Технические характеристики и описание основного оборудования.
3.1.Турбина.
«ПЛ-6601-ВБ-800», где:
ПЛ- поворотно- лопастная;
661- типоразмер;
В- вертикальное исполнение;
Б- бетонная спиральная камера;
800- диаметр рабочего колеса.
Характеристики:
Нmax=19,8м.
Нmin=11,6м.
Нраб=17м.
Nmax=66600 КВт.
Nmin=38500 КВт.
Nраб=66600 КВт.
(Нmax,Нmin,Нраб – высоты, с которых вода с верхнего бьефа падает на лопасти турбины и раскручивает её. Nmaх, Nmin, Nраб – мощности турбины при данных значениях Н соответственно).
Рос=1100т. – осевое усилие при Нmax. Складывается из давления воды и веса вращающихся частей.
nном= 62,5 об/мин.- частота вращения.
nразр= 134 об/мин.
Основные узлы турбины: закладные части, направляющий аппарат с сервомотором, рабочее колесо, турбинный подшипник, вал турбины, маслопроводные штанги, спиральная камера.
Закладные части:
· Статор – воспринимает нагрузку веса частей турбины, генератора,
бетонного блока, осевого усилия воды. Имеет 17 колонн, сверху- сварное кольцо, на фланце крепится верхнее кольцо направляющего аппарата (НА). Диаметр- 12,095м, высота- 4,19м, вес- 97,05т.
· Спиральная камера (СК) – предназначена для равномерного подвода воды к НА, приподнята относительно НА. В конце улитки СК, сечение сужается. Потолок поднят выше верхнего кольца НА. Облицовка – сталь.
· Отсоединительная труба – диаметр 8,76м, вес- 7,66т. Облицовка- сталь 10.
· Шахта турбины – представляет собой цилиндр, диаметром 10400мм, толщина стенки – 6мм, вес- 9,29т.
· Шахты сервомоторов – это ребристые сварные конструкции, приваренные к шахтам турбин. К фланцу крепится сервомотор. Вес шахт – 5,67т.
· Закладные трубопроводы (сливные из СК и отс. трубы, слив масла из рабочего колеса, контроль давления воды, и.т.д.).
3.1.1. Направляющий аппарат, крышка турбины.
Направляющий аппарат(НА) служит для закрутки потока и регулирования расхода воды через турбину поворотом лопаток (всего – 32 лопатки из углеродистой стали). Верхнее кольцо НА, наружным фланцем опирается на фланец статора, в нем 32 отверстия для подшипников со втулками. Нижнее кольцо имеет 32 отверстия со втулками, подшипников нет.
Усилие среза пальца – 49,8т. Для замены пальца – закрепляют лопатку, нагружают гидроагрегат, совмещают отверстия в накладке и рычаге, устанавливают палец.
Крышка турбины(КТ) – устанавливается на внутреннем фланце верхнего кольца НА. На крышке – 2 клапана срыва вакуума, 4 клапана впуска воздуха, 4 трубы впуска воздуха в режиме синхронного компенсатора. В верхней части расположен турбинный подшипник(ТП).
3.1.2. Рабочее колесо (РК).
Ø цилиндрической части втулки - 3,26м.
Объем масла и маслопроводной штанги - 18м3.
Вес в сборе – 164,3т.
3.1.3. Вал турбины.
Ø вала - 1100мм, нижний фланец соединяется с РК, верхний – с фланцем вала генератора. В месте установки ТП и сальника, расположена рубашка из нержавеющей стали. Ø фланцев – 1,15м, длина – 7,5м.
3.1.4. Турбинный подшипник.
Корпус ТП фланцем крепится к верхнему конусу крышки турбины шпильками, к корпусу крепится вкладыш. Смазка подшипника – проточная.
Pном=2кг/см2 – номинальное давление масла, смазывающего подшипник;
Q=15л/сек – количество потребляемого масла для смазки;
Зазор=0,35-0,45мм – зазор между подшипником и валом.
3.1.5. Маслоприемник.
Устанавливается на подставке генератора, служит для подвода масла к маслопроводным штангам и отвода в сливной бак. Состоит из основания, корпуса и штанг. Основание представляет собой цилиндр с патрубком – отводом сливного бака, днищем и внутренней горловиной, на которую насажен маслоотражатель, образующий кольцевое уплотнение.
3.1.6. Штанги рабочего колеса.
Подводят масло из маслоприемника в сервамотор, представляют собой 2 концентрические трубы. Область между валом и штангой соединяет полость нижней части корпуса рабочего колеса с полостью основания маслоприемника.
3.1.7. Лекажный агрегат.
Осуществляет сбор утечек масла через уплотнения сервамоторов НА, гидроклапанов, и.т.д. и перекачивает в сливной бак.
Q=0,8 л/сек – производительность аппарата;
N=0,75 КВт – мощность аппарата;
Р=0,25 Мпа – давление масла, которое обеспесивает аппарат.
3.2. Маслонапорная установка (МНУ).
Маслонапорная установка является источником энергии для системы регулирования: питает маслом под давлением систему регулирования, автоматически поддерживает заданные значения давления и уровня масла в котле, формирует команды управления МВИ, а также предупреждающие и аварийные сигналы, при отличных от нормальных режимах работы. Объем котла выбран так, чтобы снижение давления от нижнего предела нормального уровня, до аварийно низкого уровня имело место только после 2,5 – 3х полных ходов направляющего аппарата и рабочего колеса.
«МНУ 20/1-25-32-2Б» - используются на агрегатах №3,4,5,6.
Vкотла=20 м3;
Vсливного бака=32 м3;
V масла в котле=7 м3;
V масла в баке=14,3 м3;
Рном=25 кг/см2 – давление масла, которое обеспечивает МНУ;
«МНУ 20-25» - используются в агрегатах №1,2,7.
Vкотла=20 м3;
Vсливного бака=32 м3;
Рном=25 кг/см2 – давление масла, которое обеспечивает МНУ;
3.2.1.Насосы.
«3В80/40ГТ» (на МНУ 20/1-25-32-2Б)
Q=15 л/сек – производительность;
Р=40 кг/см2 – давление, которое может обеспечить насос;
n=1460 об/мин – частота вращения двигателя насоса (используются асинхронные двигатели 4й серии);
N=75 КВт – мощность;
I=146 А – номинальный ток.
«МВН-25» (на МНУ 20-25)
Q=25 л/сек – производительность;
Р=40 кг/см2 – давление, которое может обеспечить насос;
n=1460 об/мин – частота вращения двигателя насоса (используются асинхронные двигатели 4й серии);
N=75 КВт – мощность;
I=146 А – номинальный ток.
Схема МНУ 20/1-25-32-2Б представлена ниже.
3.2.2. Докачка масла в котел МНУ.
· Открывается сливная задвижка системы регулирования
· Открываются задвижки до и после АМНУ
· Открывается сливная задвижка между баком и регулятором
· Открывается вентиль после лекажного насоса, опробуется, ставится в автоматический режим работы
· Закрываются сливные вентили сервамоторов НА
· Сливной бак заполняется на 200мм выше нормального уровня, одновременно заполняется сливной трубопровод
· Вручную МВН (масловинтовой насос) нагнетается масло до рабочего уровня в котле
· Поднимается давление в котле до 8-10 кг/см2
· Заполняется система регулирования, вручную докачивается до 8-10 кг/см2, контролируется уровень масла
· Удаляется воздух из системы
· Устанавливается нормальное давление, уровень масла в котле, сливном баке
· Осмотр системы на протечки.
3.2.3. Контроль объема масла в системе регулирования.
В систему входят: МНУ, регулятор, сервамоторы НА и РК, маслопроводы, лекажный агрегат.
Условия контроля:
· Так как объем полостей открытия и закрытия разный, то контроль осуществляется при одном и том же положении РК, для данного гидроагрегата
· На масломерном стекле котла есть метка
· Наличие линейки уровня в сливном баке.
Порядок контроля:
· Устанавливается положение РК, при котором производится контроль на данном гидроагрегате
· Замеряется уровень в сливном баке, при уровне в котле, соответствующим контрольной метке
· Результаты замеров и условия контроля заносятся в журнал
· При снижении уровня масла в котле, по сравнению с прошлым замером, вычисляется объем утечки
· Контроль осуществляется раз в месяц по графику
· При доливке масла, рассчитывается объем доливки и производится внеочередной контроль.
3.3. Регуляторы ЭГРК-150 и РК-200.
Регулятор автоматически поддерживает работу МНУ, угол заклона лопаток турбины, в соответствии с комбинаторной характеристикой.
Комбинаторная характеристика – это зависимость КПД турбины от напора воды в верхнем бьефе и угла заклона лопаток. То есть, при определенном напоре воды, по характеристике можно определить необходимый угол заклона лопаток, при котором будет обеспечен максимальный КПД турбины.
В состав регулятора ЭГРК-150 входят:
М12 – панель 2И1-04 (2И1 – панель на интегральных микросхемах; 04 - исполнение);
AF12 – колонка ЭГРК-2И1-150-8 (К – комбинатор; 150 – Ø главного золотника, мм; 8 - исполнение);
AQ1 – коммандоаппарат;
AQ2; AQ4 – механическая обратная связь комбинатора и НА;
AQ3 – механическая обратная связь с РК.
3.3.1. Автоматический пуск гидроагрегата.
Условия пуска:
· Поднят стопор
· НА и РК работают автоматически
· Подано питание ЭГРК
· Отошли тормозные колодки
· РК находится в положении пуска
· Выключатель отключен
· Отсутствует сигнал на остановку
· Расход ТП>9 л/сек
· Система возбуждения к пуску готова.
Осуществление пуска:
· Формирование команды «пуск турбины»
· Механизм ограничения открытия отведен на 100%
· НА открыт до пускового открытия (24-38%)
· При n=50%, НА идет на 12-15%
· При n=95% включается возбуждение
· При n=100% - точная синхронизация, выключатели Вт – включают
· Набор нагрузки
· Осмотр агрегата.
Остановка гидроагрегата:
· Разгрузка автоматически, НА – на холостом ходу (12%)
· Отключается выключатель
· Закрывается НА
· При n=50% лопатки поворачиваются в положение пуска
· n=24% - срабатывают тормоза
· Через 18-20 сек после остановки, отбивается система торможения
· Осмотр агрегата.
3.3.2. Осмотр гидроагрегатов.
Осмотр перед пуском. Проверяется:
· Уровни масла в котле и баке, давление в МНУ
· Уровни масла в подшипниках
· Отход тормозных колодок
· Расход ТП
· Уровень масла в клапанах срыва вакуума
· Состояние МНУ, систем регулирования, техводоснабжения, водо и маслопроводов
· Давление масла в регуляторах РК-200 и РК-150
· НА и РК на автоматическом режиме работы
· Поднять стопор
· Контроль температуры по системе термоконтроля (СТК)
· Состояние затвора пожаротушения.
Осмотр после пуска. Проверяется:
· После ремонтных работ, после первого пуска – температуры подшипников измеряются каждые 2 мин. В течении 20 мин, затем каждые 30 мин. В течении 4 часов. Измерения заносятся в протокол
· При резком росте температуры сегментов на 3-60С, разгрузить и остановить агрегат
· Расход ТП по приборам
· Проверить протечки через НА, клапана впуска воздуха и срыва вакуума, ТП
· Протечки масла из системы регулирования, гидроклапанов спиральной камеры, сервамоторов, лекажных аппаратов
· Проверить колодки торможения на касание
· Уровни масла в генераторных подшипниках
· Проконтролировать температурный режим
· При выявлении неисправности – устранить. При невозможности устранения – запись в дефекты.
Условия запрета пуска:
· При напоре воды вне пределов 11,6-19,8 м
· При неисправности устройств защиты, действующих на остановку
· При дефектах системы регулирования, при которых не гарантируется нормальное управление агрегатами
· При неисправности клапана срыва вакуума, тормозной системы
· При качестве масла для смазки, не удовлетворяющим нормам
· При температуре масла ниже 50С
· При уровнях масла в Генераторных подшипниках, баке, ниже минимальных.
Условия немедленной остановки агрегата:
· Пожар в гидроагрегате
· Снижение давления масла в системе регулирования ниже 16 кг/см2
· Снижение уровня масла в ваннах генераторных подшипников, втулке ротора, котле ниже минимума
· Повышение температуры подшипников, втулок, выше допустимых пределов
· Прекращение смазки ТП
· При оборотах n>140%
· Обрыв тросов обратной связи в ЭГРК-150
· Выход из строя системы управления лопастями.
3.4. Вспомогательное оборудование турбины.
3.4.1. Клапан срыва вакуума.
Клапан Ø=400мм, предназначен для срыва вакуума в камере рабочего колеса, при резком закрытии НА. Заполняется маслом ТП-30, контроль – масляным щупом, доливка осуществляется раз в неделю, заодно в опоры регулирующего колеса.
3.4.2. Дренажные насосы.
Служат для откачки протечек воды.
Насос «2К-6»:
Q=20 м3/час – производительность;
n=2900 об/мин – частота вращения двигателя насоса;
N=4,5 КВт – мощность;
I=9,1 А – номинальный ток.
Насос «КМ»:
Q=20 м3/час – производительность;
n=2900 об/мин – частота вращения двигателя насоса;
N=4 КВт – мощность;
I=9 А – номинальный ток.
Насос «ЦНМ-40»:
Q=24 м3/час – производительность;
n=2925 об/мин – частота вращения двигателя насоса;
N=4,5 КВт – мощность;
I=9,1 А – номинальный ток.
3.4.3. Контрольно – измерительная аппаратура турбины.
· Мановакуумметр – измеряет давление вакуума после НА, перед РК (0,8-1,4 и 0,4-0,6 – в режиме СК)
· Манометр камеры РК (0 и 0,4-0,6 – в режиме СК)
· Манометр перед турбинным подшипником (>0,3)
· Манометр после турбинного подшипника (0)
· Манометр спиральной камеры (0,8-1,4)
· Мановакуумметр – измеряет давление вакуума в отсоединительной трубе (не менее 560 мм. рт. ст.).
3.5. Генератор.
Используются генераторы: «СВ-1343/140-96 УХЛ4»
Рном=65 МВт – номинальная мощность;
Sном=76,5 МВА – типовая мощность;
Cos 
=0,85;
η=97,75% - КПД;
Uном=13,8±5% КВ;
Iном=3201 А;
Ø статора=1343 см;
Ø ротора=1339см;
Воздушный зазор=200 мм;
Iвозб.ном=1700 А – номинальный ток обмотки возбуждения;
Iрот.хх, при Uном=950 А – ток обмотки ротора на холостом ходу;
Iрот, при трехфазном коротком замыкании и Iстат.ном=655 А;
Uрот.хх=150-200 В;
Rрот.пост.ток.=0,145 Ом – сопротивление обмотки ротора;
Rфазы стат.пост.ток.=9,5 мОм – сопротивление фазы статора;
Сфазы стат.=1,16 мкФ – емкость фазы статора;
Кратность тока КЗ при холостом ходу=1,44;
Корпусная изоляция стержней, шин – класса F(1550)
Изоляция между витками и сердечниками полюса – класса В(1300).
Перегрузки по току статора, не более:
200% - в течении минуты;
150% - в течении 2 мин;
110% - в течении часа.
Максимально допустимые вибрации:
Верхний генераторный подшипник – 1,2 мм;
Нижний генераторный подшипник – 0,6 мм;
Турбинный подшипник – 0,6 мм;
Сердечник статора – 0,03 мм;
Температуры , при которых гарантируется надежная работа частей генератора, для длительной работы, при температуре охлаждающего воздуха 350С и температуре воды 270С:
Обмотка статора – не более 1200С, обмотка ротора – не более 1300С, сердечник статора – не более 1200С.
3.5.1. Статор. Обмотка статора.
Корпус – сварной из толстолистовой стали, на фундаментальных плитах (крепеж - болтами). Статор разъемный, 6 секторов.
Сердечник – электротехническая листовая сталь марки 3414, толщиной 0,5 мм, лакированная (чтобы снизить потери). По высоте сердечник состоит из пакетов, между которыми расположены вентеляционные камеры.
Планки нажимных плит, бандажные кольца и их кронштейны – стальные.
Обмотка – двухслойная, волновая, стержневая, с двумя параллельными ветвями на фазу, 6 выводов. Обмотка и пазовая часть статора имеют полупроводниковое покрытие. Стержни расклинивают стеклотекстолитом. Изоляция класса F – слюдиниты и слюдопласты.
3.5.2. Ротор. Обмотка ротора.
Составные части:
· Вал – надставка (вал тахогенератора, кольца).
· Вал (втулки верхнего и нижнего подшипников, втулка ротора).
· 12 спиц - крепятся двумя дисками к втулке ротора.
· Обод - собирается на спицах, шихтуется сегментами из листовой стали, расклинивается клиньями на остове в горячем состоянии. В ободе Т-пазы, куда садятся полюса, снизу – тормозной диск. По длине обода – радиальные каналы, в торцевых частях – вентиляторы.
· Полюса - состоят из сердечников, обмотки возбуждения, демпфирующей обмотки. Сердечники выполнены из штампованной листовой стали 3 (1,5 мм).
· Токопровод с контактными кольцами.
Демпфирующая обмотка выполнена в виде медных стержней в башмаках полюсов, соединенных по концам медными сегментами, а между полюсами – гибкими перемычками.
Обмотка возбуждения (обмотка полюсов) выполнена из голой меди, с изоляцией класса B (на основе слюды, асбеста, стекловолокна) между витками, сердечником полюса и катушкой. Выводы катушек полюсов соединены гибкими перемычками. Поджатие катушек к башмаку сердечника, обеспечивается пружинами на ободе.
3.5.2.1. Наблюдение и уход за ротором.
Периодические измерения сопротивления обмотки ротора. Измерения всей цепи возбуждения омметром, максимальные отклонения не более 0,5 мОм. При измерении сопротивления, щетки не должны контактировать с кольцами. Кольца и щеточный аппарат протираются неворсистой тканью. Поверхности колец должны быть сухими и чистыми, щетки должны быть отшлифованы.
3.5.3. Вал генератора, крестовины, подпятник.
Вал генератора – одна из самых нагруженных частей. Воспринимает вес вращающихся часей, основного давления воды, вес турбины, передает на втулку ротора. Снизу – фланец для соединения с валом турбины. Рабочая поверхность втулки ротора – отполирована.
Верхняя крестовина – в ней размещается верхний подшипник. Мостовая форма, с балками таврового сечения. 8 лап, 4 из них – съемные. Опирается на верхнюю полку корпуса статора. Допустимая вибрация – 0,12 мм.
Нижняя крестовина – в ней размещен нижний генераторный подшипник, воспринимает вес вращающихся частей и давление воды. Передает нагрузку от втулки ротора на фундамент. Имеет 12 лап.
Подпятник – воспринимает вес вращающихся частей и основное давление воды на рабочее колесо. Двухрядный, 48 сегментов. Диск втулки ротора опирается на сегменты на рычажных опорах.
3.5.4. Тромозное устройство.
24 домкрата, тормозные сегменты, система воздухопроводов.
Тормоз – механизм поршневого типа с тормозной подушкой. В цилиндрах тормозов ходят поршни с манжетами. Тормозные подушки – стальные, с накладками из гетинакса.
Включается система при 24% оборотов (15 об/мин), отбивается через 90 сек после останова. Сброс через водомаслоотделитель. Тормозные цилиндры используются как домкраты, для подъема ротора на 10 мм.
Допустимо большое время торможения – не более 120 сек.
3.5.5. Система охлаждения и вентиляции.
Перегрев влияет на изоляцию обмоток (сохнет, трескается, подплавляется). Охлаждается воздухом по замкнутому циклу, с отбросом горячего воздуха, для обогрева машинного зала. 18 воздухоохладителей, производительность – 500 м3/сек. Ротор гоняет воздух, который охлаждает обмотки, сердечник, через отверстия в корпусе – в воздухоохладители, далее – в камеру холодного воздуха, оттуда – к ротору.
Холодный воздух на выходе из охладителя 350С (аварийная 400С), на входе в ротор 350С (аварийная 450С), горячий воздух на выходе из генератора 600С (аварийная 650С).
3.5.6. Режимы работы агрегатов.
Все агрегаты могут работать в режимах: холостой ход турбины, холостой ход генератора, генераторный режим, режим синхронного компенсатора.
Дополнительные режимы работы:
· При повышении температуры охлаждающего воздуха, необходимо уменьшение мощности на 2% на каждый градус изменения температуры. При температуре охлаждающего воздуха выше 400С и ниже 150С, работа генератора не допускается.
· При уменьшении температуры охлаждающего воздуха, допускается увеличение мощности на 0,5% на каждый градус понижения температуры. При снижении температуры охлаждающего воздуха ниже 250С, увеличение мощности недопустимо.
· Допускается длительная несимметричная нагрузка, если токи в фазах не превышают номинальных значений.
· Асинхронный режим и режим однофазных КЗ не допустимы.
3.5.7. Система тиристорного самовозбуждения.
«СТС-400-2000-2,5»
Uном=400 В;
Iном=2000 А;
Рном=800 КВт.
3.5.8. Трансформатор возбуждения.
«ТСЗП-2500/15ВУ3»
U1ном=13,8 КВ;
I1ном=92,8 А;
U2ном=786 КВ;
I2ном=1630 А;
Sном=2219 КВА – типовая мощность.
Первичная обмотка соединена в звезду, вторичная – в треугольник.
3.6. Трансформаторы Т1-Т5.
Блочные трансформаторы Т1-Т5 (110/13,8 кВ) изготовлены фирмой ABB в Польше и введены в эксплуатацию в 2009-2010 годах. Данные трансформаторы типа TNEPE-125000/110-PN, в русской номенклатуре можно перевести следующим образом: ТДЦ-125000/110. Их параметры:
· Мощность 125 МВА;
· Т – трехфазный;
· Д – дутье;
· Ц – принудительная циркуляция масла и воздуха.
· U кз % =7,2 %
2.6.1. Система охлаждения.
Все радиаторы разбиты на 2 группы по 8 радиаторов. 12 радиаторов укреплены через плоские краны на баке, 4 – на отдельной колонке. На каждом радиаторе по 2 вентилятора.
Принудительная циркуляция масла осуществляется двумя насосами «ЭЦТЭ-160/10», каждый связан со своей группой радиаторов. Обе группы связаны между собой трубопроводом и задвижкой. В нормальном режиме она открыта, задвижка на выносную колонку – закрыта.
Насос забирает масло из верхней части бака, перекачивает через радиаторы в нижнюю часть. Для создания равномерных вертикальных потоков масла в обмотках, изменена конструкция нижней концевой изоляции, установлен цилиндр снаружи обмотки высокого напряжения, т.е. масло из радиаторов идет в нижнюю часть бака, прогоняется через каналы нижней концевой изоляции, идет в вертикальные каналы и через каналы верхней концевой изоляции выходит в верхнюю часть бака.
3.7. Автотрансформатор Т6.
На Т6 работают генераторы Г6 и Г7. Представляет собой 3 трансформатора «ОДТГА-80000/220».
О – однофазный;
Д - дутье (масляный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха);
Т – трехобмоточный;
Г – газоупорная защита нейтрали;
А – автотрансформатор.
S=80 МВА – типовая мощность;
Вес фазы=150 т.
Каждая фаза имеет автотрансформаторную обмотку 220 КВ, с ответвлением 110 КВ и две обмотки 13,8 КВ, связанные с трансформаторной индуктивно. Обмотки 13,8 КВ соединены в треугольник, автотрансформаторные обмотки соединены в звезду с газоупорной защитой нейтрали. Дополнительные обмотки высокого напряжения имеют по 5 ответвлений, позволяющих изменять коэффициент трансформации между выводами 220 КВ и выводами 110 и 13,8 КВ.
3.7.1. Номинальные режимы работы.
· Передача мощности до 240 МВА в режиме высокое напряжение→среднее напряжение.
· Передача мощности до 144 МВА в режиме низкокое напряжение→высокое напряжение.
· Одновременная передача мощности до 144 МВА в режиме низкокое напряжение→высокое напряжение и среднее напряжение→высокое напряжение, до 96 МВА.
· Одновременно низкокое напряжение и высокое напряжение →среднее напряжение.
Кт(сн-нн)=3,04;
Кт(вн-нн)=6,07;
Кт(сн-вн)=2. – коэффициенты трансформации между выводами ВН, СН и НН.
3.8. Трансформаторы собственных нужд.
Трансформатор «ТМ-6300/110» (ТСН0):
Iср. отв.=30,1/576 А – ток среднего ответвления;
S=6300 КВА – типовая мощность;
Кт=19,14 – коэффициент трансформации.
Трехфазный, масляный, с естественной циркуляцией масла и воздуха. Первичная обмотка соединена в звезду, вторичная – в треугольник, группа соединения – 11.
Трансформатор «ТМ-3200/35» (ТСН1,2):
Iср. отв.=134/280 А – ток среднего ответвления;
S=3200 КВА – типовая мощность;
Кт=2 – коэффициент трансформации.
Обе обмотки соединены в звезду, группа соединения - 12.
Схема электроснабжения собственных нужд прилагается.
3.9. Нагрузочные характеристики трансформаторов.
· Трансформаторы допускают длительную перегрузку по току любой обмотки не более чем на 5% от номинального тока ответвления.
· Допустимые систематические перегрузки зависят от суточного графика нагрузки, температуры охлаждающего вещества.
3.10. Параллельная работа трансформаторов.
· Uном.вн и Uном.нн должны быть одинаковы
· Допускается разность Kт не более 0,5%.
· Должны быть одинаковы группы соединения обмоток.
· Uкз должны быть одинаковы, допускается отклонение не более 10%.
· Не рекомендуется параллельная работа трансформаторов, при отношении типовых мощностей больше 3.
Параллельная работа ТСН возможна только для перевода собственных нужд с одного трансформатора, на другой.
3.11. Пожаротушение трансформаторов.
Система пожаротушения Т1-Т5 включает в себя:
· Пожарную сигнализацию
· Трубопроводы от насоса техводоснабжения, двумя магистралями, с ответвлениями на каждый трансформатор
· Узлы управления
· Дренчерные оросители диаметром 15 мм, по 14 шт. на каждый трансформатор
· Дистанционное управление на главном щите управления.
Система пожаротушения Т6 включает в себя:
· Пожарную сигнализацию
· Трубопроводы от насоса техводоснабжения, с ответвлениями на каждую фазу
· Узлы управления
· Дренчерные оросители диаметром 15 мм, по 16 шт. на каждую фазу
· Дистанционное управление на главном щите управления.
3.12. Осмотры трансформаторов.
Осмотр осуществляется не реже раза в смену и внеочередные осмотры при смене погоды, сигнале защитных реле. При осмотре проверяется:
· Уровень и цвет масла во вводах, газовом реле, течи масла из корпуса и выводов
· Состояние изоляторов: отсутствие трещин, грязи
· Характер звука: отсутствие дребезжания
· Исправное состояние шин и кабелей
· Исправная работа радиаторов
· Целостность мембраны выхлопной трубы
· Работа вентиляторов, насосов
· Уровень масла в масляных затворах воздушных фильтров
· Давление масла во вводах Т6.
3.13. Компрессоры.
Компрессоры служат для обеспечения необходимого давления воздуха в пневмосистеме. Всего 6 компрессоров.
2 резервных «КСЭ-5»:
Q=5 м3/мин – производительность;
Р=8 кг/см2 – рабочее давление;
Используются асинхронные двигатели, мощностью 40 КВт.
2 обеспечивают зарядку котлов МНУ и подачу воздуха в колодки торможения:
«2ВТ»
Q=1,8 м3/мин – производительность;
Р=25 кг/см2 – рабочее давление;
Используются асинхронные двигатели «4АМ250S4».
2 обеспечивают давление воздуха 6-8 кг/см2, при работе агрегатов в режиме синхронного компенсатора: «ДЭН-200ШН».
Заключение.
Во время практики сотрудниками станции для практикантов была проведена обзорная экскурсия, по всем основным помещениям и узлам ГЭС. Персонал оказывал всяческую помощь в ознакомлении с устройством станции, режимами её работы и эксплуатации.
В качестве минуса могу отметить запрет в прямой работе с оборудованием, в связи с условиями договора.