38855

Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах недостатності маневрових потужностей

Дипломная

Энергетика

Вибір засобів обмеження перенапруг та високочастотних загороджувачів Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники та обмежувачі перенапруг: ЛЕП330 кВ сторона ВН БТ ОПН330У1 сторона НН БТ РВМ15У1 сторона НН АТВП РВРД10У1 Для забезпечення нормальної роботи зв’язку та приладів РЗА встановлюємо на ЛЕП високочастотні загороджувачі [5]: 330кВ ВЗ125005У1 2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ330 кВ Вихідні дані для розрахунку: висота блискавковідводу: h=40м; розрахункова...

Украинкский

2013-09-30

4.98 MB

6 чел.

1 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ ПРОЕКТУ

У більшості країн, також як і в ОЕС України зростання потужностей енергосистем здійснювалося за рахунок введення потужних ТЕС і АЕС, обладнаних високо економічними базовими енергоблоками. При цьому одночасно вводилися високоманеврені потужності на ГАЕС з метою регулювання графіка навантажень в енергосистемах, забезпечення надійної й економічної експлуатації ТЕС і АЕС.

Електроенергія є особливим товаром з обмеженими можливостями зберігання й транспортування при незбалансованому попиті та пропозиції. Керування режимами, що балансують ринок електроенергії, забезпечення якості електроенергії досягається за рахунок так званих системних послуг, надати в самому широкому спектрі й оперативно здатні тільки ГАЕС. Маючи високу маневреність, здатність резервування потужності й електроенергії, потенціал синхронного компенсатора ГАЕС виконує нові функції системного координатора, що забезпечує об’ємну й структурну збалансованість ринку електроенергії, необхідні параметри якості електроенергії.

Розвитку ГАЕС також сприяє загострення проблем, пов’язаних з ростом цін на органічне паливо, жорсткістю вимог до теплоенергетики з охорони навколишнього середовища, а також підвищення безпеки АЕС.

Основними передумовами гідроакумулювання електроенергії є потреба в маневреній потужності для покриття піків навантаження та компенсації її короткотермінових змін, ущільненні навантаження з використанням дешевої нічної енергії, збільшенні потужності та часу використання базових електростанцій, економії палива в енергосистемі.

Незважаючи на деяке ущільнення добових графіків електричного навантаження за рахунок впровадження економічних методів управління,  частину графіка можуть забезпечити енергією тільки маневрові станції ГЕС і ГАЕС, а також газотурбінні установки (ГТУ). Але останні потребують дорогого і дефіцитного газоподібного або легкого рідкого палива (керосину).

Таким   чином,   в   умовах   максимального   використання гідроенергоресурсів для покриття піків електричного навантаження найкращими є гідроакумулюючі електростанції.

ГАЕС притаманні такі переваги: швидкість пуску та набору навантаження, висока економічність і надійність, великий термін служби (60-80 років), невелика кількість персоналу, можлива повна автоматизація.

На відміну від ГЕС гідроакумулююча електростанція є споживачем-регулятором електроенергії, тобто споживаючи електроенергію у періоди загального зниження навантаження в енергосистемі, вона підвищує її мінімальну величину і коефіцієнти мінімуму та ущільнення добових графіків. Цим покращуються режими роботи теплових і атомних електростанцій.

Високі маневрові якості обладнання ГАЕС характеризуються можливістю швидкого набору та скидання навантаження, великим діапазоном регулювання, порівняно нескладною автоматизацією процесів регулювання потужності при невеликих втратах енергії. Це свідчить про те, що ГАЕС найбільш повно відповідає завданням підтримки частоти в енергосистемі, відхилення якої від нормованої величини призводить до зниження якості промислової продукції.

ГАЕС можуть також добре використовуватись як джерело реактивної потужності, бо термін автоматичного переводу агрегатів ГАЕС із режиму синхронного компенсатора (покращення cos енергосистеми) в генераторний і навпаки складає всього 1-2 хвилини.

Таким чином функції ГАЕС в енергосистемі такі:

- для покриття піків навантаження;

- для підвищення мінімального навантаження енергосистеми;

- для регулювання частоти і потужності у період інтенсивних змін навантаження;

- як аварійний швидкодіючий резерв;

- як джерело реактивної потужності та енергії;

 -для поліпшення режимів роботи теплових та атомних електростанцій.

Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах недостатності маневрових потужностей і високі долі базової потужності є одним з найбільш проблемних питань. Після введення в експлуатацію двох блоків по 1000 МВт  на Хмельницькій і  Рівненській АЕС базова потужність ще збільшилась, що ще більш ускладнило можливість сезонного і добового регулювання навантажень  в ОЕС України і рішення  проблеми істинного поліпшення структури генерування потужностей.  Необхідне  введення  нових  мобільних  потужностей  можуть   забезпечити ГЕС та ГАЕС. [1]  

Підвищення ефективності ГЕС за рахунок додаткової установки оптимальної потужності оборотних гідроагрегатів з подальшою оптимізацією режимів їх роботи в об'єднаній енергосистемі України сприяє посиленню енергетичної безпеки країни.

Таким чином, будівництво ГАЕС потужністю 1320 МВт є важливим кроком в здійсненні енергетичної безпеки України.

2 ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

Режим роботи електростанції задається графіком електричних навантажень району, що обслуговується. Потужність станції повинна забезпечити виконання графіків навантаження з врахуванням втрат потужності в елементах електропередачі, а також втрати на власні потреби.

При розрахунку графіків навантаження відносну величину постійних та змінних втрат можна прийняти [2]:

в межах системи:  ;               .

Постійні втрати для системи визначається за формулою:

(2.1)                                                                            

МВт;

Зміст втрат в будь-який час доби:

(2.2)                                                                                

МВт;

 Потужність що видається з шин станції:

                                      (2.3)

МВт;

Витрати потужності на власні потреби станції:

                                    (2.5)

МВт;

 Потужність, яка видається генераторами станції:

                                               (2.6)

МВт;

За наведеним алгоритмом розраховується графік електричних навантажень для зимової та літньої доби та річний графік за тривалістю навантаження. Дані розрахунки зводяться в таблицю 2.1 та 2.2

За даними розрахунків будуємо добові графіки навантаження для зими та літа (,) і річний графік за тривалістю (рис 2.1)

Використовуючи річний графік за тривалістю, визначаємо техніко-економічні показники роботи станції (таблиця 2.3)

Таблиця 2.1 – Дані для побудови графіків електричних навантажень (багатоводний сезон/маловодний сезон)

Складові втрати

Потужностей

Години доби

0÷4

4÷8

8÷12

12÷16

16÷20

20÷24

Генераторний режим

Навантаження системи:

%

МВт

Втрати потужностей в мережах системи, МВт:

-постійні;

-змінні;

Потужність,що видається в систему, МВт

Витрати на власні потреби станції, МВт

Потужність, що виробляється генераторами станції, МВт

Двигунний режим

Навантаження станції:

%

МВт

Витрати на власні потреби станції, МВт

Потужність, що споживається станцією, МВт

Примітка:

  1.  максимальне навантаження власних потреб:  ;   
  2.  коефіцієнт попиту: ;
  3.  тривалість зимового та літнього сезонів : 183/182 діб

Таблиця 2.2 – Дані для побудови річного графіку за тривалістю навантаження (генераторний режим / режим двигуна)

Р, МВт

1048,677

934,454

822,758

713,588

606,944

502,827

РГ

1205,820

1145,649

1145,649

1085,478

1085,478

1025,307

РД

t,год

732

728

732

728

732

728

РГ

732

728

732

728

732

728

РД

t∑,год

732

1460

2192

2920

3652

4380

РГ

732

1460

2192

2920

3652

4380

РД

 

а) добові графіки електричних навантажень ;

Система (генераторний режим)

Система (двигун ний режим)

Генераторний режим

Двигунний режим

б)річний графік за тривалістю навантаження;

Рисунок 2.1- Графіки електричних навантажень;

Таблиця 2.3 – Техніко-економічні показники роботи станції

Показник

Розрахункова формула

Числове значення

Режим генератора

Режим двигуна

Максимальне навантаження станції, МВт

932,514

1205,820

Річний виробіток електроенергії, МВт. год.

3380006,257

4886530,888

Встановлення потужності станції, МВт

972,000

1263,000

Середнє навантаження станції, МВт.

385,845

557,823

Коефіцієнт заповнення графіка

0,414

0,463

Коефіцієнт використання встановленої потужності

0,397

0,442

Число використання максимального навантаження, год

3624,617

4052,453

Число годин використання встановленої потужності, год

3477,373

3868,987

Коефіцієнт резерву

1,042

1,047

Річне споживання електроенергії механізмами власних потреб, МВт. год

16900,031

24432,654

Загальна річна кількість електроенергії,що видається з шин станції, МВт.год

3363106,225

4862098,234

Час максимальних втрат електроенергії, год

2073,010

2453,681

2.2 Вибір силового обладнання

Таблиця 2.4 – Технічні характеристики гідрогенератору типу СВО 1250/260-40 УХЛ4

Параметр

Числове значення

Sном ,МВА

430/360

Pном,  МВт

421/324

cos ном

0,979/0,9

Uном, кB

15,756

nном, об/хв

150

Xd’’

0,3

Система збудження

Тиристорна

Виконання

Парасольне

2.3 Вибір структурної схеми станції

Кількість ЛЕП [2]:

                       (2.7)

де  -  максимальна потужність, що  передається в район (систему) з врахуванням втрат, МВт;

-  гранична потужність лінії, МВт;

Розрахункова потужність головного трансформатора власних потреб :

                                (2.8)

МВА;

Розрахункова потужність пускорезервного трансформатора  :

                                          (2.9)

МВА;

Розрахункова потужність блочних трансформаторів:

а) в режимі генератора:

(2.14)                                                           

б) в режимі двигуна:

Рисунок 2.2 – Приклади структурних схем станції

Таблиця 2.5 – Технічні характеристики трансформаторів

Позначення

Тип трансформатора

Sном, МВА

Uном, кВ

Uк , %

Рx, кВт

Рk, кВт

Ix ,%

n,шт

ТВП

ТМН-2500/35

2,5

15,75/10

6,5

4,1

23,5

1,0

3

БТ1, БТ3

ТЦ-630000/330

630

347/15,75

11

345

1380

0,3

4

БТ2

ТЦ-1000000/330

1000

347/15,75

11

480

2200

0,3

1

ПРТВП

ТМН 4000/35

4

15,75/6,3

7,5

6,7

33,5

1

1

Приведені затрати визначаються за формулою [2,3]:

3=р.н.К+ U                                                (2.15)

де р.н.=0,12 – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К – капіталовкладення в електроустановку тис. грн.;

U – щорічні експлуатаційні витрати, тис. грн.;

                                     (2.16)

де а – норма відрахувань на амортизацію та обслуговування, %;

В =6,4 коп/кВт год – вартість 1 кВт год електроенергії, яка втрачається в трансформаторі;

- річні втрати електроенергії в трансформаторах, кВтгод;

                                    (2.17)

де =4,8 грн/кВт∙год – питомий збиток;

- параметр потока раптових відмов трансформатора, 1/рік;

- втрачаємо потужність, МВт;

- час простою, год;

Таблиця 2.6 – Капіталовкладення в електроустановку

Обладнання

Кількість, шт

Вартість, тис.грн.

Капіталовкладення, тис.грн

І варіант

ІІ варіант

БТ1, БТ3

3/1

3600

10800

3600

БТ2

0/1

8000

-

8000

ТВП

3

92,8

278,4

278,4

ПРТВП

1

108,8

108,8

108,8

Разом:

11187,2

11987,2

Визначаємо річні втрати електроенергії в трансформаторах:

;

Щорічні експлуатаційні витрати:

Приведені затрати:

З1 = 0,12·11187,2 + 1850,14 = 3192,604 тис. грн.

З2 = 0,12·11987,2 + 3142,88 = 4581,344 тис. грн.

Остаточно приймаємо І варіант структурної схеми станції.

2.4 Вибір схеми ВРУ 330 кВ

Для ВРУ-330 кВ намічаємо два варіанти:

  •  Схема «4/3»;
  •  Схема «3/2».

а)

б)

Рисунок 2.4 – Варіанти схеми ВРУ-330 кВ

Приведені затрати визначаємо за формулою [2, 3]:

3=р.н.К+ U +М(3),                                                       (2.18)

де р.н.=0,15;                                                                                                   

(2.19)

де -  кількість комірок з вимикачами, шт.;

- варіант комірки, тис. грн;

                             (2.20)

М(3) – очікуваний збиток з-за відмови вимикачів,тис. грн.;

                                    (2.21)

де - питомий збиток, грн./кВт;

- коефіцієнт режиму схеми (К0 або Кр);

- параметр потоку раптових відмов вимикача, 1/рік;

- втрачаємо потужність, МВт;

- час простою елемента, год;

Для варіанту а):

;

;

Для варіанту б):

;

;

Таблиця 2.7 – Показники надійності елегазових вимикачів 330 кВ

Складова параметра потоку відмов, 1/рік

Час відновлення, Тв,год

Частота планових ремонтів, 1/рік

Тривалість планового ремонту, Тп, год

0,015

0,005

100

0,2

250

Розрахунок очікуваного збитку М(З) здійснюється за таким алгоритмом.

1. В порівнюваних варіантах схем виділяються генераторні та лінійні вимикачі. Вимикачі, які відключають лінії електропередач, відносять до лінійних, інші - до генераторних. Виділимо лінійні та генераторні вимикачі позначивши їх на схемі РП

2. Визначаються параметри потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів:

  (2.20)

де kрв = 0,6 - коефіцієнт, що характеризує долю раптових відмов; 1, 2 - параметри потоку відмов вимикача (таблиця 2.10); l - довжина лінії електропередачі, км.

Визначимо параметри потоку відмов:

3. Обчислюються коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи РП:

    (2.21)

де n - кількість вимикачів в РП.

Обчислимо коефіцієнти ремонтного kр і нормального kо режимів роботи для кожного з варіантів РП:

Для варіанту а):

Для варіанту б):

4. Якщо відмовляє вимикач, то елемент (блок, ЛЕП та ін.) може бути введений в роботу через час Tо (після виконання перемикань в РП) або через час Tв;п (після введення в роботу одного з двох вимикачів у випадку, якщо один був в плановому ремонті, а іншій - в аварійному простої):

    (2.22)

де Tвим - час, необхідний для того, щоб обслуговуючий персонал міг встановити місце і характер пошкодження, для електростанцій Tвим = 0,3 год. m - кількість роз'єднувачів, які повинні бути відключені для відокремлення пошкодженого вимикача після відключення струму приєднання; Tр - час для відключення роз'єднувача (Tр = 0,1 год.); Tбл - час пуску блока з гарячого стану після зняття навантаження через відмову вимикача (Tбл = 0,5 год.).

Тоді:

Час одночасного простою вимикача, що відмовив, і вимикача, що ремонтується,

    (2.23)

В нашому випадку:

5. Визначається математичне очікування числа відмов генераторних вимикачів в нормальному і ремонтному режимах:

    (2.24)

Аналогічно для лінійних вимикачів

    (2.25)

6. Розрахунок ведеться у вигляді табл. 2.11 та 2.12 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, де в лівому стовпці виписані елементи i наслідки відмов, які розглядаються, та відповідні параметри потоку раптових відмов, в верхньому рядку - вимикачі, що ремонтуються, та відповідні коефіцієнти Kj режимів роботи РП (Ko або Kp).

7. Після заповнення таблиць 2.11 та 2.12 робиться вибірка у вигляді табл. 2.13 для варіанту схеми РП а) та б) відповідно, яка характеризує надійність схеми, що розглядається. Збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів можна визначити за виразом:

   (2.26)

де yо - питомий збиток, yо = 4,8 грн/кВтгод.; kj - коефіцієнт режиму схеми (ko або kp); Рi - потужність, яка втрачається; Ti - час простою елемента (To або Tв; n).

Визначимо збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів для кожного варіанту схеми РП:

Очікуваний збиток:

Визначимо мінімальні приведені затрати для кожного варіанту схеми РП:

Для варіанту а):

З=рнК+В+М(Зб)=0,1222000,44+1848,036+233,374= 4721,46(тис. грн.)

Для варіанту б):

З=рнК+В+М(Зб)=0,1224000,48+2016,04+225,684= 5121,78(тис. грн.)

Таблиця 2.8 – Дані для розрахунку надійності схеми ВРУ-330 кВ.

Показник

Розрахункова

формула

Числове значення

1 варіант

2 варіант

Кількість комірок, шт.

nk

12

14

Вартість комірок, тис.грн

Ck

2000,040

2000,040

Параметр потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів, 1/рік

0,009

0,009

0,0111

0,0111

Коефіцієнт ремонтного (Кр) та паралельного (К0) режимів роботи РУ

0,005708

0,005708

0,9316

0,9202

Час простою елемента, год

1

1

80

80

Математичне очікування числа відмов генераторних та лінійних вимикачів в нормальному та ремонтному режимах.

0,008281

0,008229

0,0000514

0,0000514

0,015181

0,015087

0,0000942

0,0000942

Таблиця 2.9 – Розрахунок надійності схеми ВРУ – 330 кВ (І варіант)

Додаток Б

Таблиця 2.10 – Розрахунок надійності схеми ВРУ – 330 кВ (ІІ варіант)

Додаток Б

Таблиця 2.12 - Приведені затрати схем ВРУ-330 кВ

Складові витрати

Числове значення, тис. грн..

І варіант

ІІ варіант

Капіталовкладення

22000,44

24000,48

Щорічні експлуатаційні витрати

1848,036

2016,04

Очікуваний збиток

233,374

225,684

Приведенні затрати

4721,46

5121,78

 

Приймаємо І варіант схеми ВРУ-330 кВ.

2.5 Вибір схеми власних потреб

На ГАЕС встановлюємо три головних трансформатори власних потреб (ГТВП), які отримують живлення від генераторів та видають потужність на шини 6 кВ РУВП-6кВ [2,8,10].

Споживачі 0,4 кВ отримують живлення від агрегатних трансформаторів власних потреб (АТВП). У випадку відключення АТВП за допомогою АВР до секції 0,4 кВ підключаються резервні трансформатори власних потреб (РАТВП).

В якості АТВП (РАТВП) використовуються трансформатори типу ТСЗС–1000/10 [5]:

Snom = 1000 кВА;

Unom = 10/0,4 кВ;

Uk = 8%;

ΔРх = 3 кВт;

ΔРк = 12 кВт;

Іх = 2%.

Рисунок 2.5 – Схема власних потреб станції

2.6 Розрахунок струмів КЗ

Складаємо заступну схему електроустановки та визначаємо параметри її елементів [2]: Sб =1000 МВА; Uб = Uср.ном

Рисунок 2.6 – Заступна схема електроустановки

Генератор:

XГ =XdSб /Sг.ном;      (2.22)

XГ = 0,3∙1000/460=0,652;                                            

Трансформатор: 

XТ =         (2.23)

XБТ=

XТВП=

XТR=      (2.23)

ЛЕП:

XW =                                        (2.24)

XW =

Енергосистема:

XС=                                      (2.25)

XС=

Початкове значення періодичної складової струму КЗ [2]:

                                         (2.28)

де     - ЕРС генератора ;

Ібі  - базовий струм, кА;

- результуючий опір кола КЗ, в.о;

Базовий струм:

              (2.29)

Складові струму КЗ [2]:

-періодична:

-аперіодична:

(2.30)                       

-ударний струм:

 

де

- розрахунковий коефіцієнт;

-

ударний коефіцієнт;

Та -

постійна часу кола КЗ,с;

-

розрахунковий час, с

де =tBB+0,01                                                                                           (2.31)

де    

 tBB -        власний час викання вимикача,с.         

К1

К2

К3

К4

Оскільки точки К3 та К4 приведені до однакової напруги подальші розрахунки проводимо по тій де більші струми, а саме по К4.

Попередньо встановлюємо вимикачі [2,5]:

1

ВРУ-330 кВ

ВГБ-330У1

tBB=0,035 с;

2

Генератор

ВМГ-15

tBB=0,15 с;

3

Сторона НН ТВП

ВРО-10

tBB=0,04 с;

Таблиця 2.13 – Дані для визначення складових струмів КЗ

Точка КЗ

Вітка живлення

Та

К1

ВРУ-330 кВ

Система

G

0,045

0,045

0,04

0,35

1,78

1,955

0,325

0,879

0,93

К2

Генератор G3

Система

G1-2

G3

0,16

0,16

0,16

0,04

0,35

0,43

1,78

1,955

1,979

0,018

0,633

0,689

1

0,83

К4

TR

Система

Д

0,05

0,05

0,042

0,07/0,04

1,802

1,65

0,304

0,49/0,287

Визначення значення коефіцієнтів  для генераторних віток [2]:

К1

К2

К4

Таблиця 2.14 – Зведена таблиця струмів КЗ

Точка КЗ

Вітка живлення

Струми КЗ, кА

Приміка

кА

кА

кА

кА

К1

ВРУ-330 кВ

Система

G

Сума

9,14

7,01

16,15

9,14

6,52

15,66

4,2

8,71

12,91

23,01

19,38

42,39

-

-

КА та шини

К2

Генератор G3

Система

G1-2

Сума(без G3)

G3

Повна сума

85,35

51,38

136,73

74,86

211,59

85,35

48,811

134,161

62,13

196,291

2,17

45,99

48,16

72,9

121,06

214,85

142,05

356,9

209,51

566,41

-

-

КА та шни

-

шини до ГТВП

К4

Сторона НН ТR

Система + G

Двигуни ВП

Сума

2,92

4

6,92

2,92

1,96

4,88

1,255

1,62

2,875

7,44

9,33

16,77

КА

-

-

Визначаємо  струми в РУВП-0,4 кВ:

при живленні від ГТВП;

Опір системи:

                                                                              (2.33)

Опір енергосистеми, який приведено до сторони НН:

а)                                      

Опір АТВП:

Х1,Т = Х2,Т = 12,65 Ом;

Х0,Т = 12,65 Ом;

r1,Т = r2,Т = 1,9 Ом;

ZT(1)/3 = 12,8 Ом;

Номінальний струм АТВП на стороні НН:

Встановлюємо на стороні НН шинопровід типу ШМА 73 [6]:

Іном=1600А;                q=2(90х8)=1440мм2;

rпит=0,031Ом/м;         Хпит=0,017Ом

ш=20м.

Опори шинопровода:

 (2.34)

rш=0,031∙20=0,62 Ом;

Хш=0,017∙20=0,34 Ом;

Результуючий опір кола КЗ:

                                    (2.35)

а)                                

Струм трифазного металевого КЗ [6]:

                                        (2.36)

а)                                

Мінімальний струм трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги:

                                                         (2.37)

Середнє значення струму трифазного КЗ з врахуванням струмообмежуючої дії дуги в місці пошкодження:

                                                      
          

Ударний струм КЗ:

                            (2.39)

                 (2.39)

Визначаємо струми КЗ від електродвигунів 0,4кВ:

                                                 

             (2.40)

Ударний струм від двигунів:

 

(2.41)

Сумарні струми КЗ:


           

2.7 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму

ВРУ-330 кВ

Максимальні струми :

                (2. 42 )

 (2.42)
                               
              (2.43)

Імпульс квадратичного струму: К1

                             (2.45 )

де  - час вимикання КЗ,с.

Імпульс квадратичного струму [2,3]:

Вк= ВКп + ВКа = (Впс+ Впг+ Впгс)+ ВКа = (І2с + В*пг· І2п.,о,г+ 2·Іс·Т*· Іп.,о,г)tвим +

+ (І2с·Та,с+ І2п,о,г·Та,г+4ІсІп,о,г/(1/ Та,с+1/ Та,г) ),                                     (2.47)

де tвим = 4 с; В*пг = 0,5;   Т*= 0,7;   Та,г = 0,43 с;  Іп,о,г = 74,86 кА;

    Іс = 136,73 кА;  Та,с = 0,04 с.

Вк=   (136,732+0,574,862 +2136,7374,860,7)4+

   +(136,7320,04+74,8620,43+(4136,7374,86)/(1/0,04+1/0,43)=

143307+4655,85 = 147962,85(кА2·с).

РУВП-10 кВ

Імпульс квадратичного струму:

,   (2.48)

;                         (2.49)

РУ ВП 0,4 кВ

де = - час вимикання КЗ, с;

=0,06с – час гасіння дуги для автоматів серії «Електрон»;

- витримка часу струмової відсічки автомата,; (0,25с для автомата типу Е16);

=0,03с – середнє значення часу затухання вільних струмів КЗ;

Для автомата серії «Електрон» типу Е16:

=0,25 с;

=0,06 с ;

2.8 Вибір комутаційної апаратури

ВРУ-330 кВ

Розрахункові дані

Каталожні дані

ВГБ-330У1

РП-330-1/3200УХЛ1

-

-

-


          Генератор

Розрахункові дані

Каталожні дані

ВМГ-15

РВП-20/12500 У3

Вимикач ВМГ-15 не проходить за умовою термічної стійкості, тому встановлюємо вимикач типу ВВОА-15-140/12500 У3 [5]:

РУВП-10 кВ

Розрахункові дані

Каталожні дані

ВРЗ-10

Комірка КРУ типу

КУ10

РУВП-0,4кВ

Автомат серії «Електрон» типу Е16:

<

<

  <

Вк = 63,53 кА2·с.

                                                                            

2.9 Вибір струмоведучих частин

ВРУ-330 кВ.

а) збірні шини;

Встановлюємо два проводи марки АС 300/204 [5]:

d=29,2мм;

Iдоп=680А;

D=450 см;

Фази розташовані горизонтально, середня геометрична відстань між ними:

                                             Dср=1,26D;     (2.50)                              

Dср=1,26·450=567 см;

Перевірка по максимальному струму

(А)  (А).

Перевірку шин по умовах корони здійснюємо за умовою [2]:

0,9Е0  1,07Е,

де Е0 – критична початкова напруженість електричного поля;

Е – розрахункова напруженість електричного поля.

, (2.51)

де m – коефіцієнт, що враховує шороховатість поверхні проводу

r0 – радіус проводу (см).

.

Напруженість електричного поля біля розщеплених проводів

 (2.52)

де К – коефіцієнт підсилення поля; 

rек – еквівалентний радіус розщеплених провода, см;

n – кількість проводів в фазі, шт.;

– максимальна допустима напруга установки, кВ.

При n = 2:

; (2.53)

; (2.54)

де а – відстань між проводами в фазі, см.

;

(см);

(кВ/см).

0,931 = 27,9 (кВ/см) > 1,0724,1 = 25,8 (кВ/см).

Умова виконується.

Перевірка динамічної стійкості

Далі з кривих визначаємо

Умова виконується.

б) відгалуження до блочного трансформатора:

економічний переріз :

                                     (2.55)

де - струм нормального режиму А;

- економічна густина струму А/мм2;

Всі інші перевірки були виконані раніше.

Генератор

Встановлюємо пофазно екранований струмопровід генераторної напруги:

а) в основному колі типу ТЕКН-20-20000/560:

Вибираємо жорсткі шини для РУ ВП 10кВ:

Вибираємо однополосні мідні шини 25х3: Ідоп=340А;

Електродинамічна стійкість:

Вибираємо розташування плашмя так як забезпечиться економія ізоляторів.

Механічна стійкість:

9,62МПа140МПа

Умова виконується.

РУ ВП-0,4 кВ

Встановлюємо шинопровід марки ШМА73:

   

Перевірка за максимальним струмом:

< Iдоп=0,94·1600=1504 А;

Перевірка на термічну стійкість:

                                                      (2.56)

Перевірка на механічну міцність:

Шини розташовуємо горизонтально, а на ізоляторах «плашня» ;

відстань між фазами:

а=0,8 м;

Визначаємо довжину прогону ℓ [6]:

                                                                         (2.57)

Момент інерції та опору шин:

                                                                    (2.58)

                    

                


ℓ≤1,5 м;

Приймаємо ℓ≤1,5 м;

Визначаємо силу взаємодії між полосами [4]:

                                                                            (2.59)

Напруженість в матеріалі полос:

                                                       (2.60)

де

Напруженість в матеріалі шин від взаємодії фаз:

                                                                     (2.61)

2.10 Вибір кабелів

Вибираємо кабель для електродвигуна власних потреб типу А0З-400М-10У2:

Економічний переріз:

Встановлюємо два алюмінієвих кабеля перерізом 120 мм2.

Ідоп.ном=200А;

;

Перевірка на термічну стійкість:

< q = 2·120=240 мм2;

2.11 Вибір вимірювальних трансформаторів

Вибираємо трансформатор струму (ТС) та напруги (ТН) в колі ЛЕП-330 кВ.

Таблиця 2.15 – Розрахункові та каталожні дані ТС типу ТВ-330

Розрахункові дані

Каталожні дані

Примітка: 1) I2ном=1А

2) Схема з’єднання обмоток: повна зірка;

3) варіант виконання вторинних обмоток: 0,2/10Р;

4)

Таблиця 2.16 – Вторинне навантаження ТС

Прилад

Тип

Навантаження, ВА, фази

А

В

С

Амперметр

Е-335

0,5

0,5

0,5

Ватметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Лічильник активної енергії

И-670

2,5

-

2,5

Лічильник реактивної енергії

И-676

2,5

-

2,5

РАЗОМ:

6,5

0,5

6,5

Перевіряємо ТС на клас точності [2]:

  •  загальний опір приладів:

                                            (2.62)

                   

  •  допустимий опір приладів:

     (2.63)

  •  розрахунковий переріз проводів:

                                    (2.64)

Приймаємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм2

Вторинне навантаження:

Встановлюємо ТН типу НКФ-110-58У1:

Таблиця 2.17 – Внутрішнє навантаження ТН

Прилад

Тип

Загальна потужність

P,Вт

Q,ВА

Ватметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

-

3

Лічильник активної енергії

И-670

2 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Лічильник реактивної енергії

И-676

3 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,5

Фіксуючий прилад

ФИП

3

1

0

1

3

Разом:

12

24,2

Вторинне навантаження:

Для з’єднання ТН з приладами використовуємо контрольний кабель марки АКРВГ з жилами перерізом 2,5 мм2.

Таблиця 2.18 Вимірювальні трансформатори

Місце установки

Трансформатор струму

Трансформатор напруги

ВРУ – 330 кВ

ТВ-330

НКФ-330-73У1

Генератор

ТШ-20-10000/5

ЗОМ-1/15

ЗНОМ-15

Блочний трансформатор:

  •  Сторона ВН
  •  Сторона НН

ТВТ 300- І-2000/1

ТШ-20-10000/5

-

-

Агрегатний трансформатор ВП:

  •  Сторона ВН

ТПЛ-10

-

  •  Сторона НН

ТК-40

-

РУВП – 10 кВ

ТПЛ-10

ЗНОЛ.06-6У3

РУВП-0,4 кВ

ТК-40

НТС-0,5 У3

2.12 Вибір засобів обмеження перенапруг та високочастотних загороджувачів

Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники та обмежувачі перенапруг [5]:

  1.  ЛЕП-330 кВ, сторона ВН БТ

ОПН-330У1

  1.  сторона НН БТ

РВМ-15У1

  1.  сторона НН АТВП

РВРД-10У1

Для забезпечення нормальної роботи зв’язку та приладів РЗА встановлюємо на ЛЕП високочастотні загороджувачі [5]:

  1.  330кВ   ВЗ-1250-0,5У1

2.13 Вибір акумуляторних батарей

На ГЕС  та ГАЕС потужністю більше 1000МВт встановлюються дві акумуляторні батареї (АБ) і при віддаленому розташуванні ВРУ встановлюється батарея в зоні ВРУ [10].

Вихідні дані для розрахунку:

- напруга на шинах:

- номінальна напруга батареї:

- напруга на елементі в режимі підзаряду:

- напруга на елементі в кінці аварійного розряду:

- напруга на елементі в наприкінці зарядки:

- загальна кількість елементів:

- кількість основних елементів:

- кількість додаткових елементів:

Таблиця 2.19 – Навантаження батареї

Електроприймач

Розрахункові аварійного навантаження, А

Постійне навантаження

-

-

-

25

-

25

25

Аварійне освітлення

-

-

-

100

-

100

-

Перетворювальний

агрегат оперативного зв’язку

1

7,2

38

30

100

30

30

Електродвигун аварійного масло насоса ущільнень генератора

3

11

59

50

150

150

-

Електродвигун аварійного масло насоса системи змащування турбін

3

14

73,5

73

184

219

552

РАЗОМ:

524

607

Типовий номер АБ [2,10]:

М=1,05Іав/j,                                                    (2.65)

Перевіряємо АБ за струмом поштовху:

                                            (2.66)
        

Приймаємо типорозмір СК-24

Перевіряємо АБ за допустимою напругою в умовах аварійного короткочасного навантаження:

    

                 (2.67)

За допомогою рисунку 7.2 [2] визначаємо, що напруга у споживачів з врахуванням втрат в кабелі (5%) складає 90%, що більше допустимого значення 85%.

Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою основних елементів:

      (2.68)


          Вибираємо ПЗП типу ВАЗП-380/260-40/80.

Розрахунковий струм та напруга підзарядного пристрою додаткових елементів:

                                                                 (2.69)


          Вибираємо автоматичний ПЗП типу АРН-3.

Розрахунковий струм та напруга зарядного пристрою:

             

             (2.70)

Вибираємо зарядний пристрій типу ТППС-800:

2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ-330 кВ

Вихідні дані для розрахунку:

- висота блискавковідводу:    h=40м;

- розрахункова висота:  hх=40м

при

 радіус та ширина зони захисту складає [3]:

                                          (2.71)

                                       (2.72)

де – відстань між блискавковідводами, м.

В схемі ВРУ-330 кВ використовуємо однорядну установку вимикачів

Рисунок 2.8 – Схема розташування блискавковідводів на ВРУ-330 кВ

Таблиця 2.20  – Дані для побудови зони  захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ.

Пари блискавковідводів

L, м

h0

,м

rx

1-2, 2-3, 3-4, 4-5, 5-6, 6-7, 7-8, 9-10, 11-12, 12-13, 13-14, 14-15, 15-16

48

37,6

22,8

15

1-9, 2-10, 3-11, 4-12, 5-13, 6-14, 7-15, 8-16

64

35,8

17,4

15

1-10, 2-9, 2-11, 3-10, 3-12, 4-11, 4-13, 5-12, 5-14, 6,13 6-,15 7-14, 7-16, 8-15

80

33,5

10,5

15

Примітка: 0,75h=0,75·40=30 м;

                 0,2h=0,2·40=8 м;

а)

б)

Рисунок 2.9 – Вид на зону захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ (а) зверху та збоку (б)

2.15 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ

Вихідні дані для розрахунку:

-  площа:      

-  питомий опір верхнього  

та нижнього шарів грунту :  

товщина верхнього шару грунту : h = 2м;

- глибина закладення: 

- кількість вертикальних заземлювачів   ha = 52 шт

-довжина вертикального заземлювача   lb = 4м

Рисунок 2.10 – План заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ

Середня відстань між вертикальними заземлювачами:

Визначимо величини:

Опір заземлювальної полоси [4]:

 (2.73)

де – функція відношення ;

– еквівалентний питомий опір ґрунту, Ом∙м;

,  – сумарна довжина горизонтальних та вертикальних заземлювачів, м;

                         (2.74)

А1 = 0,444 – 0,84·0,027 = 0,421.

З таблиці 7.6 [4] визначаємо, що

ρекв. / ρ2 = 1,81,

ρекв = 1,81·120 = 217,2 Ом∙м,

LГ + LВ = (338·7 + 80·21) + 52·4 = 4254 м.

Опір заземлюючого пристрою

Ом > Rздоп = 0,5 Ом.

Приєднуємо до ЗП природні заземлювачі системи «трос-опори»

Rп = 1,3 Ом;

Ом < Rздоп = 0,5 Ом.

Вступ

Сучасні системи управління одночасно містять елементи організаційного і технологічного управління і є або переважно організаційними, або переважно технологічними; АСУ, об'єднуючу елементи технологічного і організаційного управління, часто називають інтегрованою (АСУ ЕС і АСУ ЕЕС - інтегровані системи).

Принцип системного підходу вимагає, щоб створення АCУ в енергетиці здійснювалося після проведення комплексу організаційних, методологічних і технічних заходів. При впровадженні АСУ міняється організаційна структура, функціональні обов'язки різних ланок управління, документообіг і інформаційні потоки, що склалися.

Існуюче енергетичне устаткування часто має недосконалу систему управління, тому одночасно з впровадженням АСОВІ доводиться удосконалювати устаткування і систему його управління. Вирішення комплексу всіх перерахованих і низки інших запитань і складе суть системного підходу.

Сучасний стан розвитку обчислювальної техніки дозволяє застосовувати в умовах АСУ обчислювальні центри колективного користування (ОЦЗК). Ці центри, працюючи в режимі розділення часу, одночасно обслуговують декілька АСУ. ОЦЗК найбільш ефективні в великих містах, де установка чотирьох-п'яти крупних ЕОМ дозволяє надійно обслуговувати групу АСУ при відносно невисоких витратах на організацію системи зв'язку між абонентами і ОЦЗК. ОЦЗК створюються у ряді міст країни. Це викликає ряд організаційних труднощів при фінансуванні їх створення і оснащення.

Відзначимо основні особливості АСУ ЕС, які визначають специфічні труднощі їх створення і використання:

а) домінуюче значення в АСУ ЕС мають економічні завдання управління: нормальне функціонування станції можливе лише при наявності безперервних зв'язків між виробництвом і постачанням, виробництвом і фінансовими коштами, виробництвом і реалізацією готової продукції (у вигляді електричної енергії);

б) визначальними в управлінні електричною станцією є не технологічні обмеження, а директивні вказівки у вигляді плану, що мають силу закону і обов'язкові до виконання;

в) істотні постійний взаємозв'язок з безліччю інших підприємств (організацій) та наявність внаслідок цього таких специфічних завдань, як управління постачанням, збутом, фінансовою діяльністю, складання статистичної звітності, облік вартісних показників, проблеми бухгалтерського обліку, економіко-статистичні розрахунки і т. д. ;

г) важливу роль відіграють різноманітні завдання управління людьми і трудовими ресурсами (підготовка наказів та розпоряджень, контроль за прийомом і звільненням, розрахунок заробітної плати, контроль за її планування і витрачанням і т. д.);

д) в АСУ ЕС використовуються специфічні форми зберігання і руху інформації-документообігу, пов'язаний з участю у вирішенні загальної задачі управління великого колективу людей.

Внаслідок сильної взаємопов'язаності різних показників роботи підприємства основним критерієм управління для АСУ ЕС є прибуток підприємства за планований період (наприклад, за 1 рік). Максимізація цього критерію при обліку інших показників у вигляді відповідних обмежень може часто вважатися формалізованої метою роботи підприємства.


  1.  ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ОПТИМІЗАЦІЙНИХ ЗАДАЧ,ЯКІ РОЗВ’ЯЗУЮТЬСЯ АСУ ТП

  1.  Прогнозування добового графіка зміни навантаження.

Вирішення цього завдання можливо, так як поведінка навантаження має певні закономірності та тенденції. Прогнозування грунтується на вивченні та аналізі статичної інформації про попередні режимах енергосистеми. Чим точніше складений прогноз, тим точніше буде вирішена наступна задача.

2.       Планування добових графіків роботи електростанцій.

Це полягає в завданні станціям таких графіків, дотримуючись яких, забезпечується мінімальна витрата палива в енергосистемі при належним якості електроенергії та надійності електропостачання.

Слід розрізняти короткострокове і довгострокове прогнозування і планування.
Планування диспетчерських графіків роботи електростанцій складається з наступних основних етапів:

планування режимів ГЕС із заданими гідроресурсами;

вибір та планування на добу оптимального складу обладнання електростанцій з урахуванням заявок на поточний ремонт;

економічне розподіл навантаження між агрегатами при заданому складі устаткування на кожну годину.

  1.  Оперативна корекція режимів.

Внаслідок недостатньої точності обліку випадкових збурень фактичне поведінка навантаження відрізняється від прогнозованого. Тому для підтримки нормальної частоти виникають небалансу потужності повинні сприйматися однією або кількома станціями. Відбувається безперервне регулювання частоти, проте чим сильніше відхилення навантаження від прогнозованої, тим істотніше відхилення від оптимального режиму.

2 Підготовка вихідних даних для оптимізацп режимів електричної системи

Характеристики і параметри елементів і режимів електиричної системи.

В основу завдання покладено схему електричної системи, показана на

рисунок 1.

Рисунок 1 – Схема електричної системи

Рисунок 2 – Графік зміни навантаження району у МВт від максимального

2.1   Прогнозування добових графіків навантаження електричної системи для активної потужності

Графіками електричних навантажень називаються залежності зміни активної потужності Р(t), реактивної потужності Q(t) або повної потужності S(t) в часі. Потужність, що споживається електроприймачем, є величиною змінною, оскільки на неї впливає багато факторів. Наприклад, час доби, пори року, температура навколишнього середовища, освітленість, характер телевізійних передач, тощо. Графіки електричних навантажень зазвичай отримуються у вигляді графіків з допомогою регіструючих приладів або в табличній формі, більш зручною для їх математичного опису і анализу.

Під час прогнозування графіків навантаження враховуються характер зміни в часі навантаження окремих енерговузлів, який залежить від ритму виробництва і впливу природних факторів: зовнішньої температури і освітленості, а також від випадкових змін в технологічних процесах, метеорологічних і екологічних умовах. Ритм виробництва, в свою чергу, обумовлений числом робочих змін: одно-, двох- і трьохзмінні.

Графіки навантаження дозволяють проводити аналіз роботи електроустановок, для складання прогнозів електроспоживання, планування ремонтів обладнання, а також в процесі експлуатації для ведення нормального режиму роботи.

Кількісні характеристики графіків електричного навантаження:

- максимальна і мінімальна величини активної потужності навантаження для добового або річного графіка навантаження в МВт;- середньодобова потужність навантаження, де  і - потужність і тривалість навантаження для і-ої ступені графіка навантаження; n- загальне число ступеней добового або річного графіка навантаження,  години;  середньоквадратична потужність;

Таблиця 1 – Добові графіки активної потужності для кожного вузла і в цілому для електричної системи

Р1,

МВт

Р2,

МВт

Р3,

МВт

Р4,

МВт

Р5,

МВт

Р6,

МВт

Р7,

МВт

Р8,

МВт

Р9,

МВт

Р10,

МВт

Р11,

МВт

Р12,

МВт

Р13,

МВт

Р14,

МВт

Рі,

МВт

0-6

459,2

16662,4

7544

4920

3017,6

5284,8

918,4

393,6

2361,6

5838,4

524,8

656

1705,6

5379,2

65665

6-8

532

19304

8740

5700

3496

17708

1064

456

2736

6764

608

760

1976

6232

76076

8-12

504

18288

8280

5400

3312

16776

1008

432

2592

6408

576

720

1872

5904

72072

12-14

504

18288

8280

5400

3312

16776

1008

432

2592

6408

576

720

1872

5904

72072

14-16

532

19304

8740

5700

3496

17708

1064

456

2736

6764

608

760

1976

6232

76076

16-18

476

17272

7820

5100

3128

15844

952

408

2448

6052

544

680

1768

5576

68068

18-20

448

16256

7360

4800

2944

14912

896

384

2304

5696

512

640

1664

5248

64064

20-24

448

16256

7360

4800

2944

14912

896

384

2304

5696

512

640

1664

5248

64064

Таблица 2 - Кількісні характеристики графіків активного навантаження

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Сума

РМАХ

532

19304

8740

5700

3496

17708

1064

456

2736

6764

608

760

1976

6232

76076

РMIN

448

16256

7360

4800

2944

14912

896

384

2304

5696

512

640

1664

5248

64064

РСР

481

17458

7904

5155

3161

16014

962

412

2474

6117

550

687

1787

5636

68802

Рск

482

17494

7920

5165

3168

16048

964

413

2479

6129

551

688

1790

5647

68944

КЗАП

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

КНЕР

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

0,84

КФ

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

- коефіцієнт заповнення графіка навантаження або густина графіка навантаження; - коефіцієнт нерівномірності графіка навантаження; - коефіцієнт форми графіка навантаження.

2.2  Розрахунок і побудова витратних характеристик агрегатів і електростанції в цілому

В якості цільової функції в задачі оптимізації використовується мінімум витрат на виробництво і розподіл електричної енергії. Постійна частина цих витрат містить затрати на ремонт і експлуатацію обладнання, зарабітну плату персоналу і практично не залежить від енергетичного режиму. Змінна частина затрат, називається паливною складовою, пов'язана з витратами на придбання, транспортування і підготовку палива.

В залежності від того як генерація активної потужності буде розподілена між електростанціями, витрати на паливо буде різною. Витрати на паливо на кожній електричній станції визначається її витратою палива.

Витрата палива в одиницю часу пов'язана з потужністю, яка видається станцією - витратна характеристика станції. Витратна характеристика станції

залежить від типу регулювання теплового обладнання і є складними нелінійними характеристиками.

Витратні характеристики електростанції  мають вид:

Рисунок 3 – Залежність витрати води від потужності генерації

Рисунок 4 – Залежність відносних приростів витрати води від потужності генерації

3 ОПТИМАЛЬНИЙ РОЗПОДІЛ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ МІЖ АГРЕГАТАМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ

Для ГЕС станційна оптимізація може відігравати велику роль, особливо, якщо гідростанції регулюють навантаження та частоту системи. А це пов'язано з постійними увімкненнями (вимкненнями) агрегатів, перерозподілом навантаження між ними, тощо. З метою спрощення задачі здійснюється її декомпозиція за часовим, ситуативним та функціональним принципами.

За часовою ознакою задача розв'язується в два етапи: спочатку на стадії оперативного планування, де прогнозується склад використання агрегатів, а потім на стадії керування в темпі процесу він коректується за поточною інформацією. Зрозуміло, що розв'язання цих етапів здійснюється за різними алгоритмами (програмами) і на другому етапі найважливішим є швидкодія.

Ситуативна ознака враховує необхідність керування складом агрегатів у нормальних, аварійних та післяаварійних режимах системи. Якщо в умовах нормальної експлуатації критерієм оптимальності є витрати води, то в аварійному режимі визначальним буде один з критеріїв надійності, а це зрозуміло впливає на структуру алгоритму внутрішньостанційної оптимізації.

При внутрішньостанційній оптимізації важливими є наступні задачі: розподіл навантаження, зміна складу агрегатів, контроль резерву, тощо. Для їх розв'язання використовуються різні методи та алгоритми, оскільки агрегати ЕС можуть використовуватись у різних режимах роботи генератора чи синхронного компенсатора. Розглянемо одну із функцій агрегатів - генераторну та розв'яжемо задачу видачі необхідної активної потужності за заданим графіком навантаження з мінімальною витратою ресурсу (води).

Нехай задано графік активних навантажень ГЕС  та склад агрегатів, множина яких КГ, причому , де N - загальна множина агрегатів. Кожен агрегат представляється своєю індивідуальною енергетичною характеристикою , де і = 1, 2,..., п - номер агрегату,  - витрати води,  - потужність,  - напір агрегату. Задані пускові витрати агрегатів, які не залежать від часу простою їх, а також всі обмеження за складом та режимами використання агрегатів.

Необхідно визначити на кожному інтервалі часу всього періоду планування склад та активні потужності агрегатів з врахуванням всіх обмежень за мінімумом стоку води за даний період.

  •  Рівняння цілі - мінімум стоку води ГЕС за період оптимізації.
  •  

де  - номер розрахункового інтервалу часу тривалістю  - витрати та пускові витрати води;  - тривалість пуску агрегата;  - кількість пусків.

  •  Рівняння зв’язку .
  •  Рівняння обмежень

а)  за балансами активних потужностей

б)  за резервом активної потужності на станції

де  - потужність заданого резерву;  - наявна потужність агрегату.

в) за допустимими потужностями агрегатів, що залежать від температурних режимів генераторів, підшипників, кавітаційних явищ, вібрацій, тощо. при короткотривалому плануванні їх задають у вигляді

г) за складом агрегатів, який задається надійністю схеми власних потреб чи з умов розмиву русла або берегів нижнього б'єфу ріки. Обмеження такого типу можуть задаватись і головною схемою електричних з'єднань, коли на ЕС є шини різних напруг, тоді

де  - склад обов'язкових агрегатів, причому ;

д) за мінімальним числом агрегатів, що викликається умовами надійності та правильної роботи релейного захисту

є) за тривалістю використання агрегатів - задаються обмеження за тривалістю простою агрегатів у холодному резерві перед пуском чи за тривалістю роботи перед зупинкою агрегату, наприклад, з умов надійної роботи підп'ятників;

ж) за числом пусків-зупинок агрегату в досліджуваному періоді;

з) з умов реалізації рішень, які обумовлені схемами та пристроями автоматики - навантаження між агрегатами розподіляється за рівністю потужностей або за рівністю відкриття направляючих апаратів.

Можуть також задаватись інші обмеження, характер яких визначаєься конкретними умовами роботи електростанції.

Далі розв'язання задачі здійснюється методами динамічного програмування (ДП) або направленого перебору варіантів, кожен з яких має свої переваги та недоліки. Кращим вважається метод ДП, за допомогою якого визначаються склад та потужності для кожного інтервалу часу розглядуваного періоду оптимізації. при цьому на першій стадії розрахунку не вдається врахувати весь комплекс обмежень і рішення "виправляється" (уточнюється) на другій стадії. У кінцевому результаті початковий план видозмінюється, а регулювання режиму ведеться в темпі процесу у залежності від конкретних умов.

Оскільки в загальному випадку задача внутрішньостанційної оптимізації режиму характеризується високою розмірністю, наявністю значної кількості обмежень, відсутністю достовірної інформації, тощо, її розв'язання здійснюється за спрощеними алгоритмами з урахуванням пріоритетів, наприклад, економічності різних заходів. Так витрати ресурсу при найвигіднішому розподілі навантаження можна зменшити на 0,2-0,6%, при правильно вибраному незмінному складі агрегатів - 0,2-1,2%, при правильно вибраному числі працюючих фрегатів - 0,2-10%. Звідси випливає доцільність розбиття задачі оптимізації складу та режиму агрегатів на чотири самостійних підзадачі: першії - оптимізація числа та складу при рівномірному розподілі навантаження між агрегатами; друга - формування рівнозначних рішень для кожного розрахункового інтервалу часу і періоду оптимізації для мінімізації пускозупинних операцій; третя - визначення стратегії управління складом агрегатів на період оптимізації з мінімальним числом пускозупинних операцій; четверта - найвигідніший розподіл навантаження між агрегатами.

4 ПОБУДОВА ЕКВІВАЛЕНТНИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ

Оптимальний план використання агрегатів для певного навантаження станції визначається за еквівалентною характеристикою станції з використанням процедури зворотного ходу, яка дозволяє суттєво скоротити число параметрів еквівалентної характеристики. Тут у пам'яті ЕОМ запам'ятовується тільки номер та потужність агрегату, що підключається до еквівалентної характеристики. І хоча така процедура суттєво зменшує необхідну пам'ять ЕОМ все таки вона досить громіздка.

Середньоінтервальні характеристики відображають особливості короткотермінових режимів електростанцій всередині розрахункових інтервалів часу (годинних, добових). Вони дозволяють враховувати вплив короткотермінових режимів на довгострокові (місячні, річні).

При побудові середньоінтервальних характеристик вважаються заданими характерні добові графіки навантажень системи і для оптимального добового режиму визначаються середньодобові витрати енергоресурсу станцій, а в результаті серії таких розрахунків середньодобові витратні характеристики електростанцій. Тобто, отримують характеристики, де змінні з рисками означають середні значення їх за добу. На їх основі, шляхом диференціювання, отримують характеристики відносних приростів.

Середньоінтервальні характеристики використовуються при розрахунках довгострокових режимів ЕнС, для складання річних графіків капітальних ремонтів і т.п.

Статистичні характеристики отримуються в результаті обробки різними методами статистичної інформації, отриманої за попередні періоди часу. Причому ця інформація повинна відображати характерні умови: вид палива, сезон, наявну потужність станції і т.п. Крім того, слід мати впевненість, що ці характеристики можна використати у розрахунках на майбутнє. А цього якраз у сучасній енергетиці і нема, тому що стан та режими системи суттєво змінюються, мало того видозмінюються саме поняття енергосистеми, так як планується перехід на нову структуру побудови енергетики в Україні.

На рисунку 5 показано приклад побудови еквівалентної витратної характеристики двох агрегатів № 1 і 2.

Мінімальна потужність станції Рmin визначається мінімальною потужністю обох агрегатів. Під час збільшення потужності станції до Р1 завантажується перший агрегат до потужності Ра, оскільки він має менший відносний приріст. В зоні потужностей від Р1 до Р2 завантажується обидва агрегата у відповідності з принципом рівності відносних приростів, а при великих потужностях завантажується агрегат № 2. Отже будується еквівалентна характеристика відносних приростів. Вона дає всі необхідні рекомендації для побудови еквівалентної витратної характеристики, тобто дозволяє визначити потужності агрегатів для будь-якого навантаження станції, які відповідають мінімуму витрати палива. Ця методика проста, легко реалізуєтся на ЕОМ і знаходит широке застосування, особливо для побудови еквівалентних характеристик відносних приростів.

Характеристики відносних приростів використовуються для оптимізаційних розрахунків, і, як правило, до ним також висуваються вимоги щодо дифференційовності і монотонності зростання. Частіше всего ці вимоги не виконуються, тому існують спеціальні методи приведення характеристик до необхідної форми.

Якщо характеристики мають розриви неперервності першого виду (рис. 9, а), то потужності Р1 відповідає будь-які відносні прирости від   до , тобто є невизначеність зв’язку  , і, відповідно, невизначеність розв’язку. Для того щоб уникнути невизначеності, характеристика представляється двома непов’язаними частинами ОA і ВС. Для потужності агрегата, меншої , агрегат представляється частиною ОА, для рівної і більшою – частиною ВС.

\

Рисунок 6 – Два види розриву непрервності на характеристиках відносних приростів

Рисунок 7 – До методики усунення розриву неперервності характеристикивідносних приростів

Для характеристик, що мають розриви другого роду (рис. 6, б), разроблена проста методика їх перетворення, але вона отримана для допущення, що перерозподіл навантаження на розглядуваній станції не змінює відносного приросту системи в целому. Це виконується лише у випадку малої питомої ваги станції, яка розглядається, в балансі потужності системи.

Отже приймаємо, що станція з характеристиками на рис. 6, б працює в потужній системі, яка при всіх змінах навантаження цієї станції має відносний приріст  (рис. 7). При найвигіднішому розподілі навантаження станція також буде мати відносний приріст bс, але йому відповідають потужності  і . Виникає питання яка з потужностей є оптимальною? Можливими є два варіанти балансу потужності системи.

де Р – навантаження системи;  – потужності всіх інших (окрім розглянутої) станції.

При переході від потужності  до  необхідна додаткова витрата палива на станції, але в той же час буде економія палива в системі, тобто загальні зміни витрати палива складе:

,                      (4.10)

де  і  – площадки, показані штриховкою на рис. 10.

Назвемо  площадкою перепалу, а  – площадкою економії палива. Якщо ΔВ>0, то збільшувати потужність від  до  невигідно, оскільки буде перепал палива. Для  буде економія, а для  варіанти рівноекономічні. Скористаємось цим положенням для приведення характеристики до необхідного виду.

При відносному прирості системи  (рис. 11) (), тобто економічною буде потужність . При маємо , тобто економичним буде режим з потужністю ; при маємо і режими і  рівноекономічні; при  буде – економічна потужність , при економічна потужність .

Рисунок 8 – Усунення розриву неперервності на характеристиці відносних

приростів

Рисунок 9 – Еквівалентна характеристика та апроксимована характеристикивідносних приростів

Отже, для усунення розриву неперервності характеристики на рис. 8 достатньо провести лінію  так, щоб . Тоді при менших відносних приростах необхідно працювати по лівій вітці характеристики, а при більших – по правій.

Легко показати, что робота в зоні АВ (рис. 8) завжди супроводжується перепалом палива. Дейсно, при будь-яких потужностях в цій зоні буде , а максимальний перепал буде в точці розриву неперервності, оскільки . Тому зона АВ – це зона небажаної роботи. В практичних випадках ця зона не виключається з роботи, оскільки перепал палива зазвичай не превищує 5-10% можливої економії, а відмова від використання станції в цій зоні пов’язаний з значними експлуатаційними незручностями для всієї системи і зниженням її надійності.

Побудова еквівалентних витратних характеристик за еквівалентними

дифференційними мають і свої мінуси. Відностні прирости (дифференційні

показники) надзвичайно чутливі до всілякого роду неточностей вихідної інформації, розрахунків побудови і іншим. Все це призводить до того, що характеристики відносних приростів можуть мати похибки 5 – 10% і більше. Режим, знайдений за такими характеристиками, може відрізнятись від оптимального, а відповідно, і еквівалентна витратна характеристика може мати значні похибки. В таких випадках значними можливостями відрізняється метод динамичного програмування, оскільки там використовуються характеристики в абсолютних показниках.

Рисунок 10 – Еквівалентна витратна характеристика і її апроксимована

Залежність

5 ПОБУДОВА ЗАЛЕЖНОСТІ ВТРАТ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ ВІД ПОТУЖНОСТІ ГЕНЕРАЦІЇ

По суті задача визначення втрат потужності від взаємовпливу в ЕЕС є задачею визначення відповідних складових втрат у вітках системи, якими передається потужність інших систем. Втрати у вітках схеми електричної мережі в залежності від потужності у вузлах можуть бути визначені з результатів розрахунку нормального режиму при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах з врахуванням вихідної нелінійної залежності втрат від параметрів режиму.

Значення повної потужності на початку і в кінці кожної вітки схеми визначається за формулою:

                                                    ,                                   (5.1)

де - діагональна матриця напруг у вузлах включаючи і балансувальні;МΣ –перша матриця з’єднань віток у вузлах включаючи і балансувальні;

    - діагональна матриця струмів у вітках схеми (тут і далі знак  означає, що матриця або вектор є спряжений).

Якщо вираз (5.1) помножити зліва на одиничний транспонований вектор nt, то в результаті отримаємо транспонований вектор втрат потужності у вітках схеми:

,

 

або з врахуванням того, що ,

                                    ,                                             (5.2)

де - транспонований вектор напруг у вузлах включаючи і балансувальні (тут і далі індекс “t” означає, що матриця або вектор є транспонованими).

З (5.2) видно, що втрати в і-й вітці схеми визначаються:

, (5.3)

де - вектор-стовпець матриці інциденцій з’єднань віток у вузлах ;

    - струм в і-й вітці, який може бути визначений через струми у вузлах

,

де - і-й вектор-рядок матриці розподілу струмів у вузлах  по вітках схеми.

Матриця струморозподілу розраховується методом одиничних струмів, або за відомою формулою [69]:

,

 

де zв – діагональна матриця комплексних опорів віток схеми електричної мережі.

Якщо схема і параметри електричних мереж ЕЕС є відносно незмінними, то застосування методу визначення струмів у вітках за допомогою матриці струморозподілу С є доцільнішим.

Підставивши останній вираз у (5.3), отримаємо:

. (5.4)

З врахуванням того, що

,

 

(5.4) можна переписати:

, (5.5)

де - вектор вузлових навантажень, включаючи і балансувальні;

Позначимо в (5.5)

, (5.6)

де – діагональна матриця напруг у вузлах без балансувальних вузлів;

Вектор-рядок складається з коефіцієнтів, які показують, яку частку в сумарних втратах і-тої вітки складає протікання по ній потужності до кожного вузла.

На підставі (5.5) і (5.6) можна записати:

, (5.7)

де - вектор сумарних втрат у вітках схеми;

    - матриця коефіцієнтів розподілу втрат потужності у вітках схеми в залежності від потужності у вузлах схеми, кожний рядок якої складається з (5.6).

Зауважимо, що коефіцієнти розподілу втрат залежать від параметрів схеми, які за певних допущень можна вважати постійними, а також від значень напруги у вузлах, які обумовлені навантаженням і генеруванням у вузлах схеми. Таким чином, нелінійність залежності втрат від параметрів режиму зберігається. Визначення коефіцієнтів матриці  через поточні значення вузлових напруг по суті означає перехід до лінійної моделі нормального режиму електричної мережі при зафіксованих потужностях та напругах у вузлах.

Істотним недоліком пропонованої методики визначення коефіцієнтів матриці  є те, що параметри електричної мережі приводяться до однієї напруги, тобто трансформаторні зв’язки враховуються у неявному вигляді. Застосування останніх у явному вигляді дозволить використовувати розроблену методику при визначенні додаткових втрат від взаємовпливу для мереж з трансформаціями, де суттєву роль відіграють е.р.с., зумовлені неоднаковістю коефіцієнтів трансформації.

Рисунок 11 – Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 300

Рисунок 12 – Відносні прирости втрат активної потужності від зміни потужності у вузлі 200

6 ОПТИМАЛЬНИЙ РОЗПОДІЛ АКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ МІЖ СТАНЦІЯМИ ЗА КРИТЕРІЄМ РІВНОСТІ ВІДНОСНИХ ПРИРОСТІВ ВИТРАТИ УМОВНОГО ПАЛИВА

Для змішаної (гідротеплової) системи задача розподілу навантаження між ГЕС та АЕС ділиться на дві різні підзадачі.

Перша - оптимізація довготривалих режимів системи. Тут для всього циклу регулювання ГЕС знаходиться найвигідніший розподіл навантаження між станціями системи та визначається режим використання водно - енергетичних ресурсів водосховищ, що і є основною метою розрахунків. На базі цих розрахунків визначаються обмеження по стоку на місяць, тиждень, добу.

Друга - оптимізація короткотривалих режимів чи найвигідніших розподілів навантажень у змішаній системі для добового чи меншого періоду оптимізації.

Зрозуміло, що довготривалі та короткотривалі режими ГЕС тісно пов'язані і ці задачі слід було б розв'язувати у єдиному алгоритмі. Однак із-за імовірнісної та невизначеної форми вихідної інформації, труднощів алгоритмічного та обчислювального характеру змушені йти на певні допустимі спрощення при розрахунках режимів.

Розподіл навантаження при постійності напору ГЕС. Приймаємо допущення, що на ГЕС на протязі всього періоду оптимізації напір не змінюється незалежно від режиму її роботи, хоча при строгому підході це може бути справедливо лише для високо- та середньонапірних ГЕС. Але таке допущення суттєво спрощує алгоритм розв'язання задачі, бо тут вважається, що один кубометр води має однакову енергію для всього періоду оптимізації. Нагадаємо, що енергія ГЕС рівна  і при Н =const,  , де к = (враховуємо тут також те, що  близький до 1 і не може суттєво змінювати її енергію при регулюванні. Суттєво енергію може змінювати напір, але його ми приймаємо незмінним).

Розглянемо найпростіший випадок - в енергосистемі працює одна еквівалентна теплова та одна гідравлічна електростанції. Гідростанція за період Т може витратити певну кількість енергоресурсу (стоку). Задача полягає в тому, щоб в кожному розрахунковому інтервалі і всього періоду Т отримати найвигідніший розподіл навантаження між станціями. Таким чином, рівняння цілі мало б вид:

Спростимо задачу ще раз, прийнявши розрахунковий інтервал і рівним Т, тоді рівняння цілі матиме вигляд:

Витрати палива на АЕС зрозуміло залежать від потужності, з якою працює ГЕС, а витрати води відповідно, від потужності АЕС. Врахуємо це рівняннями зв'язку.

2.B і Q.

Рівняння обмежень запишемо у вигляді:

3.

Тут  Q – задане обмеження стоку;  - витрати води на ГЕС при її роботі;   - потужності електростанції, відповідно АЕС та ГЕС.

4.Функція Лагранжа матиме вигляд

Для виводу рівняння оптимізації візьмемо часткові похідні від Ф по невідомих та прирівняємо їх до нуля,тобто:

5. Умови оптимального розподілу

Звідси витікає,що

Прийнявши:  та , отримаємо рівняння оптимального розподілу навантаження між АЕС та ГЕС

Тут b – відносний приріст витрат палива теплової станції; q – відносний приріст витрат води гідростанції; , - відносні прирости втрат активної потужності в електричних мережах при зміні потужностей АЕС та ГЕС відповідно.

Якщо еквівалентна теплова станція працює паралельно з декількома ГЕС (а їх не можна еквіваленту вати в одну із-за різних напорів), то рівняння оптимізації буде таким:

де ,,…, - множники Лагранжа 1,2,…n-тої  ГЕС;  відносні прирости  витрат води кожної ГЕС відповідно; , - відносні прирости втрат активної потужності в мережі при зміні потужностей 1,2,…, n-тої ГЕС; .

Отже, для найвигіднішого розподілу навантаження необхідно для всього періоду оптимізації зберігати постійне співвідношення між АЕС та окремими гідростанціями, а саме: між АЕС і ГЕС навантаження повинно розподілятись за співвідношенням

Між АЕС і ГЕС2 за співвідношенням

і т.д. Зрозуміло, що при цьому повинен витримуватись баланс (18).

Розмірність та фізичний зміст множників Лагранжа. Для вищезгаданого випадку (одна АЕС і одна ГЕС) нехтуємо втратами у мережі . Тоді умова найвигіднішого розподілу навантаження у системі має вид:

або

Відомо, що b=а  тоді

Приймемо рівними прирости потужностей на електростанціях,тобто =, тоді

Тут  виступає мірою ефективності використання гідроресурсів у системі, тобто цей коефіцієнт показує,яку економію палива можна буде отримати на тепловій станції при використанні на ГЕС стоку Q. І зрозуміло, що найвигідніший буде такий режим, при якому ресурси кожної ГЕС будуть використані з однаковою ефективністю на протязі всього періоду оптимізації, тобто . Ще раз нагадаємо, що наведені міркування стосуються ГЕС з H=const. При змінних напорах розв’язання цієї задачі значно ускладнюється.

λ=idem

без врахування втрат в мережі

з врахуванням втрат в мережі

Максимальний небаланс води:

Рисунок 11 – Оптимальний розподіл активної потужності між станціями

ВИСНОВОК

В курсовій роботі розглянуто основні оптимізаційні задачі, які покладені на АСУ ЕС.

Проведено підготовку вихідних даних, де проведено аналіз графіка навантажень за активною, реактивною та повною потужністю. Виконано розрахунок основних техніко-економічних показників за добовим графіком активної потужності. Побудовано витратні характеристики та характеристики відносних приростів.

Виконано оптимальний розподіл навантаження між агрегетами станції розташованої у вузлі 300 (при чом не враховувались прирости втрат активної потужності та обмежень за згенерованою потужністю).

Побудовано еквівалентні харатктеристики станції розташованої у вузлі 200 методом динамічного програмування та рівності відносних присротів.

Визначено зміну приростів втрати активної потужності від зміни активної потужності генерації у вузлах 300 та 200.

Виконано оптимізацію розподілу активного навантаження між станціями у вузлах 300 та 200 з врахуванням втрат активної потужності та обмежень по генерації.

Результатом даної курсової роботи є оптимізація розподілу навантаження як між електричними станціями в системі, так і між блоками окремо взятої станції. Використання сучасних засобів обробки інформації дозволило мені достатньо швидко й ефективно зробити всі необхідні розрахунки. Таким чином, необхідність наявності комп'ютерної техніки, а також необхідних програмних розробок про які писалося в першому розділі очевидна.

Особливо необхідна точна і швидка оптимізація розподілу навантажень у нашій важкій економічній ситуації, коли настільки необхідна економія енергоресурсів.

Література:

1. Баркан Я.О. Эксплуатация энергосистем. - М.: Высшая школа, 1990. - 304 с.

2. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. - М.: Энергия, 1983. - 384 с.

3. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. - М.: Энергия, 1969. - 352 с.

4. Веников В.А., Журавлева В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоиздат, 1981.

5. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. – М.: Энергоатомиздат,1988.

6. Взаємовплив електричних мереж і систем в процесі оптимального керування їх режимами.: моногр. / Лежнюк П. Д. , Кулик В. В., Бурикін О.Б.– Вінниця: ВНТУ, 2008. – 122 с.

7. Оцінка чутливості втрат потужності в електричних мережах.: моногр. / Лежнюк П. Д. , Лесько В. О.– Вінниця: ВНТУ, 2010. – 120 с.

4 РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ ТА АВТОМАТИКА ГАЕС

4.1 Вибір організаційної структури оперативного керування.

 Для керування роботою електричних станцій в нормальних та аварійних режимах на них встановлюється велика кількість допоміжних пристроїв, які створюють систему керування.

Система керування має пять основних підкласів:

  •  вимірювання;
  •  сигналізації;
  •  регулювання;
  •  керування комутаційними апаратами;
  •  захисту.

Під системи вимірювання та сигналізації забезпечують необхідну інформацію про роботу обладнання та хід технологічного процесу; за допомогою підсистеми регулювання та керування здійснюється управління обєктом. При різких відхиленнях від нормального режиму роботи або при пошкодженні обладнання діє захист і виконує автоматичне вимикання відповідних елементів.

Для зручності оперативного обслуговування прилади і апарати керування зосереджуються на щитах управління (ЩУ). Число ЩУ, які встановлюються на станції, їх територіальне розташування та склад пристроїв залежать від прийнятої на станції структури оперативного керування.

У нинішній час склалися три форми організаційної структури оперативного керування:

- цехова;

- блочна;

- централізована.

Прилади та пристрої ЩУ мають дві групи елементів. Перша, яка знаходиться безпосередньо біля обладнання, - це первинні вимірювальні перетворювачі, комутаційні апарати, виконавчі елементи. Друга група елементів знаходиться на ЩУ і до її складу входять:

- вимірювальні (вторинні) прилади;

- засоби фіксації цифрової та текстової інформації;

- прилади та апарати керування;

- прилади та реле захисту і автоматичних пристроїв, електронні регулятори.

В пунктах централізованого керування наступні види сигналізації:

а) світлова – про положення активних елементів керуючого обєкту;

б) світлозвукова аварійна – аварійна технологічна, аварійних вимикань та автоматичних увімкнень вимикачів;

в) світлозвукова попереджувальна – про відхилення режиму роботи обладнання від нормального та пошкодженнях оперативних кіл;

г) світлозвукова – для виклику персоналу в приміщення місцевих ЩУ допоміжних цехів та різних електротехнічних пристроїв;

д) сигналізації дії технологічних та електричних захистів.

Вимірюваннями повинні бути охоплені всі параметри основного та допоміжного обладнання, які визначають режим обєкта. На електричних станціях використовуються вимірювальні прилади чотирьох типів:

а) вказуючі аналогові та цифрові прилад – для візуального спостереження за параметрами режиму;

б) реєструючи прилади – для безперервного графічного або цифрового запису параметрів в нормальному режимі;

в) інтегруючі прилади (лічильники) – для сумування показань в часі;

г) фіксуючі прилади – для графічного запису параметрів в аварійних умовах.  

4.2 Вибір системи дистанційного управління, сигналізації, телемеханіки, звязку

На електростанції повинна бути забезпечена система дистанційного управління комутаційними апаратами для проведення необхідних переключень в нормальних режимах та про ліквідацію аварійних станів. Дія системи дистанційного управління супроводжується роботою засобів сигналізації, які дають необхідну інформацію про стан обладнання і спрацьовування захисту.

На щитах управління ГАЕС повинні бути встановлені наступні види сигналізації: положення комутаційних апаратів, аварійна, попереджуюча та командна.

4.3 Вибір засобів захисту двигунів власних потреб

На асинхронних електродвигунах (ЕД) власних потреб 0,4 кВ встановлюють захист від міжфазних КЗ та захист від однофазних замикань на землю, а для ЕД, які можуть піддаватися перевантаженню – захист від перевантаження з дією на вимикання. Також передбачається груповий захист мінімальної напруги.

Захист від усіх видів КЗ в ЕД виконується на триполюсних автоматах серій АВМ, А3100, А3700 з комбінованим розчеплювачем.

4.4 Захист збірних шин

Захист збірних шин РУ станцій здійснюють двома способами:

а) за допомогою основних або резервних захистів приєднань захищаємих систем (секцій) шин;

б) за допомогою спеціальних швидкодіючих захистів.

Другий спосіб набув найбільшого розповсюдження там, де частіше всього використовують диференціальний принцип, а захисти розподіляються на три групи:

  •  диференціальні струмові;
  •  диференціальні струмові з гальмуванням;
  •  диференціально-фазні.

В мережах з глухозаземленoю нейтраллю захисти шин реагують на всі види КЗ між фазами, однофазні та багатофазні КЗ на землю, а в мережах з ізольованою або компенсованою нейтраллю – на всі види КЗ між фазами, двійні замикання на землю та двохфазні КЗ на землю в одній точці.

4.5 Релейних захист гідрогенераторів

На ГГ передбачається релейний захист від наступних видів пошкоджень та аномальних режимів :

  •  багатофазних КЗ в обмотці статора та на його виводах;
  •  замикань на землю в обмотці статора;
  •  струмів симетричних та несиметричних зовнішніх КЗ;
  •  симетричних та несиметричних перевантажень обмоток статора;
  •  підвищення напруги на виводах обмотки статора;
  •  втрати збудження;
  •  замикань на землю в одній точці кола ротора;
  •  зникнення напруги при роботі ГГ в режимі синхронного компенсатора.

4.5.1 Захист від багаторазових КЗ в обмотці статора та на його виводах. Для визначення рівня струмів за анормальних режимів персоналом використовуються спрощені схеми та приблизні розрахунки.

Задамося базисними величинами:

                                   (4.1)

Розраховуємо опори схеми заміщення:

                                           (4.2)

                   (4.3)

Рівень поперечної надперехідної ЕРС обмотки статора визначають за формулою:

де ==1;                                 (4.5)

                      (4.6)

Розраховуємо струми КЗ на затискачах генератора (точка К1):

                                   (4.7)

                    (4.8)

Розраховуємо струми КЗ за блочним трансформатором (точка К2):

                     (4.9)

Тип захисту: поздовжний диференціальний струмів захист з циркулюючими струмами на реле РНТ-565

Розрахункові уставки захисту:

а) визначається максимальне розрахункове значення первинного струму небалансу в усталеному режимі протікання через трансформатори струму (ТС) зовнішнього максимального розрахункового струму:

Інб.розр.мах = КоднІзовн.розр.мах= 0,50,191750 = 4587,5 (А),          (4.10)

де Кодн = 0,5 – коефіцієнт однотипності ТС, = 0,1 – максимальна похибка ТС;

б) визначається розрахунковий первинний струм спрацьовуваннязахисту за умовами:

- неспрацьовуваннявід розрахункового струму небаланса:

                    Ісз = Кн Інб.розр.мах= 1,34587,5  = 5963,75 (А),                      (4.11)

де Кн = 1,3 – коефіцієнт надійності;

  •  неспрацьовування від максимального струму навантаження при пошкодженні кола циркуляції:

                  Ісз = Кн Ірозр.мах = 1,39572,63 = 12444,41 (А).                        (4.12)

Приймаємо Ісз = 12444,41 (А).

в) перевіряємо чутливість захисту в режимі мінімального струму КЗ в зоні дії захисту:

               Кч = Ік.розр.minсз  2,                                     (4.13)

Кч = 0,87*91750/12444,41 = 6,37;

г) струм спрацьовуванняреле:

                     Іср = Ісз/nс = 12444,41 /2000 = 6,2 А;                                (4.14)

д) число витків диференціальної обмотки реле:

        

 диф.розр = Fср / Іср = 100/Іср= 100/ 6,2 = 16.                    (4.15)

Приймаємо диф. = 16 витків.

Остаточні значення струмів спрацювання:

Іср = Fср /диф,

Ісз = Ісрnс,

Іср = 100/16 = 6,25 (А),

Ісз = 6,22000 = 12400 (А).

Коефіцієнт чутливості захисту:

Кч = 0,8791750/12400 = 6,43  2.

В коло короткозамкненої обмотки реле вмикаємо максимальний опір 10 Ом.

4.5.2 Захист від замикань на землю в обмотці статора .Тип захисту: захист напруги першої та третьої гармонік без зони нечутливості типу ЗЗГ-1.

Захист має два органи:

  •  Максимальне реле напруги першої гармоніки (« реле напруги»), яке захищає 80-95% витків обмотки статора зі сторони лінійних виводів;
  •  Реле напруги третьої гармоніки з гальмуванням (« реле з гальмуванням»), яке захищає до 35% витків обмотки статора зі сторони нейтралі та саму нейтраль.

До «реле напруги» та «реле з гальмуванням» підводиться напруга зі сторони лінійних виводів від трансформатора напруги типу ЗНОМ з номінальною напругою обмоток Uф / 100/3 / 100/3 В.

Для « реле з гальмуванням» додатково підводиться напруга зі сторони нульових виводів від спеціального трансформатора напруги типу ЗНОЛ або ЗОМ з номінальною напругою обмоток (Uф /3)/100 В.

Захист діє з незалежною витримкою часу близько 0,5 с.

4.5.3 Захист обмотки статора від зовнішніх симетричних КЗ. Тип захисту: Максимальний струмів захист (МСЗ) з пуском по напрузі з незалежною витримкою часу.

Захист здійснюється одним реле струму КРС-3, яке вмикається на струм фази послідовно з фільтром-реле струму оберненої послідовності, одним мінімальним реле напруги РН-54/160, які вмикаються на між фазну напругу трансформатора напруги на виводах генератора, та реле часу.

Розрахункові уставки захисту:

а) первинний струм спрацьовуваннязахисту та струм спрацьовування реле:

Ісз = КнІг.номпов;

Іср = КсхІсз/nс,

Ісз = 1,29094/0,85 = 12838,6 (А);

Іср = 112838,6/2000 = 6,42 (А).

б) первинна напруга спрацьовування захисту та спрацьовування реле:

Uсз = (0,6-0,75) Uг.ном;

Uср = Uсз/ nн,

Uсз = 0,6515000 = 9750 (В);

Uср = 9750 /150 = 65 (В).

в) витримка часу першого ступеня захисту вибирається за умовою узгодження з лінійними резервними захистами. Витримка часу другого ступеня приймається на ступінь селективності більшою витримки часу першого ступеня.

г) коефіцієнт чутливості захисту:

Кч = 0,8791750/12838,6 = 6,2  1,5.

4.5.4 Захист обмотки статора від зовнішніх несиметричних КЗ . Тип захисту: струмів захист оберненої послідовності з незалежною витримкою часу.

Захист виконується з фільтр-реле струму оберненої послідовності РТФ-1М та реле часу і має дві витримки часу.

Первинний струм спрацювання захисту вибирається за умовою узгодження зі струмовим захистом нульової послідовності, який встановлюється на підвищую чому трансформаторі. Витримка часу вибирається за умовою узгодження з захистом наступних елементів.

  1.  Захист обмотки статора від несиметричних перевантажень .Тип захисту: двоступінчастий струмів захист оберненої послідовності з незалежною витримкою часу.

Захист виконується з фільтр-реле струму оберненої послідовності РТФ-7/2 та реле часу.

Обидва ступеня діють на вимикання гідрогенератора.

Розрахункові уставки захисту:

Струм спрацьовуваннята витримки часу кожного зі ступенів узгоджуються з характеристикою допустимого часу протікання несиметричних струмів tдоп= f(І2) для гідрогенераторів.

Орієнтовно можуть бути рекомендовані такі уставки захисту:

  •  струм спрацювання захисту першого ступеня:

                      ІсзІ = 0,4Іг.ном= 0,49094 = 3637,6 (А);                     (4.19)

  •  витримка часу першого ступеня становить tсзІ = 2 хв;
  •  струм спрацювання другого ступеня:

                      ІсзІІ = 0,2Іг.ном= 0,29094 = 1818,8 (А);                          (4.20)

  •  витримка часу другого ступеня становить tсзІІ = 15 хв;

Струми спрацювання реле:

ІсрІ =  3637,6/2000 = 1,8 (А),

ІсрІІ = 1818,8/2000 = 0,9 (А).

  1.  Захист обмотки статора від симетричних перевантажень . Тип захисту: максимальний струмів захист з незалежною витримкою часу.

Захист здійснюється одним реле струму РСТ-11, яке вмикається на струм фази послідовно з фільтр-реле струму оберненої послідовності та реле часу.

Первинний струм спрацьовування захисту:

Ісз = КнІг.номпов= 1,059094/0,85 = 11233,76 (А);

Струм спрацювання реле:

Іср = 11233,76/2000 = 5,616 (А).

  1.  Захист від підвищення напруги на виводах гідрогенератора. Тип захисту: одноступінчастий максимальний захист напруги з незалежною витримкою часу.

Захист здійснюється одним максимальним реле напруги РН-53/200, яке вмикається на міжфазну напругу  трансформатора напруги, який встановлюємо на виводах генератора, та реле часу.

Первинна напруга спрацьовування: 

                    Uсз = 1,5 Uг.ном= 1,5 15000 = 22500 (В);                       (4.22)

Витримка часу становить tсз = 0,5 с.

Напруга спрацьовування реле:

Uсз = 22500/150 = 150 (В).

  1.  Захист від втрат збудження . Тип захисту: максимальний струмів захист в колі статора генератора та мінімальний струмів захист в колі випрямлю вального трансформатора.

При одночасному спрацьовуванні обох захистів генератор вимикається. В процесі самосинхронізації генератора захист виводиться з дії на час (2-9) с.

Розрахункові уставки захисту:

Захист повинен спрацьовувати при підвищенні струму статора до 1,1Іг.ном та при зменшенні струму ротора до 0,5Ір.ном:

Ід1 = 1,1Іг.ном,     (4.23)

Ід2 = 0,5Ірот.ном,     (4.24)

Струм спрацьовування реле:

Ід1 = 1,19094/2000 = 5 (А);

Ід2 = 0,51600/2000 = 0,4 (А);

  1.  Захист від замикань на землю в одній точці кола ротора. Тип захисту: захист типу КЗР-З з накладенням змінної напруги 25Гц.

  1.   Захист кіл ротора . Тип захисту: двоступінчастий максимальний струмів захист з незалежною витримкою часу.

Захист виконується двофазним та дворелейним в кожному ступені з реле типу РТ-40, які вмикаються на ТС на стороні випрямляючого трансформатора, та реле часу з двома витримками часу.

Перший ступінь без витримки часу діє на реле контролю тривалості перевантаження та реле обмеження форсування; з першою витримкою часу вона діє на вимикання АРЗ, а з  другою – вимикання генератора.

Другий ступінь захисту без витримки часу вимикає АРЗ та з витримкою часу вимикає генератор.

Розрахункові уставки захисту:

  •  первинний струм спрацьовування першого ступеня:

                    ІдІ = 1,8Ірот.ном= 1,81600 = 2880 (А).                         (4.25)

  •  перша витримка часу захисту становить tдІ = 35 с;
  •  друга витримка часу захисту становить tдІІ = 50 с;
  •  первинний струм спрацьовування другого ступеня захисту  визначається струмом збудження в режимі форсування:

                     ІдІІ = КнІрот.форс= 1,82880 = 5184 (А);                        (4.26)

  •  витримка часу захисту становить tдІІ = 0,5 с.

Струми спрацьовування реле:

ІсрІ = 2280/2000 = 1,44 (А);

ІсрІІ = 5184/2000 = 2,59 (А).

  1.   Пристрій для гасіння пожеж в гідрогенераторі. Пристрій діє автоматично при спрацьовуванні основних захистів генератора з фіксацією виникнення пожежі відповідними приладами.

Таблиця 4.1- Типи захистів, які встановлюються на обладнанні ГАЕС

Облад-нання

Найменування захисту

Тип захисту

1. Блок гідрогенератор-трансформатор

Захист від багатофазних КЗ в ОС

Повздовжній диференціальний захист з реле типу ДЗТ-11/5

Захист від замикань на  землю в ОС

Захист типу ЗЗГ-1

Захист від зовнішніх симетричних КЗ

Дистанційний захист з реле типу КРС-3

Захист ОС від зовнішніх несиметричних КЗ та несиметричних перевантажень

Струмів захист зворотної послідовності типу РТФ-6М

Захист від підвищення напруги на виводах генератора та трансформатора

Двохступеневий максимальний захист напруги з реле типу РН-53/200

Захист генератора від зникнення напруги при його роботі в режимі СК

Мінімальний захист напруги з реле типу РН-54/160

Захист від асинхронного ходу

Спеціальний захист з реле РАХ

Захист від втрати збудження

Струмів захист в колі статора та мінімальний струмів захист в колі випрямляючого трансформатора (реле типу РСТ-11)

Захист від замикань на землю в одній точці кола ротора

Захист типу КЗР-3

Захист випрямляючого трансформатора від між фазних КЗ

Струмова відсічка з реле типу РСТ-11

Захист кіл ротора  та тиристорного перетворювача

Двохступеневий МСЗ з реле типу РСТ-11

Резервний захист системи збудження

МСЗ з реле типу РСТ-11

Продовження таблиці 4.1

Захист від усіх видів КЗ в обмотках та на виводах блокового трансформатора

Поздовжній диференціальний струмів захист типу РНТ-566

Захист від замикань усередині бака трансформатора

Газовий захист з реле типу РЗТ-80

2. Трансформатор власних потреб

Захист від багатофазних КЗ в обмотках та на виводах

Поздовжний диференціальний струмів захист типу РНТ-565 або струмова відсічка на реле типу РСТ-11

Захист від зовнішніх між фазних КЗ

МСЗ з реле типу РСТ-11

Захист від  замикань на землю в мережі 0,4 кВ

Спеціальний струмів захист нульової послідовності з реле типу РТЗ-50

Захист від замикань усередині бака трансформатора

Газовий захист типу РЗТ-80

3. ЛЕП-330 кВ

Захист від усіх видів КЗ

REL670 виробництва ABB

L90 виробництва General Electric

4. ЛЕП-110 кВ

Захист від усіх видів КЗ

7SA522 виробництва SIEMENS

L60 виробництва General Electric

5. Електродвигуни 0,4 кВ

Захист від між фазних КЗ та замикань на землю

Автомати типу АВМ та А3700

6. Електродвигуни 10 кВ

Захист від між фазних КЗ

Струмова відсічка або поздовжній диференціальний захист на реле типу РНТ-565

Захист від замикань на землю

Струмів захист нульової послідовності з реле типу РТЗ-50

Захист від зниження напруги

Захист мінімальної напруги з реле типу РНФ-1М

7. Збірні шини електроустановок

Захист від КЗ

Диференціальний струмів захист типу ДЗШ або ДЗШТ

Примітка: а) на ЛЕП-110 кВ встановлюємо пристрій АПВ типу РПВ-58;

                  б) на ЛЕП-330 кВ встановлюємо пристрій типу АПВ-2П.

5 ДЕТАЛЬ ПРОЕКТУ

Гідрогенератори - синхронні генератори, що приводяться в обертання гідравлічними турбінами, випускаються в широкій номенклатурі потужностей до 800 МВт на частоти обертання від 46,9 до 1500 об/хв, напругою до 18 кВ. За типом гідравлічної турбіни гідрогенератори діляться на вертикальних і горизонтальних, а також оборотні для роботи генератором або двигуном.

В даний час номінальна потужність виготовлених гідрогенераторів-двигунів знаходиться в межах 200-400 MBА при номінальних частотах обертання 150-400 об/хв. У різних країнах ведуться розробки потужних гідрогенераторів-двигунів на великі частоти обертання. Угонна частота обертання гідрогенераторів-двигунів, як правило, знаходиться в межах 1,45 - 1,7 номінальної частоти обертання. Коефіцієнт потужності в генераторному режимі для більшості потужних генераторів-двигунів складає 0,85 - 0,99. У руховому режимі  вибирається з умови споживання реактивної потужності при найвищому значенні напруги в точці приєднання до мережі. Для більшості виконаних машин він знаходиться в межах  = 0,95 . Напруга статора генераторів-двигунів істотно впливає на вартість машини.У багатьох машинах напруга статора дорівнює 15,75-16,5 кВ, а у ряді випадків 18-20 кВ і вище. Вибір підвищеної напруги характерний для генераторів-двигунів, встановлених на підземних ГАЕС, у зв'язку з прагненням понизити розміри шинопроводів від генератора до трансформатора, що підвищує, протяжність яких відносно велика. Межі зміни напруги в оборотних гідрогенераторах, як правило, допускаються більшими, ніж в генераторах звичайного типу.

Момент інерції гідрогенераторів-двигунів, як правило, значно менше, ніж гідрогенераторів звичайного виконання. Це пов'язано з меншою угонною частотою обертання насос-турбіни, а також з прагненням зменшити діаметр ротора для зниження пускової потужності і часу пуску в насосному режимі. Зниження моменту інерції ротора особливо важливе для агрегатів з асинхронним пуском в насосному режимі. Для гідрогенераторів-двигунів є характерним зниження індуктивного опору по подовжній осі Хd.

Величина ОКЗ для гідрогенераторів-двигунів з частотою обертання до 300 об/хв знаходиться в межах 1,1 - 1,0. У потужних високошвидкісних машинах ОКЗ вибирається менше одиниці - 0,8 - 1,0.

Зазвичай, генератор-двигун ГАЕС  виконаний в зонтичного виконання з одним направляючим підшипником в зоні верхньої хрестовини, з опорою підп'ятника на кришку насоса-турбіни і призначений для безпосередньо асинхронного пуску.

У машині застосовані масивні полюси, які по торцях сполучені потужними мідними перемичками, привареними до масиву полюсів. Зменшення термомеханічної напруги в масивному полюсі досягається за допомогою прорізів по довжині полюса. Для полюсів застосована сталь з підвищеною термічною міцністю.

Для обмотки статора застосована термореактивна ізоляція типу «моноліт». На виході стрижнів з паза і в головках лобових частин встановлені елементи, що розклинюються. Кріплення лобових частин обмотки до бандажних кілець здійснюється із застосуванням формоутворювальних прокладок. У пазовій частині обмотка кріпиться пазовими клинами з пружними підклиновими прокладками.

Між стрижнями і на дні паза передбачені прокладки з формоутворювального матеріалу.

Для зменшення пускового струму обмотка статора має збільшене число витків і спеціально заглиблений паз. Для збільшення пазового розсіяння під клинами в пазу встановлені магнітні вставки, що є склеєними пакетами пластин електротехнічної сталі. Конструкція сердечника статора — безстикова з шихтовкою статора в кільце на місці установки.

Підп'ятник - однорядний сегментний на гідравлічних опорах з автоматичним вирівнюванням навантаження між сегментами, з нульовим ексцентриситетом. Поверхня тертя сегментів покрита фторопластом.

Система охолоджування - повітря, замкнута з самовентиляцією. Для забезпечення однакової витрати повітря в генераторному і руховому режимах всі напірні елементи мають симетричні радіальні канали.

5.1 Системи збудження гідрогенераторів

В даний час найбільш широкого поширення набули системи збудження з перетворювачами тиристорів. При цьому використовуються системи як незалежного збудження, так і самозбудження. І в тих і в інших системах застосовуються трифазні мостові схеми випрямляння. Схеми перетворення можуть бути однокомплектними і двокомплектними. У двокомплектних схемах один випрямляч включається на повну напругу джерела живлення, а другий - на відпаювання його обмотки. При цьому випрямлячі працюють з різними кутами управління. У нормальних режимах струм збудження йде головним чином через робочий комплект вентилів, в режимах форсування - через форсирований комплект вентилів. На стороні постійного струму обидва випрямлячі з'єднуються паралельно.

Рисунок 5.1 - Схема незалежного збудження

Схема з одним комплектом вентилів застосовується при кратності форсування до <2,5, а схема з двома комплектами вентилів - при до = 3 - 4.

При незалежному збудженні як джерело живлення використовується допоміжний генератор ВГ, який встановлюється в зоні між ротором генератора і верхньою хрестовиною. Завдяки достатньо великому діаметру ВГ збільшення висоти генератора не потрібний. Допоміжний генератор є звичайною явнополюсною синхронною машиною, розраховану для роботи на випрямне навантаження.. Обмотка статора ВГ при двохмостовій схемі випрямляча виконана з відпаюваннями: робочий міст підключений до відпаювань, форсировочний міст - на повну фазну напругу. Окремі частини обмотки можуть виконуватися з різним числом паралельних гілок - великим в більш навантаженій робочій частині і меншим в решті частини обмотки.

 Обмотка збудження гідрогенератора отримує живлення від випрямляча тиристора . Збудження допоміжного синхронного генератора ВГ здійснюється випрямлячем тиристора , одержуючим живлення від виводів ВГ через трансформатор Т. В деяких генераторах застосовуються також системи самозбудження з послідовно включеними вольтододаючими трансформаторами. Гасіння поля в нормальних експлуатаційних режимах здійснюється інвертуванням, а в аварійних режимах - автоматом гасіння.

Системи збудження повинні забезпечувати в тривалому режимі роботи струм і напругу гідрогенераторів, що перевищують номінальні значення не менше чим на 10%. Кратності форсування напруги і струму збудження мають бути не менше 2, а швидкість наростання напруги збудження при заданому зниженні напруги на вході автоматичного регулятора збудження (АРЗ) і при раптових коротких замиканнях в мережі - не менше двох відносних одиниць в секунду.

Для гідрогенераторів потужністю 100 МВт і більш рекомендується застосовувати швидкодіючі системи збудження, що забезпечують наростання напруги від номінального до 95% граничного значення за час не більше   0,08 с. Гранична напруга збудження повинна досягатися при зниженні напруги на вході АРЗ на 5% при кратності форсування до 3 і на 7,5 % при більшій кратності форсування.

Для систем паралельного самозбудження без послідовних вольтододаючих  трансформаторів вимоги по кратності форсування і швидкодії повинні виконуватися за наступних умов:

1) напруга прямої послідовності на виводах генератора при будь-якому короткому замиканні має бути більше 0,8 номінального;

2) напруга прямої послідовності має бути менше 0,8 номінального при тривалості короткого замикання не більше 0,18 з для мережі напругою 110 кВ і вище і не більше 0,3 з для мережі 35 кВ і нижче, причому після відключення короткого замикання напруга повинна перевищувати 0,8 номінального.

Якщо друге з цих умов не виконується, то допускається зниження кратності форсування до значення, рівного твору напруги прямої послідовності у відносних одиницях на коефіцієнт 2,5. Вимоги до швидкості наростання напруги збудження в цьому випадку не пред'являються. Для задоволення вказаним вимогам система паралельного самозбудження повинна виконуватися з кратністю форсування 2,5 замість 2 при номінальній напрузі живлення.

Напівпровідникова система збудження повинна володіти внутрішнім резервуванням. Якщо число паралельних гілок або число фаз не більше трьох, то при виході з ладу однієї гілки або фази повинна забезпечуватися робота з номінальним навантаженням при номінальній напрузі і запасі по статичній стійкості 20% (без урахування АРВ). При цьому струм збудження не має бути менш струму холостого ходу.

Якщо число паралельних гілок або фаз рівне чотирьом і більш, то вихід з ладу однієї гілки або фази не повинен приводити ні до яких обмежень, включаючи форсування збудження. При виході з ладу двох паралельних гілок або фаз здійснюється автоматичне обмеження або заборона форсування і забезпечуються розглянуті вище режими при числі паралельних гілок або фаз не більше трьох.

У вітчизняній практиці системи збудження розраховуються на двократний номінальний струм збудження в течію не менше 50 з для гідрогенераторів з непрямою системою охолоджування і не менше 20 з для гідрогенераторів з безпосереднім водяним і форсованим повітряним охолоджуванням.

Гасіння поля гідрогенератора може здійснюватися включенням обмотки збудження на розрядний пристрій, перекладом перетворювача в інверторний режим. Можливо також гасіння поля гідрогенератора за допомогою гасіння поля збудника або поєднанням обох способів.

5.2 Режими роботи гідрогенераторів

5.2.1 Зміна напруги. Зазвичай гідрогенератори розраховують так, щоб при зміні значення напруги на виводах обмотки статора, що діє, в межах + 5 % номінального вони розвивали номінальну потужність при номінальному коефіцієнті потужності. При 105% напруги струм статора має бути знижений до 95% номінального, а при 95% напруги він може бути підвищений до 105%. При зниженні напруги нижче 95% номінального збільшення струму понад 105% зазвичай не допускається навіть у тому випадку, коли температура обмотки статора залишається в допустимих межах. Це пояснюється тим, що перепад температури в ізоляції від втрат в міді зростає пропорційно квадрату струму, а надмірне збільшення перепаду температури приводить до значних відносних переміщень шарів ізоляції, до необоротних деформацій в ній і в результаті - до зниження терміну служби ізоляції.

 Гідрогенератори допускають також тривалу роботу при підвищенні напруги до 110%. Проте зважаючи на збільшення втрат в сталі і що викликаються ними місцевих нагрівів, а також зростання струму і нагріву обмотки збудження зберегти при цьому номінальну потужність не вдається. Зазвичай при підвищенні напруги понад 105% номінального повна потужність знижується приблизно на 2% з кожним відсотком підвищення напруги. Робота при напрузі понад 110% номінальний не допускається.

      Зміни температури води і повітря. Робота гідрогенератора з температурою повітря, що охолоджує, понад 35 °С при замкнутому циклі вентиляції і понад 40°С при розімкненому не передбачається, за винятком режимів сушки. Повітроохолоджувачі забезпечують номінальне навантаження гідрогенераторів і збудників при температурі такою, що поступає в повітроохолоджувачі і теплообмінники води не вище 28 °С.

     В окремих випадках, при установці в районах з печенею тропічним кліматом, гідрогенератори розраховують для умов роботи при вищій температурі вхідного повітря, що охолоджує, яка перевищує температуру води, що поступає в повітроохолоджувачі, зазвичай на 7 - 10 °С.

        У зимовий час зниження температури води, що охолоджує, дозволяє зменшити температуру повітря, що у свою чергу дає можливість у відомих межах підвищити потужність гідрогенератора, зберігши температуру його обмотки статора незмінної. Проте збільшення потужності обмежується і в цьому випадку перепадом температури в ізоляції.

      При пониженні температури повітря, що охолоджує, з 35 до 30 °С допустиме збільшення потужності гідрогенератора на 0,75% на кожен градус підвищення температури. При пониженні температури повітря, що охолоджує, з 30 до 25 °С потужність може бути збільшена на 0,25% на кожен градус пониження температури повітря. При пониженні температури повітря, що охолоджує, нижче 25 °С подальше підвищення навантаження не допускається.

       Робота гідрогенератора при температурі повітря, що охолоджує, нижча +15°С не рекомендується, а нижче + 10 °С не допускається, оскільки при цьому можливе порушення ізоляції обмотки статора. У зимовий час не слід також переохолоджувати повітроохолоджувачі щоб уникнути конденсації на них вологи (запотівання). Зазвичай здійснюється сезонне регулювання витрати води, що охолоджує, через повітроохолоджувачі.

 5.2.2  Зміна частоти.   При зміні частоти в межах  2,5 % номінальною (48,75 - 51,25 Гц) гідрогенератор зберігає номінальну потужність. Проте при зменшенні частоти щодо номінальної підвищення напруги гідрогенератора понад номінальний не допускається. Це обумовлено тим, що при зниженні частоти для підтримки постійної напруги доводиться збільшувати магнітний потік, а також струм ротора. При одночасному підвищенні напруги місцеві нагріви сердечника і обмотки статора, а також температура обмотки ротора можуть перевищити допустимі межі.

      В окремих випадках можуть мати місце також обмеження при роботі гідрогенератора з підвищеною проти номінальною частотою і з великою напругою. При підвищенні частоти збільшуються додаткові втрати в міді обмотки статора і на поверхні полюсних наконечників, а втрати в сердечнику статора змінюються трохи. В результаті нагріваючи обмотки статора не виходить з допустимих меж. При підвищенні напруги із-за зростання втрат в сталі статора в напружених в тепловому відношенні гідрогенераторах може мати місце зростання температури обмотки статора вище допустимою. З цієї причини для окремих типів гідрогенераторів не допускається робота при підвищеній частоті і збільшеній напрузі в порівнянні з номінальним.

      Допустимі перевантаження по струму статора і ротора. Умови нагріву обмоток при короткочасних перевантаженнях близькі до умов адіабатичного процесу, оскільки кількість тепла, успішного за короткий проміжок часу розсіятися в зовнішнє середовище, трохи. Щоб уникнути порушень ізоляції, викликаних тепловими деформаціями при подовженні обмотки із-за її нагріву, зазвичай обмежують короткочасне підвищення температури обмотки 15 °С.

        Обмотки з безпосереднім водяним охолоджуванням володіють більшою перевантажувальною здатністю в порівнянні з обмотками з непрямим повітряним охолоджуванням при малих кратностях перевантажень, але із-за високої номінальної щільності струму допускають меншу тривалість перевантажень великої кратності

5.2.3 Несиметричне навантаження.При несиметричних навантаженнях генератора з'являються магнітні поля, що назад обертаються, першою і вищих гармонік, які викликають додаткові втрати в демпферній обмотці, на поверхні полюсних черевиків і в обмотці збудження. Надмірні нагріви місць з'єднань короткозамыкающих сегментів демпферної обмотки струмами зворотної послідовності можуть привести до її руйнування. Несиметричні навантаження викликають також пульсації моменту з основною частотою 100 Гц, внаслідок чого виникають вібрації статора і ротора, які при тривалій дії можуть привести до руйнування кріплення сердечника статора і міжполюсних з'єднань ротора. По цих причинах несиметричне навантаження обмежується струмами зворотної послідовності і повинні прийматися заходи для зниження тривалості несиметричного навантаження.

5.2.4   Несиметричні короткі замикання. Гідрогенератори можуть ви-тримати лише короткочасні несиметричні короткі замикання, оскільки струми зворотної послідовності, що досягають великих значень, можуть привести до виходу з ладу генератора із-за можливих пошкоджень ротора від місцевих нагрівів і вібрацій.

    У практиці прийнято визначати допустиму тривалість несиметричних коротких замикань виходячи з термічної стійкості демпферної системи.

        Гідрогенератори допускають короткочасні несиметричні короткі замикання за умови, що твір квадрата середнього струму зворотної послідовності 12 (у долях номінального струму статора) на час тривалості короткого замикання гк в секундах не перевершує певного значення.

  5.2.5 Робота із заземленою фазою.Якщо в одній з фаз гідрогенератора або мережі, підключеної безпосередньо до його виводів, мають місце замикання на землю, то такий режим є аварійним. Напруга незаземлених фаз в цьому випадку зростає і може досягати повної лінійної напруги, що веде до відповідного збільшення градієнта напруги в ізоляції обмотки статора і тим самим підвищує вірогідність її пошкодження. Наявність же двох місць замикань на землю в обмотці статора безпосередньо є небезпекою пожежі в генераторі з вигоранням сталі сердечника статора і необхідністю проведення в подальшому великого об'єму відновних ремонтних робіт.

З цієї причини робота гідрогенератора із заземленням однієї з фаз не допускається, при появі «землі» генератор має бути аварійно відключений від мережі і роззбудженний.

5.2.6 Асинхронний режим.Асинхронний режим гідрогенератора може наступити в результаті втрати збудження, невдалої самосинхронізації, невчасного відключення ділянки мережі з коротким замиканням, скидання великого навантаження при збереженні електричного зв'язку з системою і тому подібне

 У асинхронному режимі мають місце великі пульсації струму і напруги, що викликають вібрації гідрогенератора і значні механічні зусилля в окремих вузлах. Крім того, в обмотці збудження генератора, що обертається асихронно, наводиться значна ЕРС, яка при розмиканні ланцюга збудження може привести до пробою ізоляції ротора. Тому асинхронний режим не допускається скільки-небудь тривалий час і при випаданні з синхронізму машина має бути аварійно відключена від мережі.

 5.2.7 Допустимі вібрації і шуми.При роботі гідрогенераторів мають місце вібрації різних вузлів і їх елементів, обумовлені дією змінних аеродинамічних, електромагнітних і механічних навантажень.

Допустима вібрація (подвоєна амплітуда коливань) в горизонтальній плоскості хрестовини гідрогенератора з вбудованим в неї направляючим підшипником при вертикального виконання або вібрація підшипників при горизонтального виконання гідрогенератора у всіх режимах роботи при номінальній частоті обертання встановлюється наступною.

        У вертикальному напрямі гідрогенератор повинен витримувати вібрації турбіни не більш вказаних вище.

Допустима вібрація сердечника статора з частотою коливань, рівній подвоєній частоті перемагнічування, не повинна перевершувати 30 мкм. Вищі вібрації частоти (100 Гц) і зростання їх із струмом навантаження свідчать, як правило, про невдало вибране чергування котушкових груп обмотки статора. У цих випадках опиняється доцільною зміна електричної схеми обмотки статора. Максимальна інтенсивність шуму, зміряного на відстані 1 м від гідрогенератора, що працює в режимі холостого ходу, не повинна перевищувати 85 дБ.

3.1 Характеристика Дністровської ГАЕС

Наявність потужної промбази та селища будівельників, створених для споруди Дністровського гідровузла, а також великої кваліфікованого колективу будівельників, створюють сприятливі умови для будівництва гідроакумулюючої електростанції.

Дністровська ГАЕС розташована на південному заході України на відстані 400 км від Києва в Чернівецькій області.

ГАЕС була запроектована для роботи в енергосистемі за цикловим графіком: використовуючи надлишки енергії атомних і теплових станцій в нічні години, піднімати воду в верхній басейн, а в "години пік", вранці і ввечері, спрямовувати воду через агрегати і видавати додаткову електроенергію.

У складі ГАЕС розроблено проект власне самої станції потужністю 2268 Мвт. з використанням буферного водосховища для створення нижнього басейну ГАЕС, а також проект ГЕС-2 потужністю 40 Мвт. в складі буферного гідровузла.

Основні функції Дністровської ГАЕС-регулювання частоти і графіка навантажень в енергосистемі, аварійний резерв.

Головна вигода від реалізації проекту- це підвищення стабільності функціонування енергосистеми. Даний показник важко оцінити кількісно, однак відомо, що, за оцінками фахівців, пониження частоти струму з 50 гц до 49 гц завдає збитків економіці України на суму близько 100 мільйонів доларів США.

Оцінки як спеціалістів Світового Банку, так і фахівців Мінпаливенерго України та Укргідропроекту підтверджують безумовну економічну ефективність проекту Дністровської ГАЕС і його вигідність в порівнянні з альтернативними варіантами.

Введення в дію тільки першого агрегату (потужністю 324 МВт. в турбінному і 421 МВт. в насосному режимах) значно полегшить роботу енергосистеми і забезпечить річний прибуток близько 90 млн. гривень, що відчутно покращить подальше фінансування будівництва.

Експлуатація ГАЕС буде здійснюватись без будь-яких викидів чи скидів забруднюючих речовин у навколишнє середовище, без впливу на тваринний і рослинний світ, іхтіофауну і мікроклімат.

Робота станції сприятиме інтенсивному насиченню води киснем, покращенню її якості, а також підвищенню температури води, що поступає з нижніх холодних шарів водосховища Дністровської ГЕС-1.

Будівництво ГАЕС буде благодатно впливати на соціальне середовище краю, збільшиться зайнятість населення, а переселення людей із забудованих територій проводиться зі значним поліпшенням комунальних послуг, що їм надаються.

Прийняте в проекті підземне розташування головних споруд не впливає на ландшафт, а значно полегшує напружений стан берегових схилів.

ГАЕС потужністю 2160 МВт споруджена в 11 км від Дністровського гідровузла на правому березі річки. Як низового водойми використовується буферне водосховище. Верховий водойма - штучний, споруджується на правобережному плато. При цьому створюється натиск близько 140 м.

Дністровська ГАЕС запроектована як об'єкт комплексного призначення для вирішення завдань:

-енергетики - участь в покритті 25-30% перемінної частини графіка навантаження і заповнення нічних провалів навантаження Об'єднаної енергосистеми Півдня;

-іригації - підйом до 1300 млн.м3/рік води з Дністра для зрошення 250 тис.га земель північних районів Молдови

Рис. 3.2 План основних споруд

3.2 Будівельна готовність головних споруд ГАЕС

Дністровська ГАЕС має в своєму складі такі головні споруди:

верхнє водоймище;

водоприймач;

водопровідний тракт;

агрегатні шахти і будівля станції;

пристанційний майданчик і допоміжні споруди;

водовипуск і відвідний канал;

нижнє водосховище.

До складу ГАЕС входить верхній басейн і напірно-станційний вузол.

Верхній басейн розташований на вододільному плато між Дністром і його правою притокою Сокирянки в напіввиїмці-напівнасипу.

Найбільша довжина водойми 3 км, найбільша ширина 1 км. Довжина огороджувальної дамби 7,35 км.

Для зменшення фільтрації та її негативного впливу на стійкість берегових схилів Дністра і Сокирянки по дну і напірним укосів дамби басейну укладений суглинковий екран товщиною 2 м.

Для забору води на іригацію в кінці водойми влаштовано водозабірних споруд на витрату 100 м3 / с води.

Верхнє водоймище

Для вводу в дію 1-го агрегату побудована частина водоймища, відокремлена тимчасовою греблею. Позначка нормального підпірного рівня (НПР) приймається при цьому 220,6 м.

Місцеположення тимчасової греблі вибрано таким чином, щоб по цій схемі ввести в дію перші три агрегати ГАЕС.

Для забезпечення роботи 1-го агрегату верх огороджувальної греблі з врахування запасу над НПР приймається 222,6 м.

Будівництво верхнього водоймища було розпочато в 1985-му році, на цей час виконано близько 85% робіт.

Так, по аванкамері роботи виконані на 100%, закінчуються роботи по підготовці основи під відсипку тимчасової перемички. Стан готовності екрану дна складає 85%; в обгороджувальну дамбу верхнього водоймища - довжиною 7,5 км , висотою 20-25 м, відсипано 12,8 млн м3 грунту - 86%.

Споруди напірно-станційного вузла включають:

- водоприймач, будівельної висотою 33,5 м, довжиною 97,5 м, шириною 64,7 м. Його сім отворів обладнані ремонтними та аварійно-ремонтними затворами, обслуговуваними козловим краном вантажопідйомністю 2X63 т;

-напірні підземні водоводи внутрішнім діаметром 7,5 м і довжиною 580 м;

-будівлю ГАЕС шахтного типу (вперше у вітчизняній практиці) з семи шахт внутрішнім діаметром 25,0 м, розташованих на відстані 54 м один від одного (в осях).

Рис. 3.3 Перспектива споруд Дністровської ГАЕС (1-водопримач, 2-вертикальні підвідні водопроводи, 3-горизонтальні водоводи, 4-будівля ГАЕС, 5-відвідні водоводи, 6-водовипуск, 7-верхня дренажна штольня, 8-нижня дренажна штольня, 9-підхідні штольні №1, №2, №3)

Водоприймач - це залізобетонна конструкція, що об'єднує 7 окремих водозаборів, кожний з яких обладнаний пазами для аварійного затвору, а зі сторони верхнього б'єфу - для плоского ремонтного затвору.

Всього на водоприймачі проектом передбачено 2 комплекти ремонтних і 1 комплект аварійних затворів. Затвори обслуговуються двома козловими кранами 2x180+5 т, які переміщуються по верху водоприймача. Водопровідний тракт складається із напірних водоводів і відвідних тунелів. Напірні підвідні водоводи - це 7 окремо розташованих ниток, кожна із яки включає:

компенсатор;

верхнє коліно;

вертикальну шахту (висота біля 136 м, діаметр 7,5 м) з металевим кожухом;

горизонтальну частину (діаметр 7,5 м, довжин а 400 м, із яких 200 м - залізобетонна конструкція і 200 м в металевому кожусі);

відвідні тунелі довжиною 120-150 м і внутрішнім діаметром 8,2 м проходять під кутом 14° до горизонту в дуже тріщинуватих породах горизонтальної шаруватості (аргілітах, алевролітах).

Готовність водопровідного тракту водоводу № 1 така:

гірничі роботи завершені повністю;

-  виконане залізобетонне кріплення горизонтальної дільниці напірного водоводу і 100% з металевим облицюванням (кожухом); на 100% виконано спряження відвідного водоводу №1 з водовипуском. Прохідницькі роботи на з'єднувальній галереї виконані у повному обсязі. Готовність відвідних водоводів №1 - №3 складає 100%.

Перед поновленням робіт в підземному комплексі проведений ряд спеціальних геофізичних досліджень для визначення напруженого стану скельних порід.

3.3 Агрегатні шахти і будівля станції

Сім агрегатів ГАЕС (насос-турбіна і двигун-генератор) розміщуються в окремо розташованих шахтах діаметром 26 м і глибиною 50 м. Виймання грунту для шахт такої конструкції виконувалися в 2 етапи:

етап - опускання монолітного залізобетонного кільця в м'яких породах;

етап - розробка скельного грунту бурильно-вибуховим способом уступами по 2 м з наступним виконанням монолітногозалізобетонного кріплення.

На цей час на агрегат ній шахті №1 укладено агрегатного бетону до позначки +50,100 м. Завершені роботи по бетонуванню ліфтово-сходинкового блоку. Виконано монтаж статора турбіни та спіральної камери, здійснено монтаж робочого колеса. На верхній будові машзалу збудовано металевий каркас з покрівлею над монтажним майданчиком. Монтується стінове огородження.

У шахтах встановлюються оборотні гідроагрегати, обладнані радіапьно-осьовими насос-турбінами ОРО 170-В-730 з вбудованими кільцевими затворами і генераторами-двигунами СВО 1250 / 260-40 УХЛ4 одиничною потужністю в турбінному режимі 324 МВт. У кожній шахті в машинному залі розміщені: кран вантажопідйомністю 20 т, маслонапорние установки, регулятори та інше допоміжне обладнання. Монтаж і обслуговування агрегатів здійснюється двома козловими кранами вантажопідйомності по 400 т.

3.4 Пристанційни майданчик і допоміжні споруди

Вздовж будівлі ГАЕС зі сторони нижнього б'єфу і на одному з нею рівні знаходиться технологічний корпус, в якому розміщено інженерно-побутовий корпус і центральний диспетчерський пункт.

Між технологічним корпусом і водовипуском на пристанційному майданчику розташовані будівлі з допоміжним і контрольним обладнанням, трансформатори відкритої установки і будівля КРУЕ 330 кВ.

На пристанційному майданчику знаходяться також башта ревізії трансформаторів (БРТ) і центральне маслогосподарство (ЦМГ), компресорна загальностан- ційних потреб, очисні споруди.

До введення в дію 1-го агрегату виконано:

технологічний корпус в межах 1 -го агрегату;

частину інженерно-побутового корпусу;

трансформаторну площадку для 1-го трансформатора;

частину КРУЕ 330 кВ;

компресорну режиму СК і запуску в насосний режим;

частину компресорної загальностанційних потреб;

об'єкти водозабезпе(чення;

очисні споруди;

каналізаційну насосну станцію.

3.5 Водовипуск і вивідни канал

У низового басейну споруджується водовипуск, обладнаний сміттєзатримними гратами, ремонтними затворами і козловим краном вантажопідйомністю 2X32 т.

Водовипускні отвори в нижньому б'єфі об'єднані однією водовипускною спорудою залізобетонної конструкції (водовипуск).

Водовипуск обладнаний трьома комплектами плоских ремонтних затворів і сміттєзатримуючими решітками на кожному агрегаті. Маневрування затворами і решітками буде виконуватись козловим краном в/п 2x63+5 т.

У якості нижнього басейну ГАЕС використовується буферне водосховище.

Рис. 3.4 Розріз по спорудах водопровідного тракту ГАЕС (1-будівля ГАЕС, 2-водопримач, 3-підвідні напірні водоводи, 4-трансформаторна площадка, 5-нижнє буферне водосховище)

3.6 Нижнє водосховище

У якості нижнього водосховища ГАЕС використовується буферне водосховище ГЕС-1, створене заповненням ділянки р. Дністер від ГЕС-1 до ГЕС-2 довжиною 20 км. Нижнє водосховище буде мати повний об'єм 70 млн.м3, з якого 60 млн.м3 корисний для ГАЕС. Максимальна амплітуда коливань рівнів води при роботі ГАЕС складає 9,5 м. Для захисту населених пунктів і сільськогосподарських угідь вздовж берегів Дністра споруджені захисні дамби.

Вздовж дамб виконуються глибинні дренажі для захисту території від підтоплення. Для відводу поверхневої і дренажної води передбачуються акумулюючі ємкості і насосні станції. Роботи на нижньому водосховищі і захисних дамбах виконані на 92%. До введення в дію 1 -го агрегату необхідно завершити будівництво захисних дамб сіл Козлів, Василівці, Бернашівка і виконати берегозакріплювальні роботи до позначок, що дозволяють експлуатувати буферне водосховище при НПР 73,20 м.

3.7 Схема електричних з’єднань

Перший гідроагрегат блоком генератором-трансформатор окремої повітряної зв'язком приєднаний до ОРУ 330 кВ;

- Блоки генератор-трансформатор другого і третього гідроагрегатів об'єднуються і окремої повітряної зв'язком приєднуються до ОРУ 330 кВ;

- Інші чотири гідроагрегати двома укрупненими блоками "два генератором - трансформатор" окремими зв'язками приєднуються до ОРУ 750 кВ;

- Зв'язок ОРУ 750/330 кВ ГАЕС з енергосистемою здійснюється за двома ПЛ 330 кВ і двом ПЛ 750 кВ.

Перші три агрегати ГАЕС приєднуються до енергосистеми України на напрузі 330 кВ трьома ПЛ-330 кВ до діючих підстанцій Ладижинської ТЕС, Дністровської ГЕС-1 і в м.Бар Вінницької області.

Для введення в дію 1 -го агрегату ГАЕС необхідно діючу ПЛ 330 кВ Дністровської ГЕС-1 Ладижинської ТЕС завели на ГАЕС. В результаті цього ГАЕС приєднана до енергосистеми на період роботи 1-го агрегату двома ПЛ 330 кВ:

-ГАЕС - ГЕС-1;

- ГАЕС - Ладижинська ТЕС.

3.8 Прилади РЗ та А

На першому блоці Дністровської ГАЕС, введеному в роботу 22 грудні 2009 р. компанія ЕНПАСЕЛЕКТРО спільно з ПАТ "Укргідропроект" при узгодженні зі станцією, застосований метод резервування захистів електроустаткування пристроями різних фірм - виробників АВВ і AREVA.

Так, за проектом, розробленим інженерами відділу РЗ і ПА, генератор-двигун ГД-1 потужністю 324/421 МВт захищає пристрій фірми AREVA MiCOM P345, забезпечуючи диференціальну захист генератора, дистанційну захист, МТЗ, МТЗ з контролем за напругою, захист від замикань на землю обмотки статора, захист від підвищення / пониження напруги, захист від підвищення / пониження частоти, захист від втрати збудження, захист по потужності, захист від зворотній послідовності, 100% захист статора, Уров, захист від несанкціонованого включення і захист від асинхронного ходу. Дублює його пристрій захисту генератора фірми ABB REG670 з такими ж функціями.

Трансформатор Т-1 потужністю 430 МВт захищають MiCOM P634 і REТ670 - пристрої захисту трансформаторів, забезпечуючи диференціальний захист трансформатора, максимальний струмовий захист, струмовий захист нульової послідовності.

Резервні захисту блоку № 1 виконано на пристрої дистанційної захисту MiCOM P437.

Трансформатор власних потреб ТСН-1 захищають пристрої MiCOM P633 - диференційний захист трансформатора, MiCOM P435 - дистанційний захист і MiCOM P127 (2 шт.) - Струмовий захисту.

Захист трансформатора пускового пристрою виконані на пристрої диференціального захисту трансформатора MiCOM P632.

Налагодження пристроїв електричних захистів виконана інженерами відділу РЗ і ПА НТК Енпаселектро за участю фахівців цеху технологічної автоматики, захистів і зв'язку Дністровської ГАЕС.

3.9 Головні характеристики гідроагрегату

Гідроагрегат згідно проекту складається з: - Радіально-вісьової турбіни ОРО- 170-В-730 виробництва заводу "Турбоатом" (Харків); Генератора-двигуна СВО 1250/260-40 УХЛ4 виробництва заводу "Електроважмаш" (Харків).

Рис. 3.5 На монтажному майданчику

Згідно проекту рівень вісьової лінії спіральної камери фіксується на позначці 44,6 м. Параметри насос-турбіни визначені з врахуванням роботи гідроагрегату при напорах, що відповідають роботі всієї ГАЕС (див.таблиці 1,2).

3.10 Основні параметри насос-турбіни і генератора-двигуна

Таблиця 3.1 Характеристика турбінного режиму

Характеристика

Одиниця виміру

Мінімальний напір

Максимальний напір

Напір нетто

Н(м)

133

157,0

Приблизні відповідні витрати

0 (куб.м/с.)

270

274

Потужність на валу насос- турбіни

ИТ (М"\Л0

330

391

Позначка верхнього водоймища

М над рівнем моря

215,5 (спорожнене)

229,5 (наповнене)

Позначка нижнього водоймища

М над рівнем моря

73,2 (наповнене)

67,6 (спорожнене)

Таблиця 3.2 Характеристика насосного режиму  

Характеристика

Одиниця виміру

Мінімальний напір

Максимальний напір

Напір нетто

Н(м)

143,1

165,3

Приблизні відповідні витрати

0 (куб.м/с.)

242

274

Потужність на валу насос- турбіни

N1 (ШУ)

410

419

Позначка верхнього водоймища

М над рівнем моря

215,5 (спорожнене)

229,5 (наповнене)

Позначка нижнього водоймища

М над рівнем моря

73,2 (наповнене)

67,6 (спорожнене)

Таблиця 3.3 Характеристика генератора-двигуна

Характеристика

Режим генератора

Режим двигуна

Номінальна потужність, МВт.

324

421

Номінальний коефіцієнт потужності

0,90

0,98

Номінальна напруга, КВ.

15,75 ± 5%

3.11 Фінансове забезпечення будівництва Дністровської ГАЕС

Функції замовника ВАТ "Укргідроенерго" виконувало з 01.03.2006-го по 01.03.2007-мий роки, та виконує з 01.02.2008 року. Профінансовано будівництво в 2006 - 2007рр. в сумі 509,28 млн.грн. та на 01.07.2008-го - 297,8 млн. грн.

19 липня 2008 року будівництво Дністровської гідроакумулюючої електростанції відвідав президент України Віктор Ющенко і високо оцінив значення гідроспоруди, як для економічного зростання країни, так і у піднесенні її рейтингу на міжнародному рівні. І продовжуючи його думку, заступник секретаря Ради національної безпеки і оборони України Сергій Парашин на спільному засіданні робочої групи РНБО України, Чернівецької обласної держадміністрації та керівництва HAK "Енергетична компанія України" сказав: "Нам усім треба усвідомити, що Дністровська ГАЕС - національна гордість і національний авторитет."

6 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ГАЕС

6.1 Визначення кошторисної вартості проектованої ГАЕС

           Капітальні затрати на спорудження ГАЕС визначаються по двох розділах: промислове та житлове будівництво. Вартість промислового будівництва визначають по кошторисно-фінансовому розрахунку, який складається із тринадцяти розділів, кожний з яких має цільове призначення.

Загальна сума капітальних вкладень по окремих розділах і в цілому по розрахунку станції повинна бути розподілена на будівельно-монтажні роботи, на придбання обладнання та інші витрати у процентному відношенні, зазначеному у таблицю 6.1. При складанні кошторису будівництва ГАЕС всі витрати по розділах зведеного кошторисно-фінансового розрахунку визначають виходячи з розрахункових фізичних об’ємів робіт. На стадії проектування така можливість відсутня і визначення кошторисної вартості будівництва ГАЕС починають з другого розділу, користуючись питомими капітальними вкладеннями, величина яких приведена в таблиці 6.1. Для нашої роботи величину питомих капітальних вкладень приймемо 700%.

Визначення сумарних капітальних вкладень в промислове будівництво ГАЕС та складання зведеного кошторисно-фінансового розрахунку рекомендується виконувати в табличній формі.

Таблиця 6.1 – Загальна сума капітальних вкладень

Розділ звітного кошторисно-фінансового розрахунку

В % від розд .2

В тому числі у відсотках по видах

Загальна вартість, тис. грн

Будівельно-монтажні роботи

Обладнання

Інші затрати

1

Підготовка території для будівництва

4,0%

63360,00

2534,40

60825,60

126720,00

2

Об’єкти основного виробничого призначення

2400

2296800,00

855360,00

15840,00

3168000,00

Продовження таблиці 6.1

3

Об’єкти підсобного, виробничого і обслуговуючого призначення

2,0%

50688,00

12627,00

-

63360,00

4

Об’єкти енергетичного господарства

1,0%

28512,00

3168,00

-

31680,00

5

Об’єкти транспортного господарства та зв’язку

5%

150480,00

7920,00

-

158400,00

6

Зовнішні мережі і споруди водопостачання, каналізації, теплопостачання

1,0%

30096,00

1584,00

-

31680,00

7

Упорядкування території

1,0%

31680,00

-

31680,00

8

Тимчасові будівлі та споруди

15%

380160,00

47520,00

47520,00

475200,00

9

Інші роботи та затрати

10%

-

-

316800,00

316800,00

10

Утримання дирекції та авторський нагляд

0,50%

-

-

15840,00

15840,00

11

Підготовка експлуатаційних кадрів

0,10%

-

-

3168,00

3168,00

12

Проектні і дослідні роботи

10,0%

-

-

316800,00

316800,00

13

Роботи і затрати по створенню водосховища

9%

-

-

285120,00

285120,00

Всього по розділу А – промислове будівництво

3031776,00

930758,40

1061913,60

5024448,00

В т.ч. поворотні суми

151558,8

 151558,8

Всього

2880187,20

930758,40

1061913,60

4872859,20

Питомі капітальні вкладення на 1 КВт встановленої потужності визначається за формулою:

,                                               (6.1)

де  – сумарні капітальні вкладення на спорудження ЕС за вирахуванням поворотної суми, тис. грн.;

– встановлена потужність ЕС, МВт.

kпит = 4872859,2/1320= 3691,56 (грн/кВт).

           6.2 Розрахунок собівартості електроенергії на станції

           Собівартість електроенергії є найважливішим економічним показником роботи електростанції і є сукупністю всіх витрат на виробництво енергії в грошовому вираженні. Собівартість одиниці виробленої електроенергії визначають як відношення сумарних затрат виробництва до кількості відпущеної електроенергії. Річний кошторис затрат на виробництво енергії складається за чотирма економічними елементами:

  •  амортизація основних фондів;
  •  заробітна плата;
  •  паливо;
  •  інші.

Для розрахунку амортизаційних відрахувань вартість основного виробництва (основних виробничих фондів) електростанції розбивають на три укрупнені групи Ф1, Ф2, Ф3.

Детальніше розшифруємо склад груп основних фондів. До першої (Ф1) входять будівлі, споруди, їх структурні компоненти та передавальні пристрої, в тому числі житлові будинки та їх частини.

До другої групи (Ф2) входять: автомобільний транспорт та вузли до нього, меблі, побутові електронні, оптичні, електромеханічні прилади та інструменти, включаючи електронно-обчислювальні машини, інші машини для автоматичної обробки інформації, інформаційні системи, телефони, мікрофони, рації, інше конторське обладнання, устаткування та приладдя до них.

До третьої групи (Ф3) ввійшли будь-які інші основні фонди, не включені до груп 1 і 2.

Розрахуємо вказані показники:

Ф1 = 60%(KБМР – KБМР5);                                      (6.2)

Ф2 = K5;                                                     (6.3)

Ф3 = 40%(KБМР – KБМР5) + Kобл – Kобл5 + Кінш.                 (6.4)

Розрахунок суми амортизаційних відрахувань зводимо в таблицю:

Таблиця 6.2 – Сума амортизаційних відрахувань ГАЕС

Групи ОФ

Вартість ОФ, тис. грн.

Норма амортизації ОФ, %

Сума амортизаційних відрахувань, тис. грн.

Ф1

1637824,32

7

114647,7

Ф2

158400

28

443522

Ф3

3076634,88

20

615326,9

Разом

4872859,20

774326,6

Для визначення затрат на зарплату необхідно розрахувати чисельність персоналу станції:

Р = kштNвст,                                                (6.6)

де kшт – штатний коефіцієнт, тобто питома чисельність промислово–виробничого персоналу електростанції на одиницю встановленої потужності [5, табл. 4-2, ст.72];

Nвст – встановлена потужність однотипних блоків, МВт;

kшт – для станції дорівнює 0,158.

Р =0,1581320=209 чоловік.

Для розрахунку фонду зарплати загальна чисельність персоналу станції має бути розбита на категорії:

– робітники;

– інженерно-технічний персонал (ІТР);

– службовці;

– молодший обслуговуючий персонал (МОП).

Для цього можна використати таке співвідношення:

  

Робітники

76%-88%

ІТР

10%-15%

Службовці

2%-3,5%

МОП

0,7%-0,9%

Підрахувавши значення, отримаємо:

Робітники

170 чол.

ІТР

31 чол.

Службовці

6 чол.

МОП

2 чол.

Річний фонд основної зарплати по окремих категоріях персоналу:

           Sзп = (1,57((Sзп робnі12) + (Sзп МОПnі12)) + 1,8((Sзп слnі12) +         (6.7)

+ (Sзп ІТРnі12)))кккв,

де   Sзп – зарплата, що відповідає категорії персоналу;

nі – чисельність персоналу по категоріях;

кккоефіцієнт, що враховує використання частини персоналу ЕС для виконання робіт по капітальному ремонту обладнання (приймаємо рівним 0,7);

кв – коефіцієнт, який враховує відрахування з фонду заробітної плати на соціальні потреби (приймаємо рівним 1,375).

Таблиця 6.3 – Розмір нарахованої заробітної плати по ГАЕС

Категорія персоналу

Зарплата, грн./місяць

Нарахована заробітна плата тис. грн.

Робітники

1700

3468

ІТР

2000

744

Службовці

1900

136,8

МОП

1400

33,6

Фонд заробітної плати підприємства

Sзп = (1,57((346812) + (33,612)) + 1,8((74412) +

+ (136,812)))0,71,375 = 6817,34 (тис. грн.)

Затрати на інші витрати визначаються у відсотках від суми затрат на амортизацію і зарплату:

Sін = (Sа + Sзп)Ір,                                            (6.8)

де Ір = 12%.

Sін = ( 774326,6+ 6817,34)0,12 = 93737,3 (тис. грн.)

Калькуляційною одиницею на електростанції є собівартість 1 кВтгод енергії, відпущеної з шин станції.

Сумарні експлуатаційні витрати виробництва

S = Sа + Sзп + Sін+ Sкуп,                                     (6.9)

де Sкупвитрати на купівлю електроенергії.

Sкуп=Zопт3 Евід                                                                 (6.10)

Sкуп = 0,0933552839,5 = 959266,7 (тис. грн.)

S =  774326,6+ 6817,34+ 93737,3+959266,7 = 1834148   (тис. грн.)

Собівартість відпущеної електроенергії:

С = S / Евідп,                                                (6.11)

де Евідп – електроенергія, відпущена з шин станції за рік, МВтгод.

С = 1834148102 /3552839,5 = 51,62  коп/кВтгод.

Таблиця 6.4  – Собівартість відпущеної енергії

Елементи витрат

Сума річних витрат, тис. грн.

Собівартість енергії

%

коп/кВтгод

Амортизація

774326,6

42,2

21,78

Зарплата

6817,34

0,4

0,20

Інші

93737,3

5,1

2,63

Купівля

959266,7

52,3

27,01

Разом

1834148

100

51,62

6.3 Аналіз отриманих результатів

Основні техніко-економічні показники ГАЕС

Таблиця 6.5 – Основні техніко-економічні показники ГАЕС

Потужність станції

1320

МВт

Річний виробіток електроенергії

3552839,5

МВт·год

Коефіцієнт витрати електроенергії на ВП

1%

Коефіцієнт обслуговування

0,158

чол./МВт

Кошторисна вартість промислового будівництва

4872859,20

тис. грн.

Питомі капітальні вкладення

3691,56

грн./кВт

Собівартість відпущеної електроенергії

51,62

коп/кВт·год

Лехкун

Охорона праці

Згідно ГОСТ 12.003-74, на оперативний персонал Дністровської ГАЕС впливають наступні шкідливі та небезпечні виробничі фактори:

Фізичні:

підвищена запиленість та загазованість повітря робочої зони;

підвищена та понижена температура повітря робочої зони;

підвищена та понижена рухомість повітря;

підвищена вологість повітря;

нестача природного освітлення;

недостатня освітленість робочої зони;

підвищений рівень шуму на робочому місці;

підвищений рівень вібрації;

небезпечний рівень напруги в електричному колі,замикання якого може виникнути через тіло людини.

Психофізіологічні:

фізичні перевантаження (динамічні);

нервово-психічні  перевантаження  (монотонність    праці,  емоційне
перевантаження).    

1.1 Технічні рішення з безпечної експлуатації електропривода

Категорія умов по небезпеці електротравматизму –  підвищеної      небезпеки, у зв’язку з наявністю підвищеної вологості. Технічні рішення щодо запобігання електротравмам:

1) Для запобігання електротравм від контакту з нормально-струмовідними елементами електроустаткування, необхідно:

розміщувати неізольовані струмовідні елементи в окремих приміщеннях з обмеженим доступом, у металевих шафах;

використовувати засоби орієнтації в електроустаткуванні - написи, таблички, попереджувальні знаки;

- підвід кабелів до споживачів здійснювати у закритих конструкціях підлоги;

2) При живленні однофазних споживачів струму від трипровідної мережі при напрузі до 1000 В використовується нульовий захисний провідник. При його використанні пробій на корпус призводить до КЗ. Спрацьовує захист від КЗ і пошкоджений споживач відключається від мережі.

Згідно з вимогами нормативів, повинна бути забезпечена необхідна кратність струму К.З. залежно від типу запобіжного пристрою, повинна бути забезпечена цілісність нульового захисного провідника.

3) Електрозахисні засоби захисту

Персонал, який обслуговує електроустановки, повинен бути забезпечений випробуваними засобами захисту. Перед застосуванням засобів захисту персонал зобов'язаний перевірити їх справність, відсутність зовнішніх пошкоджень, очистити і протерти від пилу, перевірити за штампом дату наступної перевірки. Користуватися засобами захисту, термін придатності яких вийшов, забороняється.

Використовуються основні та допоміжні електрозахисні засоби. Основними електрозахисними засобами називаються засоби, ізоляція яких тривалий час витримує робочу напругу, що дозволяє дотикатися до струмопровідних частин, які знаходяться під напругою. До них відносяться  (до 1000В): ізолювальні штанги; ізолювальні та струмовимірювальні кліщі; покажчики напруги; діелектричні рукавиці; слюсарно-монтажний інструмент з ізольованими ручками.

Додатковими електрозахисними засобами називаються засоби, які захищають персонал від напруги дотику, напруги кроку та попереджають персонал про можливість помилкових дій. До них відносяться (до 1000 В): діелектричні калоші; діелектричні килимки; переносні заземлення; ізолювальні накладки і підставки; захисні пристрої; плакати і знаки безпеки.

Обладнання повинно бути надійно заземлене. Справність і опір контуру заземлення один раз на рік перевіряється.

Всі обертові частини механізму повинні мати добре закріплену огорожу. Забороняється виконувати всі види ремонту під час роботи установки.

10.2 Технічні рішення з гігієни праці і виробничої санітарії
10.2.1 Мікроклімат

Мікроклімат приміщення - це сукупність фізичних параметрів повітря в виробничому приміщені, які діють на людину в процесі праці на її робочому місці, в робочій зоні.

Параметри мікроклімату характеризуються такими показниками: температурою повітря і відносною вологістю повітря, швидкістю його переміщення, потужністю теплових випромінювань. При цьому слід розрізняти оптимальні та допустимі мікрокліматичні умови.

Допустимі мікрокліматичні умови - поєднання кількісних показників мікроклімату, які при тривалому та систематичному впливові на людину можуть викликати скороминучі зміни, що швидко нормалізують тепловий стан організму, і які супроводжуються напруженням механізмів терморегуляції, не виходячи за межі фізіологічних пристосувальних можливостей. При цьому виникає пошкодження або порушення стану здоров'я, але можуть спостерігатися дискомфортні тепловідчуття, погіршення самопочуття та зниження працездатності.

Допустимі величини показників мікроклімату встановлюють тоді, коли за технологічними умовами, технічними і економічними причинами не забезпечуються оптимальні норми.

Нормуються параметри мікроклімату в виробничих приміщеннях та гранично допустимі концентрації шкідливих речовин в повітрі робочої зони. Тяжкість роботи розділяється на категорії залежно від загальних енерговитрат організму, ккал/с (Вт). Робота оператора силової установки відноситься до легкої фізичної роботи категорія Іа, бо людина-оператор практично весь свій робочий день проводить сидячи. Параметри мікроклімату наведено в таблиці

Таблиця 10.1 - Нормування параметрів мікроклімату

Період року

Категорія робіт

Температура,

°С

Відносна вологість

Швидкість руху

Теплий

Іа

22-28

55 при 28°С

0,1-0,2

Холодний

Іа

21-25

75 при 25°С

Не більше 0,1

Для забезпечення необхідних за нормативами параметрів мікроклімату на робочому місці передбачається:

в холодну пору року  - використання калорифера;

в літню пору -  застосування кондиціонерів та вентиляторів обдуву,

провітрювання кабіни.

10.2.2 Склад повітря робочої зони

Забруднення повітря робочої зони регламентується концентраціями   (ГДК) в мг/м. В умовах роботи на граничнодопустимих концентраціях можливими забруднювачами повітря робочої зони  можуть бути пил та шкідливі гази, їх ГДК наведено в таблиці 10.2.

Таблиця 10.2 - Гранично допустимі концентрації шкідливих речовин у повітрі ' робочої зони в кабіні оператора установки

Назва речовини

ГДК, мг/м3

Клас небезпечності

Максимально разова

Середньо добова

Пил нетоксичний

0,5

0,15

4

Для забезпечення складу повітря робочої зони передбачено:   

Провітрювання кабіни оператора;

Цілісність конструкції кабіни та вікон для перешкоджання попадання пилу в приміщення кабіни під час роботи установки;

Встановлення пиловловлюючих засобів.

10.2.3 Штучне та природне виробниче освітлення

Раціональне освітлення - один з основних факторів створення сприятливих робочих умов праці. Недостатнє освітлення викликає передчасне стомлення працюючих, знижує продуктивність праці, може стати причиною нещасного випадку.

Для забезпечення найбільш сприятливих умов зорової праці нормують мінімальну освітленість на найбільш темній ділянці робочої поверхні.

При періодичному нагляді за ходом виробничого процесу на станції освітленість повинна складати не менше 50 лк. Оскільки в приміщені знаходяться вимірювальні прилади та система управління, то освітленість повинна складати 300 лк. Рівень аварійного освітлення складає 15% освітленості основної роботи.

Приміщення пульта керування, де розташоване робоче місце оператора забезпечене природним освітленням в денний проміжок часу але вечері постає проблема в штучному освітленні.

Для забезпечення найбільш сприятливих умов зорової праці нормуємо освітлення на робочому місці. Зорова робота відноситься до IV розряду, тобто розряду середньої точності. Наведено норми при штучному та комбінованому освітленні в таблиці 10.3.

Таблиця 10.3 - Норми освітлення робочих поверхонь у виробничих приміщеннях.

Характеристики зорової роботи

Малої точності

Мінімальний розмір об'єкту розпізнавання, мм

Від 1 до 5

Розряд зорової роботи

ІV

Підрозряд зорової роботи

б

Контраст об'єкта розпізнавання з фоном та фон

Середній

Освітленість

Штучне освітлення


Загальне

Комбіноване

150

200

В приміщенні кабіни, особливо в зимовий період, коли світлий день досить короткий, природнього освітлення може бути недостатньо, тому використовується місцеве штучне освітлення (таблиця 10.4). Штучне освітлення здійснюється лампами розжарювання, що живляться від трансформатора власних потреб (12В).

Таблиця 10.4 - Вибір освітлюваного пристрою

Тип світильника

Лампа розжарювання

Світло розподілення

Несиметричне

Потужність ламп, Вт

До 200

Згідно  [10]:  характер зорової роботи - середня точність; розряд - IV; бокове значення коефіцієнта природної освітленості, %: суміщене 0,9.

еN = eн · mN,

mN - коефіцієнт світлового клімату, mN = 0,9 при орієнтації вікон на північний схід.

еN = 0,9·0,9 = 0,8 %.

Для забезпечення нормативного значення еN передбачено:

- використання додаткового штучного освітлення, а саме ламп розжарювання;.

- необхідна кількість природного світла (великі вікна);

- для підтримки постійної освітленості повинно бути організовано систематичне, не рідше двох разів на місяць, очищення арматури світильників і ламп від пилу та бруду, а в приміщеннях із значним виділенням пилу, диму та кіптяви - не рідше чотирьох разів на місяць згідно з графіком

10.2.4 Виробничий шум

Рівень звука вимірюється в децибелах і визначається по формулі:

          

де L - рівень шуму, дБ;

Р - звуковий тиск, Па;

Uо- коливальна швидкість, 5·10-8 м/с;

Р0 - нульове значення звукового тиску на нижньому порозі чутності в октавній смузі зі середньогеометричною частотою 1000 Гц, умовно прийняте рівним 2-10-5 Па.

Для відносної логарифмічної шкали в якості нульових рівнів обрані показники, що характеризують мінімальний поріг сприйняття звуку людським вухом на частоті 1000 Гц. Нормативним документом, який регламентує рівні шуму для різних категорій робочих місць службових приміщень, є «ССБТ. Шум Загальні вимоги безпеки».

Таблиця .- Рівень звукового тиску

Характер робіт

Допустимі рівні звукового тиску (дБ) в стандартизованих октавних смугах з середньогеометричними частотами, Гц

32

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Постійні робочі місця в

промислових приміщеннях

107

95

87

82

78

75

73

71

69

Шум порушує нормальну роботу шлунка, особливо впливає на центральну нервову систему. Для забезпечення допустимих параметрів шуму в приміщенні, проектом передбачено засоби колективного захисту: акустичні, архітектурно-планувальні й організаційно-технічні.

Засоби боротьби із шумом в залежності від числа осіб, для яких вони призначені, поділяються на засоби індивідуального захисту і на засоби колективного захисту - «ССБТ. Засоби індивідуального захисту органів слуху. Загальні технічні умови і методи випробувань» і «Засоби і методи захисту від шуму. Класифікація».

Для зниження шуму в приміщенні, необхідно:

безпосередньо біля джерел шуму використовувати звукопоглинаючі
матеріали для покриття стелі, стін, застосовувати підвісні звукопоглиначі.

для боротьби з вентиляційним шумом потрібно застосовувати мало шумові вентилятори.

10.2..5 Вібрація

Вібрація відноситься до факторів, які мають велику біологічну активність. Як загальна, так і локальна вібрація несприятливо впливає на організм людини, викликає зміну у функціональному стані вестибулярного апарату, центральної нервової, серцево-судиної систем, погіршує самопочуття та може призвести до розвитку професійних захворювань.

Основні параметри вібрації, такі як середньоквадратичне значення віброприскорення та віброшвидкості, логарифмічні рівні приведені у таблиці .

Таблиця  - Середньоквадратичні значення віброприскорення та віброшвидкості

Категорія вібрації по

санітарним

нормам

Напрямок дії

Нормативні, корекційовані по частоті та еквівалентні корекційовані значення

Віброприскорення

Віброшвидкість

м·с-2

дБ

м·с-2·10-2

дБ

Загальна

Zо, Yо, Хо

0,1

100

0,2

92

Для зменшення дії вібрацій на працюючих проектом передбачено:

- динамічне погашення  вібрації - приєднання до захисного об'єкту системи, реакції якої зменшують розмах вібрації об'єкта в точках приєднання системи;

зміна конструктивних елементів машин;

застосування засобів індивідуального захисту, а саме рукавиці, вкладиші і прокладки, віброзахисне взуття з пружнодемпферуючим низом.

5.5 Оцінка стійкості роботи ГГАЕС 1263МВт в умовах дії загрозливих чинників надзвичайних ситуацій

Розроблена ГАЕС може отримати впливи від надзвичайних ситуацій техногенного, природного, військового походження, яких в країні виникає тисячі. Вони наносять непоправну шкоду на об’єкти енергетичного господарства. Серед НС можна виділити найбільш небезпечні: наявність у довкіллі шкідливих речовин понад ГДК, аварії зі загрозою викиду ХНР і біологічних небезпечних засобів, радіоактивне забруднення, вплив ЕМІ.

Головну небезпеку для ГАЕС становить землетрус, буревій, ударна хвиля, вторинні вражаючі фактори і радіоактивне зараження місцевості. Проте іноді доводиться враховувати і вплив проникаючої радіації та електромагнітного імпульсу.

На ГАЕС  використовуються елементи , до складу яких входять: метали, напівпровідники, діоди, резистори та ін. Серед цих матеріалів найбільш чутливі до радіації метали , бо їм властива велика концентрація вільних носіїв.

Приймачами ЕМІ являються предмети, які проводять електричний струм: лінії електропередач, управління, конденсаторні батареї, кабельні лінії, системи релейного захисту.  Апаратура, яка не оснащена спеціальним захистом може бути пошкоджена внаслідок ЕМІ.

Внаслідок проходження гамма-випромінювання через елементи електронної апаратури. Внаслідок переміщення вільних зарядів може виникнути імпульс який може призвести до хибного спрацювання пристроїв. Також наслідком такого опромінення є підвищення провідності матеріалів, збільшення протікання струму і зменшення опору, в газорозрядних приладах зменшується напруга запалення. Таким чином блоки ГАЕС можуть раптово втратити працездатність при певних рівнях радіації. Визначимо два фактори найнебезпечніших.

Отже існує актуальна проблема розрахунку і підвищення стійкості електричних станції. Для цього на об`єкті завчасно на основі розрахунків планують і проводять відповідні організаційні й інженерно-технічні заходи. Досягнення науки і техніки дозволяють реалізувати такі рішення, при яких підприємство буде стійке.

5.5.1 Оцінка стійкості роботи електричної частини ГАЕС в умовах дії іонізуючих випромінювань

Визначаємо експозиційні дози при яких в елементах РЕА можуть виникнути незворотні зміни. Дані заносимо в таблицю 5.8

Таблиця 5.8 – Експозиційні дози

Елементи РЕА

Дгр, Р

Дгр, Р

1

Блок управління автоматизованою дільницею №1

резистори

106

103

фотодіоди

103

конденсатор

105

мікросхеми ТТЛ

104

2

Блок управління робото-технічною дільницею

мікроперемикач

104

конденсатор

105

транзистор

105

інтегральні схеми

5*105

3

Блок живлення

транзистор БПЛ

104

трансформатор

103

діод

105

Самі уразливі елементи РЕА – резистори, системи керування,  Дгр=103 Р.

Визначаємо можливу дозу опромінення:

,                                         (5.1)

де  - коефіцієнт послаблення, 1

- час початку опромінення, 1 год

- максимальна тривалість роботи, 20 років

.      

Визначаємо допустимий час роботи РЕА:

.                      (5.2)

Порівняємо отримані дані:

=103 <=3257.

Отже, так як =103 < =3257, то для забезпечення стійкості роботи  потрібно збільшити  в 3 рази.  Робота РЕА буде  стійкою протягом 16693,96 годин .

5.5.2  Оцінка стійкості електричної частини ГАЕС 1263 МВт в умовах дії ЕМІ

    При оцінці впливу ЕМІ на струмопровідні елементи необхідно врахувати те, що ЕМІ мають горизонтальну та вертикальну складові напруженості електричного поля і тому повинні визначатися значеннями напруги на вертикальних та горизонтальних ділянках лінії. Для оцінки безпеки роботи в умовах дії електромагнітних випромінювань, необхідно визначити значення вертикальної складової напруженості електромагнітного поля, при коефіцієнті безпеки рівному КБ=40 ДБ.

На об’єкті  ГАЕС розподіляються на різні блоки:

  1.  Блок управління автоматизованою дільницею №1
  2.  Блок управління робототехнічною дільницею

3.  Блок живлення

На кожній ділянці визначаємо максимальну довжину вертикальної та горизонтальної струмопровідної частини: lB1=4,1м, lB2=5,2м, lB3=5,8м, lГ1=6м, lГ2=5,1м, lГ3=4,3м.

Напругу наводки вертикальної струмопровідної частини визначаємо з формули:

                                            .                                   (5.3)

Після всіх математичних перетворень, отримуємо наступні значення:

                                                  , .                                          (5.4)

                                                     .

Визначаємо допустимі коливання напруги живлення:

При  , ;

При , ;

При , .

Результати розрахунків заносимо в таблицю 5.9

Таблиця 5.9 - Результати розрахунків

Елемент системи

Результат дії

1

Блок управління автоматизованою дільницею №1

4,1

6

397,7

58,2

-29,98

-13,29

не стійкий

2

Блок управління робототехнічною дільницею

5,2

5,1

504,4

49,47

-2,036

-18,13

не стійкий

3

Блок живлення

5,8

4,3

564,6

41,71

-12,59

10

не стійкий

Всі елементи схеми РЕА нестійкі, тобто потрібно проводити екранування.

    5.5.3 Розробка заходів по підвищенню стійкості роботи електричної частини ГАЕС у НС  

Для забезпечення якомога швидшого відновлення виробництва на випадок виходу з ладу основних джерел енергоживлення повен бути створений резерв джерел енерго- і водопостачання (пересувні електростанції і насосні агрегати з автономними двигунами).

Стійкість систем електропостачання об'єкта підвищують, підключаючи його до декількох джерел живлення, віддалених одне від одного на відстань, що виключає можливість їх одночасного ураження одним ядерним вибухом.

Для забезпечення надійного управління діяльністю об'єкта у надзвичайних ситуаціях мирного і воєнного часу в одному із сховищ обладнується пункт управління. Диспетчерські пункти і радіовузли розміщують по можливості у найміцніших спорудах і підвальних приміщеннях. Повітряні лінії зв'язку до найважливіших виробничих ділянок переводять на підземно-кабельні. Стійкість засобів зв'язку можна підвищити прокладанням енергопостачальних фідерів на автоматичну телефонну станцію (АТС) та радіовузол об'єкта, підготовкою пересувних електростанцій для заряджання акумуляторів АТМ і для живлення радіовузла при відключенні основних джерел електропостачання. При розширенні мережі підземних кабельних ліній необхідно прокладати дводротові, захищені екранами від впливу ЕМІ.

Для цього проведемо розрахунок товщини стінки екрану, для цього визначаємо перехідне затухання в екрані. Вибираємо стальний екран .

Блок управління автоматизованою дільницею №1:

     (5,1)

;

Блок управління робото-технічною дільницею:

;

Блок живлення:

.

Таким чином при екрануванні системи живлення з використанням екрану товщиною 0,11 см з сталі, система автоматики буде стійкою в умовах дії ЕМІ. При екрануванні схем релейного захисту використанням екрану товщиною 0,09 см з сталі, схеми постійного струму будуть стійкими в умовах ЕМІ. Для схем постійного струму потрібен екран товщиною 0,08 см.

Висновки. Також в цьому розділі,  іонізуючі випромінювання та електромагнітний імпульс є факторами, які найбільше впливають на роботу елементів станції, тому оцінка стійкості роботи ГАЕС є необхідною. 

Для безпечної роботи на ГАЕС 1263 МВт в умовах електромагнітного імпульсу  необхідно провести розрахунок при коефіцієнті безпеки, за якого умови сприятливі і не впливають на здоров'я працюючих. Розрахунки показали , що   в умовах дії електромагнітних випромінювань, безпечна робота працівників гарантується при розрахованих значеннях горизонтальних і вертикальних складових напруженості електричного поля.

За умови застосування всіх розроблених заходів по підвищенню стійкості роботи ГАЕС в умовах надзвичайних ситуацій робота електричної станції буде стійкою, а виробничий процес не буде перериватись.

(4.16)

(4.17)

(4.18)

(4.21)


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

46717. Проведение мероприятий по повышению финансовой эффективности предприятия и их последующая оценка 766 KB
  В учебниках и научных статьях категория прибыль неразрывно связывается с категорией дохода, капитала, процента, воздержания, ожидания и многими другими. В практическом же плане прибыль не представляет никакого секрета
46718. Понятие экологического права как самостоятельной отрасли российского права 27.08 KB
  Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях содержит главу 8 административные правонарушения в области охраны окружающей природной среды и природопользования. Экологическое право – это отрасль права представляющая собой совокупность норм регулирующих общественные отношения в области рационального использования природных ресурсов и охраны окружающей среды. Предмет и метод ЭП Предмет ЭП составляют общественные отношения возникающие при осуществлении хозяйственной и иной деятельности связанной с воздействием на...
46719. Международная миграция. Виды и роль международной трудовой миграции. Миграционная политика 28.71 KB
  Миграционная политика Миграция населения это добровольное перемещение переселение жителей в пределах страны из одного региона в другой регион внутренняя миграция или же переселение из одного государства в другую страну международная миграция. Международная миграция рабочей силы представляет собой процесс перемещения трудовых ресурсов из одной страны в другую с целью трудоустройства на более выгодных условиях чем в стране происхождения. Под эмиграцией понимается выезд из страны на постоянное место жительства под иммиграцией ...
46723. История развития рекламы в России 27.54 KB
  Формы рекламы такие как этикетка. Золотой век фото рекламы в Р. относят новый вид фоторекламы это брошюры буклеты каталоги с использованием фотоснимков.
46724. Организационные структуры предприятий 27.73 KB
  Большую часть организационных структур механического бюрократического типа можно разделить на две категории: функциональные и дивизиональные структуры см. Этот вид структуры результат департаментации разделения управления на элементы отделы каждый из которых имеет свою определенную задачу в управлении то есть выполняет определенную функцию. Выделяют 4 принципа деления структуры предприятия: 1 функциональный исходя из функций образуют финансовое подразделение производственные подразделения отдел маркетинга и т.