Проектирование гидроэлектростанции

,

Расчетное время КЗ определим по формуле:

, (4.13)

где - минимальное время действия основной релейной защиты данного присоединения, с.

Тогда:

,

Значения апериодической составляющей тока КЗ по характерным ветвям схемы (рисунки 9, 10) с учетом найденных выше значений Та,С и Та,G определим по формуле:

, (4.14)

,

,

Суммарное значение апериодического тока в месте КЗ:

,

5.3.2.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ

В рассматриваемом примере генератор G1 непосредственно связан с местом КЗ, оценим удаленность от точки К-1 других источников. Периодическую составляющую тока КЗ в ветвях генераторов G1-G8 при КЗ в точке К-1 найдем путем токораспределения по ветвям схемы (рисунок 4.4):

,

Начальные значения периодических составляющих тока КЗ в ветвях генераторов G1, (G2-G8) соответственно:

,

,

Кратность начального тока КЗ генераторов определим по формуле:

, (4.15)

,

,

Следовательно, генераторы G2-G8 значительно удалены от места короткого замыкания (), тогда изменением тока КЗ во времени от этих генераторов пренебрегаем, указанные генераторы объединяем в общий источник неизменного напряжения, для которого:

,

Определим значение периодической составляющей тока КЗ в генераторе G1 при КЗ в точке К-1 первым приемом метода типовых кривых [3]. По значениям и определяем относительное значение тока генератора:

,

Окончательно определяем значение периодической составляющей тока КЗ в генераторе G1 при КЗ в точке К-1 в именованных единицах:

,

Суммарный ток в точке КЗ:

.

5.3.2.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ

Так как расчетная схема содержит различные источники энергии, а расчетное КЗ делит схему на две независимые части, одна из которых содержит источники энергии, для которых КЗ является удаленным, а другая - один генератор, для которого КЗ является близким (рисунок 8, в), то интеграл Джоуля определяется (по формуле 5.27 [4]:

(4.16)

где - относительный интеграл Джоуля;

- относительный интеграл от периодической составляющей тока в месте КЗ, обусловленной действием генератора.

По ПУЭ время отключения (время действия тока КЗ) складывается из наибольшего времени действия основной релейной защиты с учетом действия АПВ и полного времени отключения выключателя :

, (4.17)

В данном случае при установке выключателей типа :

HECS-100-25-100/18000 (ABB):

,

Определим значения, необходимые для нахождения интеграла Джоуля:

,

,

Тогда по формуле (4.10):

,

По рисунку 5.6 [6] для значений

и = 0,16

с находим:

; .

Тогда

Определим импульс квадратичного тока КЗ по приближенному значению:

, (4.18)

,

Полученное значение характеризуется относительной погрешностью:

.

в сторону завышения расчетного значения.

Результаты расчетов сведены в таблицу (5.1)

5.3.3 Расчет токов КЗ в точке К-2(3) (шины ОРУ-220 кВ)

5.3.3.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений

Расчетная схема замещения сверхпереходного режима представлена на рисунке 8. Воспользуемся результатами преобразований, выполненных в пп. 4.3.2.1 (для точки К-1) и представим этапы свертывания схемы замещения относительно точки К-2 на рисунке 4.6 (в схеме замещения не учитываем нагрузку с.н. на ответвлениях генераторов вследствие их значительной электрической удаленности от места КЗ). Параметры эквивалентной системы:

Объединяем генераторы G1-G8, в одну ветвь с эквивалентной ЭДС

E30 = E1 || E2|| … || E8 = E1 = 1,10(о.е),

и сопротивлением

x30 = (x1 + x13) ||…|| (x8 + x20) = (x1 + x13)/8 = (1,454 + 0,688)/8 = 0,268(о.е),

Рисунок 5.6 - Этапы преобразования исходной схемы замещения при КЗ в точке К-2

Параметры эквивалентной системы:

,

5.3.3.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ в именованных единицах, используя значение базисного тока для ступени КЗ (), со стороны эквивалентной системы:

Со стороны эквивалентной системы:

,

,

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-2:

5.3.3.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ

По расчетной схеме замещения (рисунок 4.5) путем последовательного преобразования определяем суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки КЗ К-2:

Ветвь блоков Т1-Т8:

,

- сопротивление эквивалентной системы относительно точки К-2:

,

Постоянная времени затухания для эквивалентной системы равна:

,

Постоянная времени для ветви блоков Т1-Т8:

,

Ударные коэффициенты для характерных ветвей:

,

,

Тогда ударные токи по ветвям составят:

,

,

Суммарный ток в месте КЗ (К-2):

,

Установим на КРУЭ-220 кВ элегазовые выключатели типа ELK SD 14 (ABB), для которых собственное время отключения составляет:

,

Расчетное время КЗ:

Апериодическая составляющая тока КЗ равна:

,

,

Суммарное значение апериодического тока в месте КЗ:

5.3.3.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ

Предварительно оценим удаленность источников КЗ и найдем токи, необходимые для использования типовых кривых.

Начальное значение периодических составляющих тока КЗ в цепи генераторов G1-G8:

Определим кратность начального тока КЗ генераторов:

,

Следовательно, генераторы G1-G8 значительно удалены от места короткого замыкания (), а изменением тока КЗ во времени от этих генераторов можно пренебречь, поэтому указанные генераторы объединяются в общий источник неизменного напряжения, для которого:

,

Окончательно определяем значение периодической составляющей тока КЗ генераторов G1- G4 при КЗ в точке К-4 в именованных единицах:

,

Суммарный ток в точке КЗ:

,

5.3.3.5 Расчет тока однофазного КЗ в точке К-2

Для расчета тока однофазного КЗ применим метод симметричных составляющих.

Схема замещения прямой последовательности для рассматриваемого примера представлена на рисунке 4.6.

Эквивалентные ЭДС и сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ К-2 прямой последовательности:

,

,

Схема замещения обратной последовательности представлена на рисунке 5.7.

В этой схеме замещения сопротивления генераторов:

,

Сопротивления остальных элементов схемы замещения равны сопротивлениям этих элементов токам прямой последовательности.

Преобразуем схему замещения обратной последовательности и определим результирующее сопротивление :

,

,

Тогда:

,

Рисунок 5.7 - Этапы преобразования схемы замещения обратной последовательности при однофазном замыкании в точке К-2

Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 5.8. В схему замещения вводим все элементы, через которые проходят токи нулевой последовательности при однофазном КЗ в точке К-2. Сопротивление трансформаторов

,

сопротивление линий связи с системой (одноцепные со стальными тросами)

,

следовательно:

,

,

Следовательно, результирующее сопротивление нулевой последовательности составит:

,

Рисунок 5.8 - Этапы преобразования схемы замещения нулевой последовательности при однофазном замыкании в точке К-2

Таким образом, дополнительное сопротивление при расчете однофазного КЗ в точке К-2 составит:

,

Ток прямой последовательности определяем в относительных единицах по формуле:

(4.18)

Действующее значение периодической составляющей тока поврежденной фазы в месте КЗ:

Ток однофазного КЗ в точке К-2 превосходит значение тока трехфазного КЗ (18,84 кА <25,59 кА), поэтому является расчетным для проверки выключателей на отключающую способность.

Определим составляющие этого тока от системы и генераторов в начальный момент КЗ и в расчетный момент времени с. Расчетной схемой для определения тока прямой последовательности является схема для расчета трехфазного КЗ, но точка КЗ в ней находится за сопротивлением (рисунок 5.9).



Рисунок 5.9 - Расчетная схема для определения токов прямой последовательности при несимметричных КЗ

Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов G1-G8:

,

от системы:

,

Токи обратной и нулевой последовательности в месте однофазного КЗ равны току прямой последовательности:

,

Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:

,

,

Распределение токов нулевой последовательности:

,

,

Периодические составляющие тока однофазного КЗ в поврежденной фазе:

,

,

Определим периодическую составляющую тока КЗ от генераторов для расчетного момента времени с. Относительный ток прямой последовательности от генераторов G1-G8:

,

Следовательно, можно считать, что эта составляющая во времени не изменяется. Ток от системы также принимаем неизменным во времени. Таким образом:

,

,

,

Апериодические составляющие тока КЗ в момент времени :

,

,

Суммарное значение апериодического тока в месте КЗ:

.

5.3.3.6 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ

В данном случае расчетным является однофазное КЗ, так как оно при одном и том же расчетном времени отключения приводит к большему термическому действию на токоведущей части поврежденной фазы.

Время отключения (время действия тока КЗ) складывается из наибольшего времени действия основной релейной защиты с учетом действия АПВ и полного времени отключения выключателя .

При установке выключателей типа ELK 14 SD (ABB):

,

Определим значения, необходимые для нахождения интеграла Джоуля:

,

,

Для всех генераторов расчетное КЗ является удаленным, то есть отношение (4.12) [5] не достигает двух (), то путем преобразований схемы замещения все источники энергии (генераторы, систему GS) заменим одним эквивалентным источником, ЭДС которого считаем неизменной по амплитуде, а индуктивное сопротивление принимаем равным результирующему эквивалентному сопротивлению . Также учитывая, что условие не выполняется, то интеграл Джоуля следует определить по формуле (5.22) [5]:

,

,

Составим сводную таблицу расчетов токов короткого замыкания для всех характерных точек (таблица 5.1)

Таблица 5.1 Результаты расчета токов короткого замыкания для характерных точек схемы

Точка КЗ	Источник	Iпо	Iпф	iаф	iу	I(1)по	Вк
		кА	кА	кА	кА	кА	кА2·с
К-1 (Шины 13,8 кВ)	G1	31,65	28,48	40,95	88,53	-	2187,30
	Система	53,32	53,32	51,07	143,79	-
	Суммарное значение	84,97	81,8	92,02	232,32	-
К-2 (3) (Шины 220 кВ)	G1-G8	10,3	9,68	7,79	11,26	14,97	159,91
	Система	9,16	9,16	13,70	22,23	12,26
	Суммарное значение	19,46	18,84	21,49	33,49	27,23

5.4 Выбор электрических аппаратов

В распределительных устройствах электрических станций и подстанций содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Аппараты и проводники должны: длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры; противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ; выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий (ветер, гололед); удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

Один из важнейших вопросов - обеспечение термической стойкости аппаратов и проводников. При работе происходит нагрев электрических аппаратов и проводников, что является следствием потерь мощности в них. Составляющими этих потерь являются: потери в токоведущих частях, обмотках, контактах; потери от вихревых токов в металлических частях, особенно ферромагнитных; потери в магнитопроводах трансформаторов и электромагнитов; потери в диэлектриках.

5.4.1 Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего режима

Значения рабочих токов присоединений необходимы для выбора аппаратов и проводников по рабочему режиму. Рабочий режим делится на нормальный и утяжеленный.

Под нормальным режимом установки понимают режим, предусмотренный планом эксплуатации. В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки без вынужденных отключений и без перезагрузок.

Утяжеленным режимом называется режим при вынужденном отключении части присоединений вследствие их повреждения или в связи с профилактическим ремонтом. При этом рабочие токи других присоединений могут заметно увеличиться и значительно превышать рабочие токи нормального рабочего режима.

Определения расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов

- присоединения генераторов G1-G8 13,8 кВ, по формуле 6.2 [5]:

- расчетный ток присоединения блочного трансформатора T1-T8 РУ 220 кВ определяется рабочим током генератора:

- присоединение линий связи с системой 220 кВ, по формулам 6.8, 6.9 [5]:



- присоединение трансформатора собственных нужд на генераторном напряжении 13,8 кВ:

5.4.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели предусматриваются во всех цепях схемы, где необходимо коммутировать ток. Из соображений удобства компоновки и эксплуатации РУ во всех цепях устанавливаем одинаковые выключатели, разъединители и трансформаторы тока, которые выбираются по суммарному току КЗ на сборных шинах (за выключателем тупикового присоединения) и по максимальному рабочему току наиболее мощного присоединения в нормальном режиме.

Разъединители выбираются по напряжению и току утяжеленного режима и проверяются на термическую и динамическую стойкость по тем же значениям, что и выключатели.

Сведем результаты выбора и проверки аппарата в соответствии с расчетными и каталожными данными в таблицу. Для выключателей присоединений результаты выбора и проверки коммутационных аппаратов представлены в таблицах 4.2 и 4.3.

Таблица 5.2 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов генераторного напряжения 13,8 кВ G1-G8

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель HECS-100-25-100/18000
Uсети ном = 13,8 кВ	Uном = 25,3 кВ
Iраб max = 6194 А	Iном = 18 кА
Iпо = 81,8 кА	Iпр.скв. = 100 кА
iу = 232,32 кА	iпр.скв. = 280 кА
Iпф = 84,97 кА	Iоткл.ном =100 кА
iaф = 40,95 кА	заводом-изготовителем не регламентируется
Вк= 2187,30 кА2•с

Таблица 4.3 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов КРУЭ-220 кВ (ELK 14)

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель КРУЭ ELK-14-300-50/4000
Uсети ном = 220 кВ	Uном = 300 кВ
Iраб max = 566 А	Iном = 4000 А
Iпо = 27,23 кА	заводом-изготовителем не регламентируется
iу = 33,49 кА	iпр.скв. = 125 кА
Iпф = 18,84 кА	Iоткл.ном = 50 кА
iaф = 21,49 кА	заводом-изготовителем не регламентируется
Вк = 159,91 кА2•с	заводом-изготовителем не регламентируется

Т.к. КРУЭ имеет модульную конструкцию и поставляется в заводском исполнение, то и остальное оборудование (измерительные трансформаторы тока и напряжения, заземляющие ножи и т.д.) проходит по термической и динамической стойкости. Встроенное оборудование имеют следующии обозначения: трансформатор напряжения - ELK PI; трансформатор тока - ELK СМ/СN; разрядник - ELK AZ.

6. Устройство релейной защиты и автоматики

Высоковольтное оборудование должно быть оборудовано устройствами релейной защиты и автоматики (гл. 3.2. [7]) предназначенные для:

- автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (обеспечивать селективность действия защиты);

- реагировать на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы;

- обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения оборудования и продолжения бесперебойной работы неповрежденной части оборудования;

Для защиты генератора СВ-1130/140-48УХЛ4 120 МВт применяем следующие основные и резервные защиты.

Основные:

- продольная дифференциальная защита (от многофазных замыканий);

- защита от замыканий на землю (от однофазных и витковых замыканий);

- защита от повышения напряжения;

- защиты от потери возбуждения;

Резервные:

- защита от перегрузки токами обратной последовательности (от несимметричных КЗ и ненормальных режимов);

- токовая отсечка (от многофазных замыканий);

- защита от симметричных перегрузок;

- защита ротора от замыканий на землю;

- УРОВ 13,8 кВ (на случай отказа выключателя).

Защиты силового трансформатора ТДЦ-160000/220.

Основные:

- продольная дифференциальная защита (от повреждений на вводах и внутренних повреждений);

- газовая защита (от внутренних повреждений);

- защита от потери охлаждения (потеря питания или поломка маслонасоса и вентилятора);

- защита от перегрева масла.

Резервные:

- токовая защита от замыканий на землю 220 кВ;

- МТЗ (от междуфазных замыканий на 13,8 кВ);

- защита от перегрузки;

- контроль за уровнем масла в расширительном баке;

- защита от замыканий на землю на 13,8 кВ;

- контроль изоляции вводов 220 кВ.

Защиты КРУЭ ELK 14 (АВВ) 220 кВ:

- АПВ (с контролем отсутствия напряжения);

- защита шин (от всех КЗ дифференциальная защита);

Защита линий 220 кВ.

- 3-х ступенчатая дистанционная защита (от многофазных замыканий);

- ТО (от многофазных замыканий);

- 4-х ступенчатая направленная защита (от замыканий на землю);

- УРОВ 220 кВ (на случай отказа выключателя);

- высокочастотная защита (для ускорения действия защит).

Противоаварийная автоматика:

- автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН);

- автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АПНУ);

- автоматическая ликвидация асинхронных режимов (АЛАР);

- автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН).

В соответствии с НПБ 110-99 “Перечень зданий и сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией” для следующих помещений и оборудования предусматриваем АУТП и АУПС:

- статор гидрогенератора;

- силовые трансформаторы;

- кабельные секции;

- проходы и коридоры.

5.2 Продольная дифференциальная защита генератора

Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей чувствительной (Iс.з.< 0,2Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке и на его выводах.

Защита выполняется трехфазной и подключается к ТТ в линейных выводах статора генератора и к ТТ в нейтральных выводах.

Номинальный ток генератора:

А. (5.1)

Коэффициент схемы: Ксх = 1.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

Начальный ток срабатывания определяет чувствительность защиты при малых тормозных токах. Величина Iср0 выбирается с учетом возможности отстройки защиты от тока небаланса номинального режима.

,(5.2)

где - относительная погрешность ТТ;

- коэффициент однотипности ТТ.

Уставка выбирается из условия:

,

где - коэффициент надёжности.

Принимаем типовую уставку, равную :

Коэффициент торможения определяет чувствительность защиты к повреждениям при протекании тока нагрузки. Величина Кт выбирается с учетом отстройки защиты от токов небаланса, вызванных погрешностями трансформаторов при сквозном КЗ.

Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном КЗ:

,(5.3)

где

- максимальный ток через ТТ в линейных выводах при внешнем трехфазном КЗ в цепи генераторного напряжения;

- коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей.

А.

Коэффициент торможения выбирается из условия:

.(5.4)

За IТ принимается ток трехфазного КЗ на выводах генератора (см. гл.4).

.

Принимаем минимальную уставку Кт = 0,3.

Тормозной ток В определяет точку излома характеристики срабатывания (рис. 5.1).

При выборе В должно выполняться условие:

.(5.5)

Типовое значение уставки: В = 1,5, т.е. 1,5 > 0,666.



Рисунок 5.1- Характеристика срабатывания дифференциальной защиты генератора

дифференциальный ток;- ток нейтрали генератора;

- ток на выводах генератора;- ток торможения

Защита действует на отключение выключателя генератора, гашение полей ГГ и ВГ, останов турбины и на пуск пожаротушения.

5.3 Защита от повышения напряжения

Защита выполнена с помощью двух органов максимального напряжения.

Уставка комплекта U2 выбирается:

В. (5.7)

Уставка в относительных единицах:

147/100 =1,47.

Защита действует с выдержкой времени 0,5 с на отключение генераторного выключателя и гашение полей ГГ и ВГ.

На генераторе предусмотрен второй комплект с уставкой 1,2•Uном, предназначенный для работы в режиме холостого хода.

Определим уставку другого комплекта:

В.

Уставка в относительных единицах - 1,26.

Уставка органов тока, контролирующих отсутствие тока в цепи генератора и на стороне 220кВ принимается минимальной 0,1Iном.

7. Безопасность гидротехнических сооружений. Техника безопасности и противопожарная безопасность. Мероприятия по охране природы

7.1 Безопасность гидротехнических сооружений

Последствия аварий на ГЭС, в особенности прорыв напорного фронта, являются катастрофическими и зачастую необратимыми. Поэтому одной из важнейших задач эксплуатационной службы является обеспечение безопасности гидротехнических сооружений. Деятельность службы эксплуатации регулируется Федеральным законом «О безопасности гидротехнических сооружений». Основным требованием закона является составление декларации безопасности ГТС, состав которой определяется специальным Положением, утвержденным Правительством РФ. Данное Положение определяет содержание и порядок составления Декларации безопасности ГТС, осуществление ее государственной экспертизы и является обязательным при проектирование, строительстве, вводе в эксплуатацию, эксплуатации, выводе из эксплуатации, а также после реконструкции, капитального ремонта, восстановление или консервации.

Вся ответственность за обеспечение безопасности лежит на собственнике гидроэлектростанции. Для контроля состояния основных сооружений ГЭС оснащаем контрольно-измерительной аппаратурой для отслеживания напряженно-деформированного состояния, горизонтальных и вертикальных перемещений, фильтрационного режима, сейсмоконтроля. Вводим в состав эксплутационного персонала специальное подразделение, задача которого - измерение с помощью КИА контролируемых показателей, визуальный осмотр и оценка безопасности ГТС на основе анализа величин контролируемых показателей.

На основании полученных данных и Акте обследования о состоянии ГТС составляется Декларация безопасности, в которой обосновывается безопасность ГТС, их соответствие критериям безопасности, проекту, действующим нормам и правилам, а также определяется характер и масштабы возможных аварийных ситуаций и рекомендации по предотвращению и ликвидацию явлений препятствующих безопасной эксплуатации.

7.2 Техника безопасности и противопожарная безопасность

Проектирование, строительство, ремонт и организация эксплуатации гидротехнического сооружения и гидромеханического оборудования ГЭС, территория и акватория размещения, а также основное и вспомогательное оборудование, средства механизации и автоматизации должны соответствовать следующим нормам:

Строительным нормам и правилам;

Нормам технологического проектирования гидроэлектрических и гидроаккумулирующих электростанций;

Речного регистра Российской Федерации;

Российского регистра гидротехнических сооружений;

Федеральным законам «Об основах охраны труда в Российской Федерации»;

Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений»;

Санитарным правилам по организации технологических процессов и санитарно-гигиеническим требованиям к производственному оборудованию;

нормативным актам по охране труда Госгортехнадзора России;

государственным стандартам безопасности труда;

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации;

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок;

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации;

иные действующие государственные и отраслевые нормативные и правовые акты.

Отступления от требований вышеперечисленных правил и норм как при обслуживании действующего, так и вновь вводимого или реконструируемого оборудования не допускаются, за исключением введения новых нормативных актов по охране труда.

В зависимости от местных условий предусматриваются дополнительные меры безопасности труда.

Электроустановки должны находиться в технически исправном состоянии, обеспечивающем безопасные условия труда.

Электроустановки должны быть укомплектованы испытанными, готовыми к использованию защитными средствами, а также средствами оказания первой медицинской помощи.

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку.

Весь персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам оказания первой помощи при несчастных случаях.

В соответствии с НПБ 110-99 “Перечень зданий и сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией” для следующих помещений и оборудования предусматриваем АУТП и АУПС:

- статор гидрогенератора;

- силовые трансформаторы;

- кабельные секции;

- проходы и коридоры.

7.3 Противопожарная техника безопасности

Объектами автоматического водяного пожаротушения на ГЭС являются:

- гидрогенераторы

- трансформаторы мощностью более 63 МВА

- реакторы мощностью более 63 МВА

- кабельные сооружения

- подпультовые помещения.

Повреждение синхронных машин вызванных пробоем изоляции обмоток статора генератора, может вызвать пожар с тяжелыми последствиями. На генераторах ГЭС устанавливаются электрические защиты, которые действуют на автоматический пуск систем пожаротушения. В качестве огнегасящего вещества применяется распыленная вода. Вблизи лобовых частей обмоток статора размещают дренчерные кольцевые трубопроводы, в которых выполнены отверстия со специальными насадками - дренчерами - ось которых направлена в сторону обмотки. Шаг отверстий принимается 80-100 мм, что обеспечивает плотность водяных струй, создающих водяную завесу. Давление воды перед дренчерным отверстием должно быть в пределах 2-5 атм. Расход воды на тушение пожара в генераторе зависит от диаметра дренчерного отверстия и при давлении воды 2,5 атм. принимается от 26 л/сек при диаметре 8 мм до 56 л/сек при диаметре 18 мм. Расчетная продолжительность тушения пожара генератора принимается 5-10 мин. Включение систем пожаротушения должно быть автоматическим с действием от защит от внутренних повреждений обмоток статора. Следует отметить, что при ложном срабатывании защиты или при длительной подаче воды происходит излишнее увлажнение изоляции, поэтому требуется достаточно высокая надежность работы этих устройств. На практике ввод системы пожаротушения производится вручную после установления явных признаков пожара (наличие сильного задымления).

Трансформаторы на ГЭС являются главными объектами пожарной безопасности так как содержат значительное количество трансформаторного масла, поэтому тушение их осуществляется автоматически с пуском от защит трансформатора. С этой целью по периметру трансформатора монтируются на безопасном расстоянии кольцевые трубопроводы на которых вертикально устанавливаются дренчерные оросители. Число оросителей определяется типом трансформатора и площадью поверхности трансформатора. Обычно принимается расход 0,2 л/сек на 1 м2, расчетное время тушения пожара трансформатора принимается 10 мин.

Возможно возникновение такой ситуации, когда при пожаре нарушается плотность элементов конструкции трансформатора, и в этом случае масло может разлиться по поверхности смешиваясь с водой, применяемой при тушении пожара. В этом случае должны предусматриваться специально установленные емкости, куда должна сливаться водно-масляная смесь, образующаяся во время тушения пожара. В этом маслосборнике предусматривается устройство для разделения воды и масла. Вместимость маслосборника принимается равной объему масла в наибольшем из трансформаторов и 30-минутному расходу воды на осуществляется дифференциальными и газовыми защитами - сблокированных со специальными устройствами обнаружения пожара. Кроме того, используется газовая защита трансформатора, которая включает систему пожаротушения только поврежденной фазы.

Кабельные сооружения ГЭС должны оборудоваться системами автоматического пожаротушения, которые представляют собой систему трубопроводов, по которым подается вода к объекту пожара и запорно-пусковых устройств (ЗПУ). Каждый объект оснащается системой пожарного обнаружения и оповещения, с помощью которой осуществляется обнаружение пожара и автоматический пуск системы и подача воды на очаг пожара.

Каждый объект станции оснащается системой пожарной сигнализации, с помощью которой осуществляется контроль за противопожарным состоянием защищаемого объекта автоматическим пуском системы пожаротушения.

Контроль за противопожарным состоянием объекта осуществляется с помощью датчиков пожаротушения, которыми оснащаются объекты.

Применяются несколько типов датчиков:

- ИДФ-1, которые реагируют на появление дыма. В нормальном режиме горит на датчике лампочка, при появлении дыма она гаснет и происходит запуск системы пожаротушения.

- ДИП-1 реагируют на дым и повышение температуры;

- ДИП-3, ДИП-9 реагируют на появление дыма;

- ДТЛ - реагируют на повышение температуры до Т = +72°С.

Источником водоснабжения систем пожаротушения, является верхний бьеф. Предпочтение отдается сегодня самотечной системе, если по условиям компоновки защищаемого оборудования можно обеспечить расчетное давление перед устройствами распыления воды. Самотечная система пожаротушения осуществляется как минимум из 2-х источников непосредственно из ВБ. Допускается выполнять водозаборы из спиральных камер турбин при условии, что должно быть обеспечено непрерывное водоснабжение системы пожаротушения даже при выводе для планового ремонта с опорожнением спиральной камеры и аварийного отключения другого агрегата со сбросом быс-тропадающих затворов.

Рассмотрим самотечную систему с разрывом высоконапорной струи (рисунок 7.1). Система выполнена с устройством емкостей большого объема баков, расположенных в теле плотины на уровне, гарантирующем, что гидростатическое давление в системе пожаротушения не превысит 10 атм. в любой точке сети трубопроводов пожаротушения на любом объекте ГЭС.

Насосная схема питания системы пожаротушения применяется в том случае, когда давления воды из ВБ недостаточно или слишком велико для питания системы. Насосы устанавливаются на отметках таким образом, чтобы корпус насоса находился под давлением не менее 0,05 атм., при этом максимальное давление на всасывающем патрубке насоса не должно превышать 2,5-3 атм. Стены помещения должны иметь порог огнестойкости не менее 0,75 часа, расстояние между насосом и стенами не менее 1 метра, в помещении должны устанавливаться грузоподъемные устройства для производства ремонтов насосов и запорной арматуры, должны быть оснащены аварийным освещением, связью, вентиляцией, которая должна обеспечивать температуру в помещении в пределах +5° - +35° и влажность не более 80%. Питание насосов должно осуществляться от двух независимых источников питания с применением АВР. Работа насосной должна быть полностью автоматизирована.

Противопожарные трубопроводы должны обеспечивать непрерывную подачу воды в противопожарную систему и быть закольцованной который разделяется секционными задвижками, которые должны обеспечить отключение и вывод в ремонт не более 3-х ЗПУ и 5-ти пожарных кранов. Трубопроводы должны быть постоянно заполнены водой, расположены в помещениях с температурой не менее +5°С, прокладка их должна производиться открыто. Запрещено выполнение тупиковых трубопроводов с длиной более 200 метров и присоединении к нему более 3-х ЗПУ, 1 гидранта и 12 пожарных гидрантов. Диаметр трубопровода должен быть таким, чтобы была обеспечена скорость воды не менее 3-5 м/сек.

Запорно-пусковые узлы (ЗПУ) устанавливаются по одному на каждый объект пожаротушения на каждый объект без резерва. Для автоматической подачи воды применяется автоматическая задвижка с моторным приводом. В состав ЗПУ входит также манометр для визуального контроля за давлением воды на защищаемый объект, электроконтактный манометр, который сигнализирует о подаче воды на защищаемый объект при пожаре. ЗПУ позволяет сгруппировать объекты пожаротушения. В узел управления - СВПТ - станцию водяного автоматического пожаротушения. Запрещается устанавливать СВПТ и ЗПУ в помещениях, где есть возможность затопления водой или же нефтепродуктами.

Рисунок 7.1 - Схема самотечной системы противопожарного водоснабжения

I - водопитатель; 2 - водозабор с решеткой; 3 - фильтр сетчатый; 4 -трубопроводы пожаротушения трансформатора; 5 - электроконтактный манометр; 6 - автоматическая задвижка; 7 - запорно-пусковые узлы; 8 - дренажная воронка; 9 - ремонтная (секционная) задвижка; 10 - станция водяного пожаротушения (СВПТ); 11 - подводящие трубопроводы; 12 - питательный трубопровод; 13 - распределительный трубопровод в секции кабельного помещения; 14 - ветвь распределительного трубопровода; 15 - оросители; 16 - дренчерные трубопроводы пожаротушения гидрогенератора.

Работа систем пожаротушения должна быть автоматизирована. Автоматизируется:

- пуск рабочих пожарных насосов при открытии любого ЗПУ по импульсу, поступающему от датчика пожаротушения любого защищаемого объекта;

- пуск резервного насоса в случае отказа рабочего насоса или не включения системы;

- на пуск пожаротушения в течение установленного времени по импульсу;

- электроконтактного манометра на трубопроводе;

- остановка насосов после прекращения пожара и закрытия ЗПУ через определенное время;

- пуск насосов при опробовании дистанционно;

- сигнализировать персоналу о пусках рабочего и резервного насосов;

- об отсутствии напряжения питания насосов.

При пожарах в закрытых кабельных сооружениях должна автоматически с пуском системы пожаротушения отключаться приточная и вытяжная вентиляция, а генератор немедленно остановлен.

7.3 Мероприятия по охране природы

При назначении мероприятий использовались следующие основные законодательные и нормативные документы:

-Федеральный закон РФ «Об охране окружающей среды»(№ 7-ФЗ от 10.01.2002 г);

Земельный кодекс РФ;

Водный кодекс РФ;

Лесной кодекс РФ;

Санитарные правила проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ СанПиН 3907-85.

Водоохраняемые мероприятия

Водоохраняемые мероприятия разбиты на три группы:

Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, не влияющие на состояние водных ресурсов.

Создание водоохраняемой зоны вокруг водохранилища.

Водоохраннямые мероприятия на гидроэлектростанции.

7.4 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов

В комплекс мероприятий санитарной подготовки территории входят:

санитарная очистка территорий населенных пунктов предприятий, зданий и сооружений, подлежащих сносу;

санитарная очистка и другие мероприятия в местах захоронений;

подготовка прибрежных участков водохранилища около населенных пунктов - санитарных зон.

Кроме того, в состав санитарных мероприятий, согласно санитарных норм входит очистка от древесной и кустарниковой растительности, которая рассмотрена в специальном разделе настоящей работы.

Санитарная очистка проводится на всей территории, подлежащей постоянному или временному затоплению, подтоплению и берегообрушению. В комплекс работ по санитарной очистке территории входят:

очистка от мусора и остатков строений;

вывоз нечистот из уборных и вывоз бытовых отбросов;

санитарная очистка территории животноводческих объектов;

очистка территории после переноса промышленных предприятий;

ликвидация скважин (артезианских, геологоразведочных и др.).

На территории населенных пунктов, попадающих в зону затопления, подтопления и берегообрушения подлежат удалению все строения, включая опоры воздушных линий электропередач и связи, мачты, изгороди и др. строения, выступающие над землей более чем на 0,5 м.

В населенных пунктах нечистоты от действующих индивидуальных и общественных уборных, скотных дворов и свалок выбираются и отвозятся в специально оборудованных самосвалах на полигоны отходов, где укладываются в специально подготовленные котлованы.

В местах захоронений необходимость тех или иных мероприятий по подготовке территорий кладбищ к затоплению и переносу определяется абсолютной отметкой местности. Согласно СанПиН 3907-85, подлежат переносу кладбища, расположенные в пределах зоны сработки водохранилища и на 2 м ниже УМО, а также в зоне переработки берега. Все работы по санитарной подготовке территорий кладбищ и перезахоронениям будут проводиться с выполнением мероприятий по обеззараживанию почв, инструментов, механизмов, с соблюдением санитарных норм и техники безопасности.

7.5 Организация санитарных зон

В соответствии с требованиями СанПиН 3907-85 около существующих и вновь создаваемых населенных пунктов предусматривается организация санитарных зон, предназначенных для доступа населения к воде и размещения пристаней. Размеры санитарных зон должны быть не менее: длина равна протяженности населенного пункта вдоль акватории плюс по 500 м в обе стороны; ширина - от границ береговой застройки до уреза воды при НПУ, плюс 100 м по акватории от берега водохранилища. На территории санитарных зон предусматривается удаление всей древесной растительности заподлицо с землей. Колодцы и другие искусственные углубления подлежат засыпке грунтом. Неиспользуемые или разрушенные строения подлежат разборке и удалению, а их территория - санитарной обработке, аналогичной обработке территории затапливаемых населенных пунктов.

7.6 Очистка зоны водохранилища от древесно-кустарниковой растительности

Санитарные нормы требуют для водохранилищ с коэффициентом водообмена 6 и более очистку от древесно-кустарниковой растительности территории сработки водохранилища от НПУ до отметки на 2 м ниже максимальной сработки с оставлением пней не выше 50 см. Вместе с тем санитарные нормы допускают отказ от очистки от древесно-кустарниковой растительности, если расчетами прогноза подтверждается, что воздействие остающейся под затопление древесины на качество воды будет в пределах нормативных требований (примечание к п.3.3.2. СанПиН 3907-85).

7.7 Водоохранная зона

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 23 ноября 1996 г. №1404 вокруг водохранилища должна быть установлена водоохранная зона (ВЗ) со специальным режимом хозяйственной деятельности.

Все показатели, характеризующие состояние лесного фонда, интенсивность использования лесных ресурсов, уровень состояния лесного и сельского хозяйства определяются в проекте водоохранной зоны (ВЗ) по данным лесоустроительных материалов, годовых отчетов лесохозяйственных и сельскохозяйственных предприятий, материалов обследования на ключевых участках территории ВЗ, выполненных в процессе изысканий. В проекте обосновываются границы водоохранной зоны и прибрежной защитной полосы, а также определяется комплекс лесохозяйственных, противоэрозионных и других водоохранно-защитных мероприятий.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 23 ноября 1996 г. №1404 в водоохранной зоне запрещается:

строительство новых и расширение действующих предприятий и объектов, прямо или косвенно влияющих на санитарно-техническое состояние водохранилища и прилегающих к нему земель;

размещение животноводческих ферм, птицефабрик, использование в качестве удобрений не обезвреженных навозосодержащих сточных вод;

размещение складов для хранения горючесмазочных материалов, удобрений и ядохимикатов;

размещение мест захоронения бытовых и промышленных отходов, скотомогильников, а также других объектов, отрицательно влияющих на качество вод;

применение авиаопыления лесных угодий ядохимикатами, на которые не установлены предельно-допустимые концентрации (ПДК);

разрушение грунтового растительного покрова в пределах береговых уступов и пляжей водохранилища, склонов рек, оврагов и балок, уступов и крутых участков склонов террас и других форм рельефа.

В пределах прибрежной защитной полосы дополнительно к ограничениям, установленным в водоохранной зоне запрещается:

распашка земель;

кооперативное и индивидуальное строительство;

применение ядохимикатов и удобрений;

организация летних лагерей, водопой и выпас скота;

устройство стоянок автотранспорта и лодочных причалов за пределами отведенных для этого мест.

На период эксплуатации водохранилища в водоохранной зоне водохранилища в качестве первоочередных мероприятий рекомендуются мероприятия по ведению лесного хозяйства: рубки ухода, санитарные рубки, охрана лесов от пожара.

7.8 Рубка ухода за лесом

Основное назначение рубок ухода за лесом, проводимых в водоохранной зоне, повышение водоохранных, водорегулирующих, почвозащитных свойств, улучшение состава насаждений и повышение их устойчивости. Рубки ухода в молодняках преследуют цели формирования состава насаждений и прореживания. Проходные рубки необходимы для создания оптимальных условий для размещения деревьев по площади и увеличения их прироста.

Рубки ухода назначаются в насаждениях с полнотой 0,6-1,0 с учетом следующих условий:

рубки ухода в водоохранной зоне должны быть малоинтенсивными, полнота не должна снижаться ниже 0,7;

рубки ухода не назначаются в насаждениях сырых и мокрых типах леса;

рубки ухода не должны затрагивать небольшие по площади участки густого леса с хорошо развитым густым подлеском, то есть хорошими условиями для гнездования птиц.

Санитарные рубки. Санитарное состояние насаждений ВЗ водохранилищ существенно влияет на выполнение лесами защитных функций. Поддержание удовлетворительного санитарного состояния насаждений является одной из основных задач ведения лесного хозяйства в водоохранной зоне. Санитарные рубки обычно совмещают с проведением рубок ухода.

При выборочных санитарных рубках полнота насаждений не должна снижаться в средневозрастных ниже 0,7, а спелых и перестойных - ниже 0,6. Сплошные санитарные рубки намечаются на участках, поврежденных пожарами, усыхающих насаждений и других участках, требующих проведения сплошных санитарных рубок. При проведении санитарных рубок должна проводиться уборка внелесосечной захламленности.

Рубки главного пользования. Организация водоохранной зоны не исключает использования лесов ВЗ для получения древесины, но способы заготовок древесины и размер лесопользования не должны ухудшать экологическое состояние лесов ВЗ. Рубки главного пользования должны строго ограничиваться расчетной лесосекой, устанавливаемой при лесоустройстве, и отвечать следующим требованиям:

давать наибольший лесовосстановительный эффект;

возраст содержания леса на корню должен обеспечивать максимальное развитие защитных свойств лесных насаждений;

недопущение оголения лесных земель и постоянное сохранение лесной среды как основного стабилизирующего фактора защитных и водоохранных функций лесов;

запрещение вырубки особо защищаемых участков леса в местах, где есть угроза смыва и размыва почвы, оползания грунтов, появления просадочных образований и др.

В лесах водоохранной зоны предусматривается проведение выборочных и постоянных рубок. Допускаются и сплошно-лесосечные рубки, но только там, где они не наносят существенного ущерба функциональным особенностям лесов и где они наиболее приемлемы по лесоводственным соображениям.

7.9 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции

Выработка электроэнергии на гидроэлектростанции связана с использованием возобновляемого ресурса - движущейся воды, поэтому на ней отсутствуют выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и не образуются отходы производства, как золошлакоотвалы на ТЭС или отработанное ядерное топливо на АЭС.

Вместе с тем, для обеспечения нормальной работы оборудования ГЭС требуется применение технических масел, что приводит к появлению замасленных стоков. Кроме того, для обеспечения собственных нужд объекта требуется потребление определенного объема воды.

Замасленные стоки ГЭС должны поступать на специальные маслоочистительные установки. В аварийной ситуации (пожар на площади трансформаторов) стоки воды от пожаротушения и масла собираются в специальные емкости - в баки аварийного слива масла.

К категории производственных стоков, не требующих очистки (нормативно-чистые воды), отнесены воды идущие на охлаждение оборудования и сточные воды от пожаротушения кабельных помещений. Эти воды не загрязняются в процессе использования и отводятся в нижний бьеф без очистки.

Так же для компенсации ущерба, приносимого затоплением и подтоплением земель, проведем следующие мероприятия:

- перенос отдельных участков дорог, наращивание их полотна, крепление откосов, перенос линий связи и электропередачи;

- выработка полезных ископаемых или обеспечение возможности их последующей разработки;

- перенос или защита памятников истории и культуры, а также их обследование и описание;

- возмещение ущерба уничтожения нерестилищ рыб и численности диких животных и птиц.

8. Экономическая часть

8.1 Расчет себестоимости электроэнергии

Исходные данные приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Исходные данные

Установленная мощность, МВт	Nуст= 960 МВт
Удельные капиталовложения в производственные объекты электростанции, тыс.р./кВт	Куд= 55
Норма на реновацию и капитальный ремонт, о.е.	ба= 0,01
Штатный коэффициент, чел./МВт	nшт= 0,26
Относительная величина собственного расхода электроэнергии, %	бсн= 1
Число часов использования установленной мощности, ч	hу= 5500
Средняя месячная заработная плата, тыс.р./чел	Ф = 25

Величина капиталовложений:

млн.р.,

где 1,1 - территориальный коэффициент.

Отчисления на реновацию и капитальный ремонт (в период нормальной эксплуатации):

млн.р.,

Величина отчислений на заработную плату:

млн.р.,

Величина отчислений на прочие эксплуатационные расходы:

млн.р.,

Величина отчислений на социальные нужды:

млн.р.,

Годовая выработка электроэнергии:

кВт·ч,

Себестоимость электроэнергии отпускаемой с шин ГЭС:

р./кВт·ч,

8.2 Определение финансовой эффективности инвестиционного проекта

В практических рекомендациях для обоснования инвестиционного проекта в энергетике определены два основных и два дополнительных критерия.

Основные:

Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

Внутренняя норма доходности (ВНД).

Дополнительные:

Индекс доходности (ИД);

Период окупаемости проекта (Ток).

ЧДД представляет собой разность между текущей стоимостью потока будущих доходов и текущей стоимостью будущих затрат на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта на протяжении расчётного периода. Проект считается эффективным, если ЧДД положителен.

ВНД равна ставке дисконта (Евн), при которой суммарные выгоды проекта равны суммарным затратам проекта. Проект считается эффективным, если ВНД превышает приемлемую для инвестора норму прибыли на капитал.

ИД представляет собой отношение приведённых выгод к приведённым затратам инвестиционного проекта, без учёта знака этих величин. Проект эффективен, если ИД больше единицы.

Период окупаемости - минимальный временной интервал с начала осуществления проекта, за пределами которого ЧДД становиться и в дальнейшем остаётся положительным.

Проект будет коммерчески эффективным, если:

ЧДД > 0; ВНД > Епр = 10%; ИД > 1; Ток < Тдоп.

Расчётный период принимаем равным 48 лет, так как высоконапорное сооружение и три гидроагрегата. Пять лет отводим на постройку основных сооружений и оставшееся время на ввод мощностей. Так же принимаем срок эксплуатации - 40 лет (расчётное условие).

Данные критерии финансовой эффективности выполним в программе Energy Invest, разработанной ОАО “ГидроОГК”. Исходные данные и полученные критерии сведем в таблицы 8.2 и 8.3.

Таблица 8.2 Исходные данные

Год начала реализации проекта	2007
Срок строительства, лет	8
Водный налог, тыс.руб./млн.кВт.ч	13,7
Суммарная электрическая мощность, МВт	960
Число часов использования эквивалентной эл.мощности, час	5500
Затраты на строительство, млн.	58080
Численность персонала, чел.	250
Средняя заработная плата, руб./мес.	25000

Величина тарифа берётся на основании сценарных условий развития оптового рынка электроэнергии РФ (Разработаны ОАО «РАО ЕЭС России» ).

Таблица 8.3 Полученные критерии

	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	У
Тариф на электроэнергию, руб./кВт.ч	0,72	0,78	0,88	0,98	1,12	1,27	1,40	1,51	1,59	1,66	1,72
Инвестиционные затраты в строительство (с НДС), млн.руб.
Гидросиловое оборудование				1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	10000
Строительно-монтажные работы	303	3120	4620	5250	5420	5380	5320	5180	5060	4670	4207	303

Таблица 8.3 Полученные критерии

Проектно-изыскательские работы	100	200	280	300	220	180	120	80	60		0
Итого:	403	3320	4900	6550	6640	6560					2990	58080
Постоянная составляющая издержек
Численность персонала, чел.				30	60	90	120	150	180	200	230	250
Средняя заработная плата, руб./мес.	0	0	0	0	0	25000	25000				25000
Расходы по содерж. и экспл. оборудования, млн.руб.	0	0	0	0	0	4,6	9,3	13,9	18,6	23,2	27,9	32,5
Расходы на запчасти и вспом-ные средства, млн.руб.	0	0	0	0	0	4,6	9,3	13,9	18,6	23,2	27,9	32,5

Величина тарифа берётся на основании сценарных условий развития оптового рынка электроэнергии РФ (Разработаны ОАО «РАО ЕЭС России» ).

Таблица 8.4 Показатели финансовой эффективности для инвестиционных затрат

Чистый дисконтированный доход (ЧДД),млн.руб.	25350,35
Внутренняя норма доходности (ВНД), %	15,63%
Индекс доходности (ИД)	2,03
Срок окупаемости (Ток), лет	12
Дисконтированный срок окупаемости, лет	17

Все условия эффективности инвестиционного проекта ГЭС 960 МВт выполняются, значит, он является коммерчески эффективным.

Рисунок 8.1 - Инвестиционные затраты

9. Расчет схемы собственных нужд

9.1 Общие положения

Собственные нужды - важный элемент электростанций и подстанций. Повреждения в системе с.н. электростанций неоднократно приводили к нарушению работы основного оборудования, энергоблоков, электростанций в целом и развитию аварии в энергосистемах.

Состав электроприемников с.н., значение потребляемой ими мощности и количество потребляемой электроэнергии зависят от типа электростанции, вида топлива, мощности агрегатов и т.п.

На гидроэлектростанциях максимальные нагрузки с.н. по отношению к установленной мощности, расход энергии на с.н. в процентах годовой выработки электроэнергии может составлять:

Рс.н.мах/Руст, % Wс.н./Wвыр, %

-малай и средней мощности 3-2 2-1,5

-большой мощности 1-0,5 2-1,5

Электроприемники с.н. делятся на ответственные и неответственные. К ответственным относят электроприемники, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или возникновению аварии на электростанции. Такие электроприемники требуют надежного питания.

Основным приводом механизмов с.н. являются асинхронные электродвигатели различных исполнений с прямым пуском. Для тихоходных механизмов, а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения в широких пределах, применяют электродвигатели постоянного тока и асинхронные электродвигатели с тиристорным преобразователем в цепи статора.

На электростанциях обычно имеются два напряжения с.н.:

высшее (6 или 10 кВ) и низшее (0,4 кВ).

На ГЭС основные механизмы питаются от сети 0,4 кВ, а отдельные крупные механизмы - от сети 6 ил 10 кВ.

При выборе напряжения с.н. следует иметь в виду, что электродвигатели с меньшим номинальным напряжением имеют несколько лучшие технико-экономические показатели, чем электродвигатели той же мощности на более высокое напряжение.

С другой стороны, применение более высокого напряжения с.н. уменьшает номинальные токи цепей, допускает использование более легких кабелей, уменьшаем при прочих равных условиях токи КЗ в системе с.н. и облегчает условия самозапуска электродвигателей механизмов с.н.

В системе с.н. на всех напряжениях применяется одиночная секционированная система сборных шин, причем рабочее питание электроприемников одного элемента производится на напряжениях 6-10 и 0,4 кВ по блочной схеме от одного первичного источника, а резервное от другого.

В цепях электродвигателей и питающих линий сборок 0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели. Установка предохранителей допускается только в цепях освещения, сварки и неответственных электродвигателей, не связанных с основным технологическим процессом (мастерские, лаборатории).