14 Трансформаторы тока, схемы соединения и их обслуживание их

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первич­ных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 (рис. 4.55, а) и две обмотки — первичную 1 и вторичную 3. Пер­вичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I₂.

Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффи­циентом трансформации

(108)

где I_1ном и I_2ном — номинальные значения первичного и вторично­го тока соответственно.

Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинально­го значения вследствие погрешности, обусловленной наличием тока намагничивания. Токовая погрешность определяется по выражению

(109)

Погрешность трансформатора тока зависит от его конструк­тивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной про­ницаемости материала магнитопровода, средней длины магнит­ного пути, значения . В зависимости от предъявляемых требо­ваний выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке пер­вичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50 —120 % для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 0,2; 0,5 и 1 нормируется также угловая погрешность.

П огрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличения нагрузки и кратности тока приводят к увеличению погрешности.

в

Рисунок 18 - Трансформатор тока: а - принципиальная схема многовиткового трансформатора тока: 1 - первич­ная обмотка; 2 - магнитопровод; 3 - вторичная обмотка; 6 -принципиальная схема одновиткового трансформатора тока; в - конструкция ТТЮЛ-20: 1 - вы­вод первичный; 2 - эпоксидная литая изоляция; 3 - выводы вторичной обмотки

При первичных токах, значительно меньших номинального, погрешность трансформатора тока также возрастет.

Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоедине­ния точных лабораторных приборов, класса 0,5 — для присоедине­ния счетчиков денежного расчета, класса 1 — для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 — для релейной защиты.

Кроме рассмотренных классов, выпускаются также трансфор­маторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифферен­циальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих ре­лейных защит).

Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое со­противление, поэтому трансформатор тока нормально работает в ре­жиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на

вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.

Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторич­ную обмотку трансформатора тока при протекании тока в пер­вичной обмотке. При необходимости замены измерительного при­бора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле, прибора).

Конструкции трансформаторов тока

Трансформаторы тока для внутренней установки до 35 кВ имеют литую эпоксидную изоляцию.

По типу первичной обмотки различают катушечные (на на­пряжение до 3 кВ включительно), одновитковые и многовитковые трансформаторы.

На рис. 18, б схематично показано выполнение магнитопрово- дов и обмоток, а на рис. 18, в — внешний вид трансформатора тока ТТЮЛ-20 (проходной, одновитковый, с литой изоляцией на 20 кВ). В этих трансформаторах токоведущий стержень, проходящий через «окна» двух магнитопроводов, является одним витком первичной обмотки. Одновитковые трансформаторы тока изготовляются на пер­вичные токи 600 А и более; при меньших токах МДС первичной обмотки Iw_x окажется недостаточной для работы с необходимым классом точности. Трансформатор ТПОЛ-20 имеет два магнитопро- вода, на каждый из которых намотана своя вторичная обмотка. Классы точности этих трансформаторов тока 0,5; 3 и 5. Магнитопроводы вместе с обмотками заливаются компаундом на основе эпоксидной смолы, который после затвердения образует монолитную массу. Та­кие трансформаторы тока имеют значительно меньшие размеры, чем трансформаторы с фарфоровой изоляцией, выпускавшиеся ра­нее, и обладают высокой электродинамической стойкостью.

Рассматриваемый трансформатор тока в распределительном устройстве выполняет одновременно роль проходного изолятора.

При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые транс­форматоры тока ТПЛ, у которых первичная обмотка состоит из нескольких витков, количество которых определяется необходи­мой МДС.

В комплектных распределительных устройствах применяются опорно-проходные трансформаторы тока ТЛМ-10, ТПЛК-10, кон­структивно совмещенные с одним из штепсельных разъемов пер­вичной цепи ячейки КРУ.

На большие номинальные первичные токи применяются транс­форматоры тока, у которых роль первичной обмотки выполняет шина, проходящая внутри трансформатора. На рис. 19 показан трансформатор тока ТШЛ-20 (шинный, с литой изоляцией, на

20 кВ и токи 6000— 18000 А). Эти трансформаторы представляют собой кольцеобразный эпоксидный блок с залитым в нем магнитопроводом и вторичными обмотками. Первичной обмоткой является шина токопровода. В изоляционный блок залито экра­нирующее силуминовое кольцо, электрически соединенное с ши­ной с помощью пружины. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется устойчивостью шинной кон­струкции.

Рисунок 19 - Трансформатор тока ТШЛ-20: 1 - магнитопровод класса 0,5; 2 - магнитопровод класса Р; 3 - литой эпоксид­ный блок; 4 - корпус; 5 - коробка выводов вторичных обмоток; 6 - токоведу­щая шина

В комплектных токопроводах применяются трансформаторы тока ТШВ15, ТШВ24.

Для наружной установки выпускаются трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изо­ляцией типа ТФЗМ (рис.20). В полом фарфоровом изоляторе, заполненном маслом, расположены обмотки и магнитопровод трансформатора. Конструктивно первичная и вторичная обмотки напоминают два звена цепи (буква 3 в обозначении типа). Первич­ная обмотка состоит из двух секций, которые с помощью пере­ключателя 2 могут быть соединены последовательно (положение I) или параллельно (положение II), чем достигается изменение но­минального коэффициента трансформации в отношении 1:2. На фарфоровой покрышке установлен металлический маслорасширитель 1, воспринимающий колебания уровня масла. Силикагелевый влагопоглотитель 5 предназначен для поглощения влаги на­ружного воздуха, с которым сообщается внутренняя полость маслорасширителя. Обмотки и фарфоровая покрышка крепятся к сталь­ному цоколю 13. Коробка выводов вторичных обмоток 12 герметизирована. Снизу к ней крепится кабельная муфта, в которой раз­делан кабель вторичных цепей.

Рисунок 20 - Трансформатор тока ТФЗМ: 1 - маслорасширитель; 2 - переключатель первичной обмотки; 3 - ввод Л₁; 4- крышка; 5 - влагопоглотитель; 6 - ввод Л₂; 7- маслоуказатель; 8 - пер­вичная обмотка; 9 - фарфоровая покрышка; 10 - магнитопровод с вторичной обмоткой; 11 - масло; 12 - коробка выводов вторичных обмоток; 13 - цоколь; I - положение переключателя при последовательном соединении обмоток; II — положение переключателя при параллельном соединении обмоток

Трансформаторы ТФЗМ имеют один магнитопровод с обмот­кой класса 0,5 и два-три магнитопровода с обмотками для релей­ной защиты. Чем выше напряжение, тем труднее осуществить изо­ляцию первичной обмотки, поэтому на напряжение 330 кВ и бо­лее изготовляются трансформаторы тока каскадного типа. Нали­чие двух каскадов трансформации (двух магнитопроводов с об­мотками) позволяет выполнить изоляцию обмоток каждой ступе­ни не на полное напряжение, а на его половину.

В установках 330 кВ и более применяются каскадные трансфор­маторы тока ТФРМ с рымовидной обмоткой, расположенной внутри фарфорового изолятора, заполненного трансформаторным маслом. В таких трансформаторах имеются четыре-пять вторичных обмоток на классы точности 0,2; 0,5 и Р.

Встроенные трансформаторы тока применяются в установках 35 кВ и более. В вводы высокого напряжения масляных выключа­телей и силовых трансформаторов встраиваются магнитопроводы со вторичными обмотками. Первичной обмоткой является то­коведущий стержень ввода. При небольших первич­ных токах класс точности этих трансформаторов тока 3 или 10. При первичных токах 1000 — 2000 А возможна работа в классе точности 0,5. Вторичные обмотки встроенных трансформаторов тока имеют отпайки, позволяющие регулировать коэффициент трансформации в соответствии с первичным током. Для встра­ивания в масляные выключатели применяются трансформаторы тока серий ТВ, ТВ С, ТВУ. Каждому типу масляного бакового выключателя соответствует определенный тип трансформатора тока, паспортные данные которых приводятся в каталогах вы­ключателей и в справочниках. Для встраивания в силовые транс­форматоры или автотрансформаторы применяются трансформа­торы тока серии ТВТ.

Кроме рассмотренных типов трансформаторов тока выпуска­ются специальные конструкции для релейных защит: трансфор­маторы тока нулевой последовательности ТНП, ТНПШ, ТЗ, T3JI; быстронасыщающиеся трансформаторы ТКБ; трансформаторы для поперечной дифференциальной защиты генераторов ТШЛО.

Оптико-электронные измерительные трансформаторы

Чем выше напряжение, тем труднее изолировать первичную обмотку ВН от вторичной, измерительной обмотки трансфор­маторов. Каскадные измерительные трансформаторы на 500, 750 и 1150 кВ сложны в изготовлении и дороги, поэтому взамен их разработаны принципиально новые оптико-электронные транс­форматоры (ОЭТ). В них измеряемый сигнал (ток, напряжение) преобразуется в световой поток, который изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами (рис. 21). Таким образом, передающее устройство, находящееся под высоким напряжением, и приемное устройство, соединенное с землей, связаны между собой только пучком света.

Световой поток передается внутри полого изолятора по трубе с зеркальными стенками или по диэлектрическим стержневым и волоконным световодам, которые изготовляются из спе­циального оптического стекла с изолирующей оболочкой. Питающее устройство ОЭТ может быть основано на различных принципах. В некоторых трансформаторах тока (ОЭТТФ) используется эффект Фарадея (см. рис. 21, б). В основании 7(9 на потенциале земли находятся источник света 8, два фотоприемника 9, включенных по дифференциальной схеме в цепь усилителя 11, к которому присоединяются измерительные приборы. В головке ВН 1 размещены две ячейки Фарадея и токопровод измеряемого тока 2. Ячейки Фарадея состоят из поляризаторов 3, оптически активного вещества 4 (кварц, тяжелое стекло) и анализаторов 5. Пучок поляризованного света, проходя в оптически активном веществе 4, меняет плоскость поляризации на угол, который зависит от напряженности магнитного юля, т.е. от измеряемого тока. Поворот плоскости поляризации за анализаторами 5 проявляется в виде изменения интенсивности светового потока, падающего на фотоприемник. Световые потоки передаются внутри изолирующей колонки 6 по световодам 7. Фотоприемники преобразуют световой сигнал в электрический, который усиливается в усилителе 11 и подается измерительным приборам. Такие трансформаторы тока универсальны, они предназначены для измерения постоянного, переменного и импульсного тока в установках высокого и сверхвысокого напряжения. Измерительный импульс практически мгновенно передается к фотоприемникам.

Имеются конструкции трансформаторов тока, в которых передающее устройство состоит из модулятора и светодиода. Световой поток полупроводникового светодиода зависит от измеряемого тока I и его фазы.

Оптико-электронный трансформатор тока с частотной модуляцией (ОЭТТЧ) на 750 кВ и 2000 А имеет четыре оптических канала — один для измерения и три для защиты. Каждый канал связан со своим первичным преобразователем. Канал измерения рассчитан на нормальную работу при токах до 1,2I_ном, при этом погрешность не превышает ±1%. Каналы защиты рассчитаны так, го передают без искажения импульсы при токах до 20I_ном.

Рисунок 21 - Оптико-электронный трансформатор тока: а - структурная схема: 1 - первичный преобразователь; 2 - светодиод; 3 - оптическая система; 4 - световод; 5 - фоточувствительный прибор; 6 - усили­тель; 7 - измерительный прибор; 6 - функциональная схема оптико-электрон­ного трансформатора тока ОЭТТФ: 1 - головка ВН; 2 - токопровод измеряемо­го тока; 3 - поляризатор; 4 - кварц; 5 - анализатор; 6 - изолирующая колон­ка; 7 - световоды; 8 - источник света; 9 - фотоприемники; 10 - осно­вание; 11 - усилитель

Оптико-электронные измерительные трансформаторы позво­ляют контролировать не только ток, но и мощность (полную, ак­тивную, реактивную) установки, сопротивление на ее зажимах, а также моменты перехода мгновенных значений тока и напряже­ния через нулевое значение.

Оптико-электронные трансформаторы целесообразно приме­нять в установках 750 кВ и выше, а также для измерения больших токов (20 - 50 кА) при напряжении 10 - 24 кВ, импульсных то­ков и параметров переходных режимов.

Для питания вторичных устройств используют различные схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока. Соединение в звезду (Рисунок 21, а) применяют при необходимости контроля тока во всех трех фазах электрической сети, соединение треугольником (Рисунок 6, б) — при получении большей силы тока во вторичной цепи или сдвига по фазе вторичного тока относительно первичного на 30 или 330°. В сетях с изолированной нейтралью используют соединение вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока в неполную звезду (Рисунок 21, в) и на разность токов двух фаз (Рисунок 21, г), а для питания защит от замыкания на землю — схему соединения на сумму токов трех фаз (схема фильтра токов нулевой последовательности). Токовое реле, включенное на выходе цепей, собранных по такой схеме (Рисунок 21, д), не реагирует на междуфазовые короткие замыкания, но приходит в действие при всех видах повреждений, связанных с замыканием элементов электрической сети на землю.

  Рисунок 21 - Схемы соединений вторичных обмоток трансформаторов тока: а - звездой, б - треугольником, в - неполной звездой, г - на разность токов двух фаз, д - на сумму токов трех фаз, е - последовательное, ж - параллельное

Последовательное соединение вторичных обмоток трансформаторов тока одной фазы (Рисунок 21, е) позволяет получить от них суммарную мощность, а параллельное (Рисунок 21, ж) - уменьшить коэффициент трансформации, суммируя ток вторичных обмоток при данном токе в линии.

Эксплуатация трансформаторов тока

Техническое обслуживание трансформаторов тока заключается в надзоре за ними и выявлении видимых неисправностей. При этом контролируют нагрузку первичной цепи и устанавливают, нет ли перегрузки. Перегрузка трансформаторов тока по току допускается до 20%. Очень важно следить за нагревом и состоянием контактов, через которые проходит первичный ток. В случае нагрева контактных шпилек у маслонаполненных трансформаторов тока и попадания на них масла, оно может воспламениться и привести к пожару.

П ри осмотре обращают внимание на отсутствие внешних признаков повреждений (обгорание контактов, трещин в фарфоре), так как трансформаторы тока подвержены термическим и динамическим воздействиям при прохождении через них сквозных токов короткого замыкания.

Важное значение имеет состояние внешней изоляции трансформаторов тока. Боле 50% случаев повреждений трансформаторов тока с литой изоляцией происходит в результате перекрытий по загрязненной и увлажненной поверхности изоляторов.

У маслонаполненных трансформаторов тока проверяют уровень масла по маслоуказателю, отсутствие подтеков масла, цвет силикагеля в воздухоосушителе (голубой цвет – силикагель годен, красный – испорчен). При обнаружении дефектов токоведущих частей и изоляции трансформатор тока должен выводится в ремонт.

15 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЮЩЕГО УТСРОЙСТВА

Выполнить расчет заземляющего устройства на ТЭЦ для ОРУ-110кВ по схеме 2 рабочие и 1 обходная система шин, имеет 20 ячеек, грунт песок =700 Ом/м.

Ток однофазного кз I⁽¹⁾ , А, вычисляют по формуле

(110)

Длительность воздействия тока кз

=0,01+0,15=0,16

Берем с таблицы до 0,1с.

Вдоль рядов оборудования прокладывается продольные горизонтальные заземлителя на расстоянии 0,8-1 м от фундаментов и на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли.

1 полоса - вдоль контура

2 полоса - вдоль обходного разъединителя

3 полоса - вдоль линейных разъединителей

4 полоса - вдоль трансформаторов тока

5 полоса - вдоль выключателей

6 полоса - вдоль разъединителей 1 системы

7 полоса - вдоль разъединителей 2 системы

8 полоса - вдоль трансформаторов напряжения

9 полоса - вдоль разрядника

10 полоса - вдоль контура ОРУ.

В целях выравнивания электрических потенциалов на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли прокладываются поперечные горизонтальные заземлители. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующее расстояние не должно превышать соответственно:4,0, 5,0, 6,0, 7,5, 9,0, 11,0, 13,5, 16 и 20.

ОРУ-110кВ схема 2 рабочие и 1 обходная система шин.

Ширина ячейки -9 м,

Длина ячейки – 57 м.

Ширина ОРУ = м

20 полос

Для данной ОРУ необходимо проложить 19 поперечно горизонтальных заземлителей и 9 горизонтальных заземлителей.

57 м

180 м

Рисунок 20 - Заземление ОРУ.

Площадь сложного заземлителя заменяется квадратной моделью при условии равенства их площади и общей длины горизонтальных зазелителей.

Вычисляется площадь ОРУ.

Вычисляется сторона квадратной модели

Вычисляется длина горизонтальных заземлителей

Количество горизонтальных заземлителей квадратной модели n, вычисляют по формуле

(111)

Ширина ячейки вычисляется по формуле

(112)

Рисунок 22 - Квадратная модель заземления ОРУ.

Сопротивление сложного заземлителя R₃, Ом, вычисляют по формуле

(113)

Сопротивление естественных заземлителей R_с, Ом, вычисляют по формуле

, (114)

где -стальная водопроводная труба;

-металлическая оболочка кабеля;

-система трос-опора.

Сопротивление заземляющего устройства с учетом естественных заземлителей R, Ом, вычисляют по формуле

(115)

Наибольшее напряжения прикосновения при замыкании цепи тока через человека , В, вычиляют по формуле

, (116)

, (117)

где d=0,02м - эквивалентный диаметр полосы 40 4м

t=0,3÷0,7м - глубина заложения заземлителя.

(118)

Условие не соблюдается.

Для уменьшения напряжения прикосновения по контуру сетки следует устанавливать вертикальные проводники длиной 2,5 5 м, расстоянием между проводниками должно быть не менее . Вертикальные проводники забиваются в местах пересечения поперечных и продольных заземлителей.

Расстояние между вертикальными заземлителями a, м, вычисляется по формуле

(119)

Количество вертикальных проводников n_d, вычисляют по формуле

(120)

Сопротивление сложного заземлителя , Ом, вычисляется по формуле

(121)

при (122)

(123)

Наибольшее напряжение прикосновения а, В, вычисляется по формуле

(124)

при

Условие не выполняется.

В рассматриваемых условиях при небольших относительно размерах площади целеобразно предусмотреть слой щебня по всей площади заземляющего устройства Ом.

При наложении слоя щебня по всей территории заземляющего устройства ОРУ безопасность прикосновения обеспечивается.

16 ОХРАНА ТРУДА. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Соблюдение природоохранных требований.

1. При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения и ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в ближайших районах и минимального потребления воды из природных источников.

2. Количество загрязняющих атмосферу веществ не должно превышать нормы предельно допустимых или временно согласованных выбросов в атмосферу, сброс загрязняющих веществ в водные объекты – норм предельно допустимых сбросов и шумовое воздействие - норм звуковой мощности, установленных для каждого энергообъекта.

3. Каждая электростанция и отопительная котельная должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлений особо неблагоприятных метеорологических условий.

4. На каждом энергопредприятий должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных выбросов вредных веществ в окружающую среду.

5. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду каждое энергопредприятие должно быть оснащено постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствий или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы.

6. Энергопредприятия, на которых образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение.

7. Эксплуатация энергоустановок с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных требований, запрещается.

8. При эксплуатаций основного и вспомогательного оборудования энергоустановок в целях охраны водных объектов от загрязнения необходимо руководствоваться; «Основами водного законодательства»; государственными и отраслевыми стандартами по охране водных объектов от загрязнения; «Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на специальное водопользование»; «Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения водных объектов производственными сточными водами тепловых электростанций»; «Руководящими указаниями по отчистке производственного конденсата»; «Типовой конструкцией по обслуживанию установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций»; «Рекомендациями по выбору схем и оборудования для бессточных систем золоудаления тепловых электростанций»; «Рекомендациями по приемке, пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод»; инструкциями, составленными энергопредприятиями на основании типовых, применительно к местным условиям.

9. Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

10. При эксплуатации газоочистительного и пылеулавливающего оборудования электростанций и отопительных котельных необходимо руководствоваться: Государственными и отопительными стандартами, регламентирующими загрязнение атмосферы; типовыми положениями об организаций контроля за выбросами в атмосферу на тепловых электростанциях; правилами эксплуатаций установок по очистке газа; положением об организаций и эксплуатаций золоулавливающих установок на тепловых электростанциях; положением о планово-предупредительном ремонте золоуловителей; типовыми инструкциями по эксплуатаций электрофильтров, сухих инерционных золоуловителей с трубой Вентури типа МВ; «Инструкцией по расследованию и учету нарушений в работе электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений»; инструкциями, составленными энергопредприятиями на оснований типовых применительно к местным условиям.

11. Электростанций обязаны контролировать и учитывать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и количество воды, забираемой из водоемов и сбрасываемой в них.

Особенности тушения пожаров в кабельных сооружениях.

При пожарах в кабельных туннелях, полуэтажах и каналах в результате сильного задымления, наличия напряжения на кабелях и высокой температуры, значительно превышающей допустимую для человека, обычно возникает обстановка, при которой невозможно проникновение пожарных в горящее помещение, а значительная протяженность таких помещений и малое количество проемов не позволяют быстро и точно определить площадь горения и направление его развития. В этой обстановке многое зависит от действий обслуживающего персонала, который должен своевременно принять меры к ограничению развития пожара, особенно в начальной стадии, для создания возможности проведения разведки пожарными подразделениями, быстрого сосредоточения сил и средств и их введения в зону горения.

Ограничение развития пожаров в кабельных помещениях и канала может быть достигнуто своевременным снятием напряжения с кабельных линий аварийного участка, снижением интенсивности газообмена, изменением направления движения газовых потоков и устройством пенных экранов. К ограничению интенсивности газообмена прибегают при помощи имеющихся на объекте установок газового тушения, когда ввести другие огнетушащие средства в зону горения невозможно без продолжительных вспомогательных работ, например устройства дополнительных проемов в перекрытий, или когда прибывших сил и средств недостаточно для локализаций пожара.

Снижение интенсивности газообмена может быть достигнуто путем герметизации помещений или отсеков. Особенно эффективен такой способ при тушении пожара в туннелях с кабелями в маслонаполненных трубах. При использовании этого способа в туннелях с воздушной прокладкой кабелей происходит увеличение плотности дыма и усиленный прогрев изоляции кабелей вследствие интенсивного роста температуры в таком замкнутом объеме.

Поэтому герметизацией таких помещений достигнуть полного прекращения горения кабелей нельзя; для ликвидации оставшихся очагов горения требуется в дальнейшем производить вскрытие дополнительных проемов для подачи средств пожаротушения.

К изменению направления движения газовых потоков с целью ограничения распространения горение в кабельных помещениях и каналах прибегают, когда точно установлено место горения, направление его распространения и имеется возможность направить продукты горения в безопасную или менее опасную зону или в желаемом направлении с учетом предполагаемого места ввода средств тушения.

Когда невозможно установить место горения и направление его распространения, по внешним признакам ориентировочно определяют участок, на котором возможно горение (по выходу продуктов горения, усиленному прогреву строительных конструкций), и изолируют с помощью пенных экранов из пены средней кратности. Поскольку под воздействием температуры пена разрушается, и уровень ее может снижаться, необходимо восстанавливать экран. Для на каждые 250 м³ объема помещения (канала) достаточно задействовать один пеногенератор типа ГВП-600. Заполнение участков туннелей пеной является не только способом ограничения распространения огня и дыма, снижения интенсивности газообмена, но и хорошим средством для создания благоприятных условий ведения разведки пожарными подразделениями и подачи огнетушащих средств в зону горения. В качестве экрана можно использовать также распыленные струи воды, подаваемые из стволов-распылителей или через стационарно установленные устройства, т.е. способ создания водяной завесы.

Для тушения пожаров в кабельных помещениях применимы почти все способы прекращения горения, но наиболее часто применяемыми и целесообразными являются объемное тушение с применением воздушно-механической пены (ВМП) средней кратности для водяного пара, а также тушение в поверхности распыленными струями воды и ВМП низкой кратности. Пена при тушений пожаров в туннелях растекается на небольшое расстояние.

Так, подаче пены генератором эжекционного типа в горизонтальный туннель сечением 1,8 ∙ 2 м эффективное расстояние продвижения пены составляет лишь 25-30 м, а генератором вентиляторного типа – 50-60 м. На скорость и дальность продвижения пены по туннелю оказывает влияние количество действующих в одном направлении генераторов. При тушении пожаров в туннелях сечением 2 ∙ 2м целесообразно применение в одном направлении не более 3-4 генераторов типа ГВП – 600, а при сечении туннеля 3 ∙ 3 м – шести таких генераторов. Максимальное расстояние L продвижения пены от эжекционных генераторов можно определить из выражения:

где n – количество параллельно работающих эжекционных генераторов.

При подаче пены генераторами вентиляторного типа расстояние L вычисляется из выражения:

где H – максимальный напор, развиваемый вентилятором, м;

S – поперечное сечение кабельного туннеля, м²;

α – коэффициент сопротивления туннеля (принимается равным 0,002 для туннеля с односторонней прокладкой кабелей и 0,003 с двусторонней)

К – кратность пены;

Р – периметр поперечного сечения туннеля, м;

q – расход генератора по пене, м² ∙ с^-1.

При тушении пожаров в кабельных туннелях пеногенераторы рекомендуется вводить на расстоянии примерно 30 м друг от друга. Подобное количество пеногенераторов с учетом разрушения (потерь) пены можно определить по формуле:

N =

где N – объем защищаемого помещения, м³;

τ – расчетное время тушения пожара, равное примерно10 мин;

Q – производительность пеногенератора по пене, м³ ∙ мин^-1.

Для лучшего продвижения пены и снижения интенсивности ее разрушения необходимо, чтобы: направление подачи пены из пеногенератора совпадало с направлением движения газового потока; исключался выход пены в обратном направлений через плотности между генераторами и краями проема, в котором они установлены; из заполняемого объема продукты горения удалялись в течение всего периода подачи пены, так как в противном случае образуются газовые «пробки», препятствующие движению пены.

Для ликвидаций неплотностей между пеногенераторами и краями проемов следует использовать подручные материалы, асбестовые или брезентовые перемычки, которые в случае воздействия высокой температуры периодически увлажняют. Для ускорения продвижения и увеличения дальности ее растекания целесообразно создавать попутные воздушные потоки, используя для этого вентиляцию и дымососы.

Порядок и условия производства работ

Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду-допуску (далее — наряду), форма которого и указания по его заполнению приведены в приложении № 4 к настоящим Правилам, по распоряжению, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением или утвержденным перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Выполнение работ в зоне действия другого наряда должно согласовываться с работником, выдавшим первый наряд (ответственным руководителем или производителем работ).

Согласование оформляется до начала подготовки рабочего места по второму наряду записью «Согласовано» на лицевой стороне второго наряда и подписями работников, согласующих документ.

Капитальные ремонты электрооборудования напряжением выше 1000 В, работа на токоведущих частях без снятия напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В, а также ремонт ВЛ независимо от напряжения, как правило, должны выполняться по технологическим картам или ППР, утвержденным техническим руководителем организации.

В электроустановках напряжением до 1000 В при работе под напряжением необходимо:

оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;

работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на резиновом диэлектрическом ковре;

применять изолированный инструмент (у отверток, кроме того, должен быть изолирован стержень) или пользоваться диэлектрическими перчатками.

Не допускается работать в одежде с короткими или засученными рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры и т. п.

Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее расстояния, указанного в табл. 1.1.

Не допускается при работе около неогражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон.

Не допускается прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам, изолирующим частям оборудования, находящегося под напряжением.

В пролетах пересечения в ОРУ и на ВЛ при замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах — по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря, конструкции и т. п. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно.

Работы в ОРУ на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, тросов, находящихся под напряжением, необходимо проводить в соответствии с ППР, утвержденным руководителем организации. В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты от наведенного напряжения. Не допускается замена проводов (тросов) при этих работах без снятия напряжения с пересекаемых проводов.

Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.

Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов и подходов к ним должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств на работающих.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, ВЛС, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах ЗРУ, непосредственно подключенных к ВЛ, на КЛ, подключенных к участкам ВЛ, а также на вводах ВЛС в помещениях узлов связи и антенно-мачтовых сооружениях.

Весь персонал, работающий в помещениях с энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в подземных сооружениях, колодцах, туннелях, траншеях и котлованах, а также участвующий в обслуживании и ремонте ВЛ, должен пользоваться защитными касками.

На ВЛ независимо от класса напряжения допускается перемещение работников по проводам сечением не менее 240 мм² и по тросам сечением не менее 70 мм² при условии, что провода и тросы находятся в нормальном техническом состоянии, т. е. не имеют повреждений, вызванных вибрацией, коррозией и др. При перемещении по расщепленным проводам и тросам строп предохранительного пояса следует закреплять за них, а в случае использования специальной тележки — за тележку.

Техническое обслуживание осветительных устройств, расположенных на потолке машинных залов и цехов, с тележки мостового крана должны производить по наряду не менее двух работников, один из которых, имеющий группу III, выполняет соответствующую работу. Второй работник должен находиться вблизи работающего и следить за соблюдением им необходимых мер безопасности.

Устройство временных подмостей, лестниц и т. п. на тележке мостового крана не допускается. Работать следует непосредственно с настила тележки или с установленных на настиле стационарных подмостей.

С троллейных проводов перед подъемом на тележку мостового крана должно быть снято напряжение. При работе следует соблюдать Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте.

Передвигать мост или тележку крана крановщик должен только по команде производителя работ. При передвижении мостового крана работники должны размещаться в кабине или на настиле моста. Когда работники находятся на тележке, передвижение моста и тележки запрещается.

При проведении земляных работ необходимо соблюдать требования действующих СНиП «Безопасность труда в строительстве».

17 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

17.1 Капитальные вложения в строительство ТЭЦ.

17.1.1 Абсолютные капитальные вложения, вычисляют по формуле:

(88)

где -капитальные вложения в головные и последующие по мощности котлы и турбогенераторы, тыс.руб..

- поправочный коэффициент на территориальный район строительства.

- коэффициент инфляции.

тыс.руб.

1.2. Удельные капиталовложения позволяют определять стоимость одного киловатт-часа установленной мощности, которая зависит от многих факторов: типа установки и ее мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства, вида используемого топлива. Удельные капитальные затраты изменяются в широких пределах с ростом мощности электростанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются, вычисляют по формуле:

(89)

где К – абсолютная величина капитальных вложений, тыс.руб..

- установленная максимальная мощность, МВт.

руб./МВт

17.2. Годовой отпуск энергии с коллекторов ТЭЦ.

17.2.1 Отпуск тепловой энергии

Годовой отпуск пара из производственных отборов всех турбин, вычисляют по формуле:

(90)

где - часовая максимальная нагрузка из производственных отборов всех турбин, т/ч

- число часов максимальной производственной нагрузки, ч..

тыс. т

тыс. ГДж

17.2.2 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, вычисляют по формуле:

(91)

где - число часов использования максимума отопительного отбора в зависимости от климатического района; ч..

- суммарный часовой отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин, ГДж/час.

тыс. ГДж

тыс. ГДж

(92)

где - суммарный часовой отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин, ГДж/час.

тыс. ГДж

Паровые турбины с производственным отбором выбираются с учетом длительного использования отбора в течении года.

17.3. Выработка и отпуск эл.энергии с шин станции.

3.1 Годовая выработка эл. энергии, вычисляется по формуле:

(93)

где - установленная расчётная мощность, применяемая для турбин с двойным обозначением мощности по номинальному значению.

- число часов использования установленной мощности.

тыс. МВт·ч

тыс. МВт·ч

тыс. МВт·ч

Число часов использования расчетной мощности в целом по ТЭЦ, вычисляют по формуле:

(94)

где - годовая выработка электроэнергии в целом по ТЭЦ.

- установленная расчётная мощность электростанции.

ч

17.3.2 Расход электроэнергии на собственные нужды, вычисляют по формуле:

(95)

где - удельный расход электроэнергии на собственные нужды для каждого вида турбины, %;

- годовая выработка электроэнергии каждым видом турбины, МВт·ч

тыс. МВт

тыс. МВт

тыс. МВт

17.3.3 Среднегодовой удельный расход электроэнергии на собственные нужды в целом по ТЭЦ, вычисляет по формуле:

(96)

где - расход электроэнергии на собственные нужды.

- расход электроэнергии на собственные нужды.

17.3.4 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, на отпуск тепла, вычисляют по формуле:

(97)

где - удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты.

- годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.

тыс. МВт·ч

17.3.5 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электроэнергии, вычисляют по формуле:

(98)

где - удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты.

- расход электроэнергии на собственные нужды.

МВт·ч

17.3.6 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенные на производство электроэнергии, вычисляют по формуле:

(99)

где - расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии.

- расход электроэнергии на собственные нужды.

17.3.7 Годовой отпуск электроэнергии с шин станции, вычисляют по формуле:

,МВт·ч (100)

где - годовая выработка электроэнергии;

- расход электроэнергии на собственные нужды.

тыс. МВт·ч

17.4. Расход условного топлива.

17.4.1 Годовой расход условного топлива котлами, вычисляют по формуле:

(101)

(102)

где - число однотипных турбогенераторов;

- число часов работы ТГ в год (календарное число часов в году за минусом плановых остановов на ремонт и прочих плановых остановов).

- годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВт·ч;

- поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива.

Для мазута = 0,97

тут

тут

(103)

где - 1,03÷1,06 поправочный коэффициент на неустановившейся режим работы;

- КПД котла, принимаемого для топлива: мазута = 0,92.

- поправочный коэффициент на неустановившийся режим работы.

=1,05.

тут

тут

17.4.2 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом эл.энергии СН, отнесенных на отпуск теплоты, вычисляют по формуле:

(104)

где - удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч;

- расход электроэнергии на собственные нужды на СН, кВт·ч..

(105)

где - годовой расход условного топлива котлами, на производство эл. энергии, кВт·ч..

- годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВт·ч;

- расход электроэнергии на собственные нужды на СН, кВт·ч..

17.4.3 Годовой расход условного топлива на отпуск эл.энергии с учетом электроэнергии СН, вычисляют по формуле:

(106)

где - годовой расход условного топлива,

- годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом эл.энергии СН, отнесенных на отпуск теплоты;

17.5. Удельные расходы условного топлива и КПД станции.

17.5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск эл.энерги, вычисляют по формуле:

(107)

где - годовой расход условного топлива котлами, на производство эл. энергии, кВт·ч.

-годовой отпуск электроэнергии с шин станции, МВт·ч.

17.5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты, вычисляют по формуле:

(108)

где - годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом эл.энергии СН, отнесенных на отпуск теплоты;

- годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ;

17.5.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску эл.энергии, вычисляют по формуле:

(109)

где -годовой отпуск электроэнергии с шин станции, МВт·ч.

17.5.4 КПД по отпуску теплоты, вычисляют по формуле:

(110)

где - годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ;

17.5.5 Коэффициент использования топлива, вычисляют по формуле:

(111)

где - годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ;

-годовой отпуск электроэнергии с шин станции, МВт·ч..

17.6. Эксплуатационные расходы (издержки) ТЭЦ.

Проектные расчеты себестоимости электрической энергии и теплоты на ТЭЦ в период нормальной эксплуатации производится по следующим статьям калькуляции:

топливо на технологические цели,

вода технологические цели,

основная заработная плата производственных рабочих,

дополнительная заработная плата производственных рабочих,

отчисления на социальные страхование с заработной платы

производственных рабочих,

расходы по содержанию и эксплуатации оборудования,

цеховые расходы,

общестанционные расходы.

При определении этих статей затрат следует иметь в виду, что на ТЭЦ они сначала вычисляются в целом по станции, а затем при расчете себестоимости электрической и тепловой энергии распределяются между ними.

17.6.1 Топливо на технологические цели, вычисляют по формуле:

По этой статье учитываются топливо, которое расходуется непосредственно на производство эл.энергии и теплоты. Топливо оцениваниется по цене франко-статьи назначения, т.е. с учетом транспортных затрат.

(112)

где - определяется по прейскуранту.

- цена на топливо, мазут= 4500 руб/тн..

- годовой расход натурального топлива на энергетические котлы.

(113)

где - годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ.

29330 - удельная теплота сгорания условного топлива;

- потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, мазут - =0,3

- удельная теплота сгорания мазута, приложение 10.

Цена одной тонны условного топлива, вычисляется по формуле:

(114)

где - издержки на сжигание топлива в энергетических котлах, тыс.руб/год.

- годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, тыс.тут/год.

17.6.2 Вода технологические цели, вычисляются по формуле:

В эту статью включается затраты на воду, расходуемая на питание котлов, гидрозолоудаление, на систему циркуляционного водоснабжения,на пополнение системы теплофикации и отпуска горячей воды, на охлаждение генераторов. Учитываются затраты на химводоочистку, плата в бюджет за воду.

(115)

где - номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических часов, т/ч;

- установленная мощность станции, МВт;

- перевод руб. в тыс.руб.;

П_{л. в бюджет} - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от типа турбины и системы технического водоснабжения в расчет на одну турбину;

- кол-во установленных однотипных турбин;