|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
Щитовые приборы
АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВО, ПРЕОБРАЗОВАНИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ХАРАКТЕРИСТИКА СВЯЗИ С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, а поэтому вся мощность выдается на одном или двух, а в нашем случае – двух, повышенных напряжениях. Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать установку выключателей на генераторном напряжении. На Нижне - Свирской ГЭС Масляные выключатели типа МГГ-229 и МГУ-20. Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных энергоблоков, в нашем случае: два генератора на один повышающий трансформатор. На Нижне - Свирской ГЭС выдача электроэнергии производится на двух повышенных напряжениях, связь между которыми осуществляется с помощью трансформаторов, типы которых указаны в табл. 2.1.
Таблица 2.1 Силовые трансформаторы
РУ 220 кВ выполнено по схеме двух секционированной системы шин с отходящими линиями электропередачи: - ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС - Верхне-Свирская ГЭС с отпайкой на ПС Подпорожская (Л-204); - ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС - Верхне-Свирская ГЭС с отпайками (л-203); - ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС - Заостровье с отпайкой на ПС Лодейнопольская (Л-212) - ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС – Сясь с отпайками (Л-202) Главная схема электрических соединений Нижне - Свирской ГЭС представлена на рисунках 2.1, 2.2, 2.3. Учет расхода электрической энергии производится с помощью автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии и электрической мощности, вырабатываемой Нижне - Свирской ГЭС. Схема сбора данных системы АИИС КУЭ Каскада Ладожских ГЭС представлена на рис. 2.1. Система технического учета расхода электроэнергии выполнена на базе счетчиков ELSTER A1802RALQ, установленных в ячейках выключателей. Контроль расхода электроэнергии на собственные нужды осуществляется также счетчиками ELSTER A1802RALQ, установленными на отходящих фидерах 10, 5 кВ.
Рис.2.1.Схема сбора данных системы АИИС КУЭ Каскада Ладожских ГЭС Рис.2.2. Электрическая схема ЗРУ – 10 кВ
Рис.2.3. Электрическая схема ОРУ-220 кВ Рис.2.4. Электрическая схема ОРУ-35 кВ
Рис.2.4. Электрическая схема ЗРУ-3 кВ ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЭС-9 Основное электротехническое оборудование Нижне - Свирской ГЭС представлено в табл. 2.2 – 2.7. Таблица 2.2 Выключатели маслянные и элегазовые
Таблица 2.3 Разъединители
Таблица 2.4 Трансформаторы напряжения
Для питания аппаратуры защиты и измерений на открытой подстанции 220 кВ установлены две группы трансформаторов напряжения. Каждая группа состоит из трех однофазных трансформаторов напряжения каскадного типа НКФ-220 кВ с естественным масляным охлаждением для наружной установки. Установлены ТН на I и II секции шин 220 кВ. Трансформаторы напряжения НКФ-220 опорного типа маслонаполненные в фарфоровых баках, трехобмоточные. По назначению обмотки трансформатора подразделяются на первичную (ВН) и вторичные (НН) – основную и дополнительную. Сквозь крышку металлического расширителя трансформатора проходит линейный ввод для присоединения одного из концов высоковольтной первичной обмотки трансформатора напряжения к шинам 220 кВ, второй конец первичной обмотки, предназначенный для соединения с землей, выведен кабелем на клеммник, расположенный в основании трансформатора напряжения. Первичные обмотки трансформаторов напряжения типа НКФ-220 выполнены на номинальное напряжение 220/Ö 3 кВ. Основная вторичная обмотка трансформатора напряжения НКФ-220 выполнена на номинальное напряжение 100/Ö 3В, а вторичная дополнительная обмотка выполнена на напряжение 100 вольт. Выводы вторичных обмоток трансформаторов напряжения расположены в том же клеммнике, куда подведен конец высоковольтной обмотки, подлежащей заземлению (клеммник в основании ТН). Первичные высоковольтные обмотки трансформаторов напряжения 220 кВ соединены в звезду с заземлением нейтрали. Вторичные основные обмотки соединены по схеме звезды с заземленной нейтралью, а дополнительные обмотки по схеме разомкнутого треугольника. Напряжение на зажимах обмоток разомкнутого треугольника (вторичных дополнительных) в нормальных режимах работы сети теоретически должно равняться нулю. Практически же оно будет иметь незначительную величину равную напряжению небаланса. При коротком замыкании на землю одной из фаз высокого напряжения на зажимах вторичных дополнительных, собранных по схеме разомкнутого треугольника напряжение может достигать 100 вольт. Трансформаторы напряжения заполнены трансформаторным маслом. Расширитель предназначен для компенсации температурных изменений объема масла трансформатора. Расширитель имеет указатель уровня масла. Для предотвращения свободного доступа воздуха в трансформатор имеется воздухоосушитель. Это влагопоглощающий фильтр, заполнен силикагелем – индикатором, который при насыщении влагой меняет свою окраску. Выпуск масла из бака производится через сливной кран, находящийся в нижней части трансформатора напряжения.
Таблица 2.5 Трансформаторы тока
Трансформаторы тока 35 и 220 кВ встроены в масляные выключатели, они конструктивно представляют собой кольцевой сердечник из трансформаторной стали с наложенной на него вторичной обмоткой. Первичной обмоткой служит токоведущая труба изолятора масляного выключателя. Для получения различных коэффициентов трансформации вторичные обмотки снабжаются ответвлениями на номинальные токи, приведенные в таблице. Концы вторичных обмоток выведены в специальную клеммную коробку, где производятся: а) Переключения для получения тех или иных коэффициентов трансформации. б) Соединение вторичных обмоток в звезду или в треугольник.
Таблица 2.6 Конденсаторы связи
Таблица 2.7 ВЧ заградители
Трансформаторы С.Н.
Таблица 2.13 Реакторы
Таблица 2.14 Выключатели вакуумные
Таблица 2.15 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ Для освещения производственных объектов, на предприятии используются осветительные приборы с лампами накаливания, ДРЛ, люминесцентными лампами и МГЛ. Перечень используемых на предприятии ламп приведен в табл. 2.18. Распределение ламп по видам, по мощности и по производствам приведены на рис. 2.18-2.19 Для освещения территорий ОРУ, пристанционных, трансформаторных площадок, здания ГЭС, производственных помещений, помещений с действующим оборудованием предназначены сети охранного, рабочего, дежурного и аварийного освещения.. Режимы работы освещения. Охранное освещение - освещение вдоль границ территорий, охраняемых в ночное время. Охранное освещение должно быть включено в темное время суток ( включается с наступлением вечерних сумерек, отключается с началом утренних сумерек ).
Таблица 2.18
Число часов горения ламп
ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ Итого условно-постоянные потери: Δ Wуп=Σ Δ Wупi; (3) Где Δ Wупi –потери электроэнергии в i- трансформаторе Нагрузочные потери в трансформаторах Δ Wнт=Δ Pк.з* kз2 *τ (4) Где Δ Pк.з- нагрузочные потери мощности трансформатора кВт; τ -число часов потерь. Kз - коэффициент загрузки трансформатора; В табл. 3.1 представлены основные технические параметры тяговых трансформаторов, необходимые для расчета потерь мощности.
Таблица3.1 Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ-связи (УПВЧ)
Таблица 3.3 МОДЕРНИЗАЦИЯ ОСВЕЩЕНИЯ Анализ состава системы освещения показывает, что основными источниками света на предприятии являются светильники с лампами ДРЛ и лампами накаливания (ЛН). Появление и бурное развитие в последние годы компактных люминесцентных ламп (КЛЛ), имеющих в 8-10 раз большую продолжительность горения и в 5 раз большую световую отдачу по сравнению с ЛН. КЛЛ малых размеров, имеющие встроенные в лампу малогабаритные пускорегулирующие аппараты и стандартный резьбовой цоколь (Е27, Е14, В22). Лампы ДРЛ имеют относительно низкую светоотдачу, в связи с чем, необходимо рассмотреть возможность их замены на более эффективные источники света. Для замены ламп ДРЛ рекомендуется использовать лампы типа ДНаТ (натриевые, высокого давления), которые обладают светоотдачей в 2, 2 раза выше. Таблица 4.1 Несмотря на то, что срок окупаемости замены воздушных выключателей на элегазовые получился достаточно большой, это стоит того. В этом расчете мы не учитывали в денежном эквиваленте затраты на ремонт, ревизирование выключателей, проводящееся каждый год, а это затраты на детали, на обслуживающий персонал и недоотпуск эл.энергии из-за простоя оборудования. Элегазовые же выключатели первые пять лет с начала эксплуатации вообще не требуют какого-либо обслуживания, да и потом только по мере необходимости. ВОПРОСЫ БЖД ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ НА ГЭС 1. Персонал, принимаемый на работу по обслуживанию гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования, должен пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить его периодически в сроки, установленные Минздравом России. Не разрешается допускать к обслуживанию оборудования лиц, не прошедших медицинские осмотры. 2. Лица, допущенные к работам по вторым профессиям, а также к выполнению специальных работ, не предусмотренных ЕТКС для данной профессии, должны быть обучены и иметь об этом запись в удостоверении в соответствии с требованиями Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской федерации. Специальными следует считать работы: - верхолазные; - по обслуживанию объектов и оборудования, подконтрольных Госгортехнадзору России; - огневые и газоопасные; - со ртутью; - с электро-, пневмо- и абразивным инструментом; - стропальные; - на циркульных пилах; - по перемещению тяжестей с применением авто- и электропогрузчиков, электрокаров; - на металлообрабатывающих и абразивных станках. Перечень специальных работ может быть с учетом местных условий дополнен работодателем. 3. Персонал, использующий в своей работе станочное оборудование, инструменты и приспособления, а также выполняющий сварочные и другие огневые работы, обязан знать и исполнять Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями. 4. Персонал, обслуживающий электрическую часть устройств автоматики, измерений и защит, должен руководствоваться Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок. 5. Весь персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной и коллективной защиты в зависимости от выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы. В случае неприменения, неправильного применения и использования не по назначению средств защиты, выданных персоналу для выполнения определенной работы, ответственность за последствия (возникновение несчастного случая или ухудшение здоровья) несет работник, виновный в их 6. Работник, находящийся в помещениях с действующим энергетическим оборудованием (за исключением щитов управления), в колодцах, камерах, каналах, шахтах, туннелях, на строительной площадке, в ремонтной зоне и в местах, где возможно падение камней и других предметов, а также в зоне погрузочно-разгрузочных работ, должен носить защитную каску с застегнутым подбородным ремнем. Волосы следует убирать под каску. Персонал, выполняющий работы на воде, должен быть обеспечен спасательными кругами, нагрудниками, страховочными поясами, концами, уметь плавать, грести и управлять лодкой. 7. Весь персонал должен владеть приемами освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему первой помощи, а также оказания такой помощи пострадавшим при других несчастных случаях. Проверка знаний Инструкции по оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве должна проводиться при периодической проверке знаний правил техники безопасности и инструкций по охране труда. Ежегодно, с применением современных тренажеров, должно проводиться обучение персонала приемам реанимации.
НАПОРНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ 1. Работы на напорных трубопроводах разрешаются с подмостей, прочно установленных на трубопроводе. Для спуска и подъема людей на подмости должны быть установлены лестницы. Не допускается хождение по трубе при осмотре напорных трубопроводов. 2. При работе на трубопроводе или внутри него с уклоном свыше 20 град, персонал должен быть обеспечен предохранительными поясами. При работе внутри и снаружи металлического трубопровода работающие должны быть обеспечены необходимыми индивидуальными средствами защиты от прикосновения к металлу (войлочными матами, наплечниками и наколенниками). 3. Не разрешается спуск персонала в аванкамеру до опорожнения трубопровода и нахождение в ней во время наполнения трубопровода. 4. При опорожнении или наполнении трубопровода нахождение персонала в зоне аэрационных отверстий не разрешается. Аэрационные отверстия должны быть перекрыты решетками. 5. При осмотре и ремонте напорных трубопроводов автоматическая защита от разрыва трубопроводов должна быть предварительно отключена и обесточена. 6. На весь период ремонта трубопровода затворы с верховой стороны должны быть закрыты и приняты меры по предупреждению их открытия (снято напряжение с электроприводов и цепей управления затворами в соответствии с «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок», затворы поставлены на стопор, снято давление и вывешены предупреждающие плакаты или знаки безопасности). 7. Не разрешается работа в трубопроводе при наличии в нем потока воды глубиной более 5 см. 8. Перед задраиванием люков и наполнением трубопровода руководитель работ обязан лично удостовериться в отсутствии в нем людей, инструментов и приспособлений. Только после этого дается разрешение дежурному персоналу на открытие входных затворов для наполнения трубопровода. 9. Проводить работы внутри напорных трубопроводов с уклоном более 30 град, разрешается только с передвижной платформы (подъемных подмостей) и с применением предохранительного пояса. 10. Открывать люк трубопровода разрешается без давления в спиральной камере турбины. При открытии люков на трубопроводе гайки болтов следует отвинчивать постепенно, чтобы могла стечь вода. Персонал, открывающий люки, должен находиться вне действия струи. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В дипломном проекте произведена энергетическое обследование системы электроснабжения Нижне - Свирской ГЭС Каскада Ладожских ГЭС: - произведен анализ системы производства, преобразования и распределения электроэнергии; - определены потери электрической энергии в оборудовании; - составлен электрический баланс по предприятию. Потери холостого хода в трансформаторах составляют 1, 1 %. Утечки через изоляцию составляют 0, 1 %. Потери нагрузочные 0, 2 %. Общие потери составляют 1, 4 %. Для повышения энергоэффективности было предложено заменить старые светильники на современные с более высоким КПД, заменить лампы накаливания на КЛЛ, лампы ДРЛ на ДНаТ. Также предложена замена масляных выключателей на элегазовые. В результате, суммарное снижение расхода электроэнергии на освещение составило 219, 7 тыс.кВт.ч/год, а экономия электрической энергии при замене выключателей составила 172, 5 тыс.кВт.ч/год. С учетом того, что стоимость электроэнергии составляет 0, 8 руб. за 1 кВт∙ ч, потенциальная экономия находится на уровне 313, 76 тыс. руб. в год.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Федеральный закон №261-Ф3 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 г. 2. Распоряжение 2446-р от 27.12.2010 г. «О государственной программе Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» 3. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, В.С. Козулин. Москва Энергоатомиздат, 1987. 648с. 4. Инструкция №10 по эксплуатации электротехнического оборудования ГЭС-9, 2009. 26с. 5. Инструкция №11 по эксплуатации установок собственных нужд ГЭС-9, , 2010. 21с. 6. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. М.: Энегоатомиздат, 1989. 608 с. 7. Правила устройства электроустановок (7-е издание). - М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2009г. 500 с. 8. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуат. электроустановок. – М.: Изд-во ЭНАС-ГЛОБУЛУС, ИЗДАТЕЛЬСКАЯ ГРУППА 2004 г. 200с. 9. Правила безопасности при обслуживании гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования энергоснабжающих организаций. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001г. 200с. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ Проекты «обуздания» реки Свирь возникли еще в дореволюционные годы. В 1916 г. инженер В.Д. Никольский рассчитал запасы водной силы реки Свирь, что позволило разработать проект сооружения на Свири двух электростанций и регулирующей плотины. Однако само строительство Нижне-Свирской ГЭС начал русский инженер Генрих Графтио лишь десять лет спустя, вслед за первенцем ГОЭЛРО — Волховской ГЭС. Закладка станции на Свири состоялась 19 октября 1927 г. Нижне-Свирская ГЭС стала первым в мировой практике крупным гидротехническим сооружением, возведенным на слабых грунтах — девонской глине. А Свирь — первой рекой, перекрытой при строительстве ГЭС по способу профессора С.В. Избаша путем наброски камня в текущую реку. Постройка ГЭС и шлюза улучшила судоходство на порожистой Свири — одном из самых протяженных участков Волго-Балтийской водной системы. Первый гидроагрегат станции был пущен в эксплуатацию 19 декабря 1933 г. Через год второй и третий гидроагрегаты набрали полную мощность, а в 1935 г. специалисты установили последнюю турбину. Поворотно-лопастные турбины большей — по сравнению со шведскими ASEA на Волховской ГЭС — мощности были изготовлены Ленинградским Металлическим заводом. В сентябре 1941 г. Нижне-Свирская ГЭС была захвачена: оборудование частично демонтировано, большей частью разрушено. Восстановление станции началось в 1944 г., а через 4 года станция снова заработала на полную мощность в 99 тыс. кВт. 14 мая 1949 г. Нижне-Свирской ГЭС было присвоено имя академика Г.О. Графтио. Установленная мощность — 99, 0 МВт, среднемноголетняя выработка электроэнергии — 490, 5 млн кВтч. Нижне-Свирская ГЭС работает в пиковой части графика нагрузок энергосистемы Северо-Запада. Водохранилище ГЭС затопило Свирские пороги, обеспечив судоходство по р. Свирь. Нижне-Свирская ГЭС сыграла большую роль в развитии промышленности страны в 1930—1950 годах. Нижне-Свирская ГЭС управляется предприятием каскад Ладожских ГЭС и входит в состав ОАО «ТГК-1». Себестоимость 1 кВт·ч в 2001 году 5, 9 коп. В состав гидроузла входят: водосливная бетонная плотина длиной 212 м и максимальной высотой 31 м, примыкающие к ней правобережная и левобережная насыпные земляные плотины длиной 1375 м и максимальной высотой 28 м, однокамерный судоходный шлюз и здание ГЭС подпорного типа длиной 129 м. На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н (м) и расходу воды Q (м3/с), т.е. Р≡ HQ, (1) Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности: - мощные — вырабатывают от 25 МВт и выше; - средние — до 25 МВт; - малые гидроэлектростанции — до 5 МВт. Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального использования напора воды: - высоконапорные — более 60 м; - средненапорные — от 25 м; - низконапорные — от 3 до 25 м. Таким образом, ГЭС - 9 в классификации по мощности занимает место между средней и мощной, а по напору – низконапорная. На низконапорных ГЭС, как и в нашем случае, устанавливаются поворотно-лопастные турбины в железобетонных спиральных камерах. На ГЭС напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины – нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н. На ГЭС - 9 УВБ=18м, УНБ=7м, следовательно напор=11м. Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии. Вид верхнего и нижнего бьефов показан на рис. 1.1, 1.2, 1.3. Рис.1.1.Верхний бьеф Нижне-Свирская ГЭС
Рис.1.2.Здание Нижне-Свирская ГЭС
Рис.1.3.Нижний бьеф Нижне-Свирская ГЭС Нижне-Свирская гидроэлектростанция № 9 расположена на реке Свирь на северо-востоке Ленинградской области. Река Свирь равнинная река и ГЭС построена по плотинному типу с водохранилищем суточного регулирования. ГЭС № 9 работает в составе Ладожского каскада филиала “Невский” ТГК-1 в паре с Верхнее-Свирской ГЭС № 12. Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата Нижне - Свирская ГЭС занимает не более 50с, поэтому Нижне - Свирская ГЭС, наряду с другими станциями, является резервом мощности в энергосистеме Северо-Запада РФ. Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях. На станции установлено четыре гидроагрегата с поворотно-лопасными турбинами Каплана и гидрогенераторами типа СВ-902/160-80. Мощности генераторов: полная Sг. = 37, 5 МВА, активная Pг. = 30 МВт, реактивная Qг. = 22, 5 МВАр. Напряжение Uном = 11 кВ. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-31; Просмотров: 637; Нарушение авторского права страницы
