принимаю: 2×АС-400/22

q=2×400=800 мм²>q_э=787 мм²

I_доп=2×830=1660 А>I_max=787 А

9.4. Выбор выключателей и разъединителей

СШ 110 кВ

Расчётно тепловой импульс:

В_{к рас}=I_по²×(t_отк+Т_а)

t_отк=0.1-0.2 – зона 1 [по уч. 1, стр. 210 р. 3,61]

Т_а=0,14 - [по уч. 1, стр. 190]

В_{к рас}=12,74²×(0,2+0,14)=55,19 кА²×сек

Дальнейший расчёт сведён в таблицу 6

Таблица 6

Расчётные данные

Исходные данные

выключатель

ЯЭ-110Л-23(13)У4

разъединитель

РНД-110У/2000У1

1) U_уст=110 кВ

2) I_max=656,1 А

3) I_пτ=12,05 кА

4) i_аτ=14,69 кА

5) I_по=12,74 кА

6) i_у=31,73 кА

7) B_{к рас}=55,19 кА²×сек

1) U_ном=110 кВ

2) I_ном=1250 А

3) I_{ном отк}=40 кА

4) i_{ном отк}=×I_ном×β_н=

=×40×0,3=16,97 кА

5) I_дин=50 кА

6) i_дин=125 кА

7) B_{к зав}=I²_тер×t_тер=

=50²×3=7500 кА²×с

1) U_ном=110 кВ

2) I_ном=2000 А

3)

4)

5)

6) i_дин=100 кА

7) B_{к зав}=I²×t_тер=

=402×3=4800 кА²×с

β_н=30% для τ=0,01+t_c.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 по более нагруженному присоединению например тупиковая ВЛ.

Определяется мощность приборов подключённых к более нагруженному ТТ – см. таблицу 7.

Нагрузка ТТ 110 кВ

Таблица 7

Прибор

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

S_приб=6,5 ВА – полная мощность приборов более нагруженной фазы.

Сопротивление приборов:

r_приб==0,26

Указание: тип приборов и потребляемая мощность обмоток см. [1, стр.635-636]

ТТ=5 А – вторичный номинальный ток ТТ серии ТФЗМ 110Б – 1

[2, стр. 306 табл. 5, 9]

Допустимое сопротивление проводов

r_пров=r_2ном- r_приб- r_к=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом

r_2ном=1,2 Ом – вторичная номинальная нагрузка в Омах ТФЗМ 110Б – 1 в классе точности 0,5 который необходимо иметь при подключении счётчиков [2, стр. 306, таб. 5,9]

Определение требуемого сечения соединительных проводов.

Используется контрольный кабель с медными жилами (ρ=0,0175 ОМ/м – удельное сопротивление) т. к. на электростанции установлены генераторы мощностью более 100 мВт; соединение обмоток ТТ – «звезда», поэтому I_расч=L=100 км [1, стр. 374-375 рис. 4]

q_треб > q×=0,0175×=3,125 мм²

Рекомендуется принимать сечение для медных жил (2,5 - 6) мм², поэтому принимается кабель с жилами q=3.5 мм².

Уточняется сопротивление проводов и вторичная нагрузка ТТ

r_пров==0,0175×=0,5 Ом

r₂=0.26+0.5+0.1=0.86 Ом

Выбираю - ТТ 110 кВ ТФЗМ 110Б – III

Таблица 8

Расчётные данные

Каталожные данные

U_уст=110 кВ

U_ном=110 кВ

I_max=656 А

I_ном=100 А

i_у=46,71 кА

i_дин=30 кА

B_{к расч}=55,19 кА²×с

B_{к зав}=I²_тер×_tтер=

r₂=0,86 Ом

r_2ном=1,2

В_{к рас}=12,74²×(0,2+0,14)=55,19 кА²×сек

Выбор ТН 110кВ

Таблица 9

Приборы

Тип прибора

S одной обмотки

Число обмоток

Число приборов

Потребляемая

мощность

Р_приб

Q_приб

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 вторичная нагрузка ТН

S_2∑==225,7 ВА

По каталогу [2, стр.336, табл. 5,13] принимаем ТН типа НКФ – 110 – 83У1 кВ, имеющий в классе точности 0,5 S_ном=400 ВА.

Имеем: S2∑=225,7 ВА < S_ном=400 ВА, что означает, что выбранный ТН будет работать в классе 0,5, который необходимо иметь при подключении счётчиков.

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=R_пров+R_приб+R_к=0,2+0,56+0,1=0,86 Ом

Где Ом

I_2ном – вторичный номинальный ток ТТ серии ТШ-20-10000/5 со встроенным токопроводом

А

А

I_max=9590,6 А<10000 А=I_ном

Принимаю ТТ, выбор которого представлен в таблице 11. Токопровод ГРТЕ-20-10000-300

Таблица 11

Расчётные данные

Каталожные данные:

ТШ-20-10000/5

U_уст=10,5 кВ

U_ном=10,5 кВ

I_max=9590,6 А

I_ном=10000 А

i_у=349,4 кА

не проверяется

B_{к расч}=5449,4 кА²×с

B_{к зав}=I²_тер×_tтер=1602×3=76800

r₂=0,86 Ом

r_2ном=1,2

В_{к рас}=126,6²×(0,2+0,14)=5449,4 кА²×сек

R_пров=R_2ном-R_приб-R_к=1,2-0,56-0,1=0,54 Ом

Выбор ТН 10,5 кВ

Таблица 12

Приборы

Тип прибора

Мощ. одной обмотки

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число приборов

Общая мощ.

Р

Q

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Счётчик активной энергии

И-680

2

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Датчик активной энергии

Е-829

10

-

1

0

1

10

-

Вольтметр регистрирующий

Н-344

10

1

1

0

1

10

-

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

-

1

0

1

10

-

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

-

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

-

Итого:

71

9,7

Суммарная вторичная нагрузка ТН

S_2∑==71,66 ВА

По каталогу принимаю ЗНОМ-15-63УII для которого S_ном=75 ВА в классе точности 0,5 необходимо для подключения к счётчика.

Имею: S_2∑==71,66 ВА<S_ном=75 ВА

10. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ

10.1. СШ 220 кВ

А

Выключатель: Элегазовый ЯЭ-220Л-11(21)У4

U_ном=220 кВ

I_номвык=1250 А>I_ном=677,9

I_номотк=40 кА

I_дим=40 кА

i_у=100 кА

I_т²×t_т=50²×3=7500 кА²×сек

Разъединитель: РНД-220/1000

U_ном=220 кВ

I_ном=1000 А>I_ном=677,9

I_дим=100 кА

I_т²×t_т=40²×3=4800 кА²×сек

Трансформатор тока: ТФЗМ-220Б-I

U_ном=220 кВ

I_ном=1000 А

I_ном2=5 А

R₂=1,2 Ом

Трансформатор напряжения: НКФ-220-58У1

U_ном=220 кВ

S_ном=400 ВА

10.2. Блочная часть на стороне 110кВ

А

Трансформатор напряжения:

Принимаю: НКФ-220-58У1

U_ном=15 кВ

S_ном=75 ВА

Трансформатор тока: ТШВ-15-8000У3

U_ном=15 кВ

I_ном=8000 А

I_ном2=5 А

R₂=1,2 Ом

11. ВЫБОР СХЕМЫ СИНХРОНИЗАЦИИ

Схема синхронизации для электростанций с двумя системами шин показана на рис. 11. основными элементами схемы являются шинки синхронизации ШС, к которым присоединена вторичные цепи напряжения обоих генераторов и обеих систем шин через шинки а_ш и с_ш и блок контакты БК разъединителей, а также все приборы колонки синхронизации, ключи синхронизации КС1 и КС2 генераторов, ключ синхронизации КС3 шин и ключ К включения синхроноскопа.

Оба частотомера Н_z и оба вольтметра V колонки соответственно показывают частоту и напряжение включаемого генератора и сети, к которой он присоединяется.

Процесс точной ручной синхронизации, например между включаемым генератором Г1 и I системой шин, протекает следующим образом. При нормальной частоте вращения (обычно n=3000 об/мин) генератору Г1 подаётся возбуждение и его напряжение доводится до номинального (10,5; 15,75.). В это время I система шин присоединена к сети и также находится под напряжением. Персонал включает ключ синхронизации КС1, подаёт оперативный ток к электромагниту включения ЭВ выключателя и, находясь на щите управления электростанции, может уровнять напряжения и частоту включаемого генератора с напряжением и частотой сети. Для этого он пользуется соответственно шунтовым реостатом схемы возбуждения генератора Г1 и ключом дистанционного управления двигателем механизма изменения частоты вращения турбины. Добившись равных значений напряжения и частоты у генератора и на шинах, персонал ключом К включает синхроноскоп S. Наблюдая за направлением и быстротой вращения стрелки синхроноскопа, 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, персонал кнопкой КУ включает выключатель В1 генератора и тем самым подсоединяет последний на параллельную работу с сетью. Затем приступают к набору нагрузки на генераторе, воздействуя короткими импульсами с интервалами 10-20 с на двигатель механизма изменения частоты вращения турбины. Аналогично осуществляется синхронизация генератора Г1 со II системой шин.

Генератор надо включать не тогда, когда стрелка синхроноскопа стала на красную черту, а с некоторым опережением (при подходе стрелки к черте), определяемым собственным временем включения выключателя. Это облегчает включение генератора в сеть, так как его частота несколько больше частоты сети, мощность которой весьма значительна.

Синхронизацию генератора Г2 с I и II системами шин выполняют с помощью ключа КС2, а синхронизацию I системы шин со II – с помощью ключа КС3. при этом одна из систем шин присоединяется через шинки синхронизации а_г, b, с_г к роторной обмотке синхроноскопа. Включение обеих систем шин на параллельную работу производят выключением ШВ.

Точная автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств – автосинхронизаторов АСТ-4Б, АСУ-12, АСТ-44, УБАС (на полупроводниковых логических элементах), с автоматическими уравнителями частоты и напряжения, воздействующими на цепь возбуждения и двигатель механизма изменения частоты вращения турбины.

Включение генераторов на параллельную работу способом самосинхронизации заключается в том, что невозбуждённый генератор разворачивают примерно до синхронной частоты вращения и включают вручную полуавтоматически или автоматически в сеть. Затем в обмотку ротора генератора подают возбуждение и генератор входит в синхронизм. Этот способ имеет преимущества перед способом точной синхронизации: не требуется подгонки и уравнения частот и напряжений, благодаря чему генератор быстро включается в сеть, что очень важно при аварийном положении и низком уровне частоты и напряжения в энергосистеме.

Недостатками способа самосинхронизации является значительные толчки тока, возникающие при включении невозбуждённого генератора на напряжение сети, и понижение в этот момент напряжения у потребителей.

Полуавтоматическую схему используют обычно на турбогенераторах, где пуск и включение генераторов автоматизированы только частично.

На электростанциях очень часто применяют оба способа синхронизации – самосинхронизацию и точную автоматическую синхронизацию. Автосинхронизаторы используют в нормальных условиях, в особенности на гидроэлектростанциях для частого пуска генератора. В аварийных случаях, а также при резком снижении частоты в системе, когда требуется быстрый ввод новых мощностей, генераторы включают способом самосинхронизации (турбогенераторы до 200 МВт и гидрогенераторы до 500 МВт).

Перед включением генератора обмотка ротора должна быть замкнута на гасительное сопротивление или якорь возбудителя.

Самосинхронизацию можно применять и в нормальных условиях для всех гидрогенераторов и СК, когда генераторы работают в блоке с трансформаторами или когда толчки тока статора не превосходят допустимых величин.

12. РАСЧЁТ РЗ

Дифференциальная защита блока генератор-трансформатор.

Дифференциальная защита блока генератор-трансформатор является основной быстродействующей защитой трансформаторов и генераторов. Принцип действия ее основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемой зоны. Защита выполняется с помощью реле типа ДЗТ– 11, подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых выводов генератора и со стороны высшего напряжения трансформатора.

Расчёт.

Первичные номинальные токи.

А

А

Выбор трансформаторов тока:

На стороне ВН выбираем ТТ - ТФЗМ-220Б-I

ВН

На стороне НН выбираем ТТ - ТШ-20

НН

Вторичные номинальные токи.

А

А

Плечо НН с большим током принимается за основное, там устанавливается тормозная обмотка реле ДЗТ-11.

Определяется первичный ток небаланса без учета третьей составляющей.

где I_{K max}= I_по =126,6 А ( по таблице 5 «Расчетные токи к.з.»)

(1×1×0,1+0,1)×126,6=25,32 А

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания:

А

1,3×596,4=775,32 А

10.6. Определяются числа витков обмотки ДЗТ-11.

А

F_ср = 100 А в - м.д.с. реле ДЗТ-11

Принимается w_неосн = 20 витков.

Ток срабатывания защиты на стороне НН

Расчетное число витков на основной стороне

Принимается w_осн = 18 витков.

Определяется третья составляющая тока небаланса

Ток небаланса с учетом третьей составляющей

Окончательно принятое число витков

w_осн = w_урI = 18 витков

w_неосн = w_{ур II} = 19 витков

Проверка:

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для отстройки при внешнем к.з.

где w_p=18,05 - расчетное число витков рабочей обмотки на стороне НН.

Принимается w_T = 5 витков.

10.13. Определяется коэффициент чувствительности защиты.

Чувствительность обеспечена.

13. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ

Для широко распространённой схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтам «Энергосетьпроект».

На схеме приведены разрез и план ячейки ОРУ 220 кВ рассмотренному типовому проекту. В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называется однорядными в наличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов – в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается, показано лишь место его установки (узел выключателя и шинной опоры). При конкретном проектировании, когда тип выключателя выбран, разрабатывается его установочный чертёж.

Из схемы видно, что каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два – три провода. На схеме сборные шины и ошиновка ячеек выполнены сдвоенным проводом 2 × АС с дистанционными распорками, ошиновка в сторону шинных аппаратов – одним проводом по фазе. Линейные и шинные порталы и все порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные.

15. ОХРАНА ТРУДА

15.1 Организация безопасной эксплуатации электроустановок

Действующими называют электроустановки, которые находятся под напряжением, либо на которых напряжения нет, но может быть подано путём включения выключатель, разъединителя, отделителя или другой коммутационной аппаратуры. В действующих электроустановках осуществляется: оперативное обслуживание, в том числе: а) периодические осмотры электрооборудования, уборка помещений, мелкий ремонт в порядке текущей эксплуатации переключения в связи с изменением схемы и режима работы электроустановки; ремонтные работы, в том числе: а) периодические ремонты и испытания электрооборудования, требующие снятия напряжения со всей электроустановки или с её части; б) аварийные ремонты; в) монтаж и демонтаж электрооборудования.

Работа в электроустановках вследствие того, что человек может быть поражен электрическим током. Основой безопасной работы являются высокая техническая грамотность обслуживающего персонала, дисциплина и неуклонное выполнение ПТЭ и ПТБ.

По степени опасности и необходимым мерам защиты работы в электроустановках напряжением выше 1000 В делят 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. Перед работой необходимо выполнить технические и организационные меры защиты, обеспечивающие безопасность работающих. Работа на токоведущих частях выполняется с помощью изолирующих средств.

III. Работа с частичным снятием напряжения. Напряжение снято только с того присоединения, на котором ведётся работа, либо оно снято полностью с электроустановки, но открыт доступ в соседние помещение, где токоведущие части находятся под напряжением.

IV. Работа с полным снятием напряжения. Со всех элементов электроустановки напряжением выше 1000 В снято. Доступ в соседние помещения, где имеются находящиеся под напряжением выше 1000 В части, закрыт.

При производстве работ в электроустановках выполняются технические и организационные меры предосторожности для того, чтобы исключить случайную подачу напряжения к месту работы и случайное приближение или прикосновение к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Персонал, обслуживающий электроустановки, называется электротехническим. Оперативный (дежурный) персонал осуществляет оперативное обслуживание электростанции, подстанции, сетевого района или распределительных электросетей, выполняет осмотры и оперативные переключения электрооборудования, подготовку рабочих мест для монтажных и ремонтных работ и организует допуск к этим работам. При обслуживании нескольких подстанций дежурный персонал называют оперативно-выездным, так как он с места дежурства выезжает к месту работ.

Ремонтный и наладочный персонал 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 быть присвоены права оперативного персонала, о чём делается запись в удостоверении. В том случае они относятся как к ремонтному или наладочному, так и к оперативному персоналу.

К работе в электроустановках допускаются только те лица, которым присвоена соответствующая квалификационная 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 и оборудование своего участка, ПТБ как в общей, так и в специальной частях. Ясно представлять, чем вызваны требования этих правил. Уметь организовать безопасное выполнение работы. Знать правила первой помощи; уметь её оказать. Уметь обучить персонал правилам техники безопасности и первой помощи.

К этой группе относятся мастера, техники, инженеры с законченным специальным образованием и стаж работы в электроустановках не иене полу года, а также электромонтёры и электрослесари с большим стажем и опытом работы в электроустановках.

IV группа. Необходимо знать электротехнику в объёме техникума, все разделы ПТБ, знать электроустановку настолько, чтобы свободно производить переключения, полностью представлять опасность работы в электроустановках; знать правила оказания первой медицинской помощи и уметь её оказать; уметь вести надзор за работающими членами бригады, организовать безопасное проведение работы.

Эту квалификационную группу могут иметь начинающие инженеры и техники, имеющие стаж работы в III группе не менее двух месяцев, а также оперативный персонал и ремонтный персонал – электромонтеры и электрослесари со стажем работы в электроустановках не менее 1 г.

III группа. Требования к этой группе те же, что и к IV, но достаточны элементарные познания в электротехнике. Стаж работы требуется не менее 6 месяцев.

II группа. Необходимы элементарное знакомство с электроустановкой, представление об опасностях электрического тока. Следует знать основные меры предосторожности и правила подачи первой помощи. К этой группе относятся электромонтеры со стажем работы в электроустановках 1 месяц и практиканты институтов, техникумов, училищ, а также лица неэлектротехнических специальностей, работающие не менее 6 месяцев.

I группа. Лица, связанные с обслуживанием электроустановок, но не имеющие электротехнических знаний, отчетливого представления об опасностях электрического тока и мерах безопасности при работах в электроустановках. К этой группе относятся персонал, не проходивший проверку знаний ПТБ.

15.2 Меры безопасности при обслуживании электроустановок

Осмотры электроустановок. Электроустановки осматриваются без снятия с них напряжения, вдали от токоведущих частей. Дефекты появляются визуально – осмотром и на слух. Право единоличного осмотра электроустановки имеет дежурный с квалификационной группой не ниже III или административно-технический работник, имеющий V группу в установках напряжением выше 1000 В и IV группу в электроустановках напряжением ниже 1000 В.

Как правило, при осмотрах нельзя проходить за ограждения, снимать их и входить в камеры распределительных устройств, не имеющие барьеров. При необходимости разрешается работнику с квалификационной группой не ниже IV войти за ограждение, но при условии, что токоведущие части недоступны, т. е. нижние фланцы изоляторов находятся от пола на расстоянии более 2 м, а неограждённые токоведущие части – на расстоянии более 2,75 м при напряжении 35 кВ и 3,5 при напряжении 110 кВ.

Во избежание проникновения в помещение электроустановки посторонних лиц или животных помещения запирают.

У дежурного персонала для каждого помещения имеется несколько комплектов ключей, из них одним комплектом пользуется дежурный, обслуживающий данную электроустановку, другой комплект – аварийный. Остальные комплекты ключей дежурный выдаёт под расписку ответственным руководителям, производителям работ и наблюдающим. Ключи выдаются только на время работы и должны сдаваться обратно по её окончании.

Оперативные переключения. Отключения и изменения в электрических схемах могут производится только по распоряжению или с ведома того дежурного персонала, в управлении или ведении которого находится данное оборудование. При пожарах, несчастных случаях или при стихийных бедствиях можно немедленно отключать электрооборудование без согласования с вышестоящим дежурным персоналом, но обязательно с последующим уведомлением его.

Лицо, отдающее распоряжение о переключениях, обязано проверить последовательность операций по оперативной схеме. Дежурный, получивший распоряжение, обязан повторить его и записать в оперативный журнал.

По оперативной схеме или макету этот дежурный начинает порядок операций. Если переключения выполняют два лица, то первое лицо, являющиеся старшим, разъясняет второму (исполнителю) задание и последовательность его выполнения.

В электроустановках напряжением выше 1000 В, не оборудованных полностью блокировкой от неправильных операций с разъединителями, сложные переключения производятся по бланкам.

В бланке переключений производится запись всех операций о включении и отключении электрооборудования точно в той последовательности, в которой эти операции должны выполнятся.

Простые переключения на одном электрическом присоединении и переключения в установках, полностью оборудованных блокировкой разъединителей от неправильных операций, могут выполнятся без бланков.

Бланки переключений заполняет и подписывает дежурный, который является непосредственным исполнителем. Старший дежурный, контролирующий выполнение операций, проверяет бланк и также его подписывает. На месте работы старший дежурный зачитывает содержание операции, исполнитель повторяет прочитанное и приступает к выполнению. Старший контролирует действия исполнителя и сразу отмечает в бланке выполнение операции. При сомнении в правильности операций работа прекращается до выяснения правильного порядка переключений. Если дежурный делает переключения единолично, то он зачитывает последовательность операций, указанных в бланке, по телефону старшему дежурному, отдавшему распоряжение. Этот дежурный является контролирующим лицом.

Разрешение на переключения исполнитель обязан получить по телефону непосредственно перед их выполнением.

Присоединение включают или отключают с помощью выключателей. Если выключатель имеет ручной привод, то операции с ним выполняются в диэлектрических перчатках, с изолирующего основания. Включать выключатель следует быстро и решительно до упора.

Отключение и включение разъединителей выполняется, как правило, без нагрузки.

Разъединители следует включать рывком. Если при этом возникает дуга, то ножи следует довести до конца. В противном случае обратный ход ножа вызывает развитие дуги и несчастный случай. Отключать разъединители следует наоборот, медленно, особенно в начальный момент. Если появится дуга при отходе ножей от гудок, то разъединитель следует включить обратно.

Разъединители отключают (включают) в диэлектрических перчатках. Разъединители с пофазным управлением и с вертикальным расположением – в диэлектрических перчатках, с использованием изолирующих штанг и стоя на изолирующем основании. Старшим может быть дежурный, имеющий не менее чем IV квалификационную группу. Простые переключения на одном электрическом присоединении разрешается выполнять оперативному персоналу, имеющему не ниже чем IV квалификационную группу, единолично.

Проверять отсутствие напряжение, накладывать и снимать переносные заземления разрешается не менее чем двум исполнителям.

В установках напряжением до 1000 В аппаратуру переключает один работник, имеющий III квалификационную группу, если он дежурный, или IV квалификационную группу, если он не является дежурным.

Персонал, выполняющий переключения, должен твердо знать, что в случае исчезновения напряжения оно может быть подано вновь без предупреждения как в условиях нормальной эксплуатации, так и при авариях.

5.3 Работа по распоряжениям

По распоряжению выполняются работы, которые производят вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением: а) уборка территории и помещений, в том числе за панелями щитов; б) ремонт аппаратуры, освещения и связи, замена ламп вне камер; в) возобновление надписей на ограждениях и кожухах; г) ремонт строительной части зданий, фундаментов оборудования, перекрытий кабельных каналов; ж) надзор за сушкой отключённого оборудования.

Так же по распоряжению выполняется монтаж, проверка, снятие, установка измерительных приборов устройств автоматики и связи, работы во вторичных цепях. Эти работы производятся при условии, что в помещении либо нет токоведущих частей напряжением выше 1000 В, либо они полностью закрыты, либо находятся на не доступной высоте. Работы выполняет ремонтный персонал, обслуживающий данную установку бригадой, состоящей не менее чем из двух лиц. Некоторые работы могут выполнятся оперативным персоналом или под его наблюдением.

По распоряжению разрешается выполнять небольшие кратковременные работы (до 1 ч.) с полным или частичным снятием напряжения и наложением заземления: отсоединения и присоединения питающего кабеля к электродвигателю, доливка и устранения течи масла, переключение ответвлений на трансформаторе.