Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра «Электрические станции»

Курсовая работа

По дисциплине «Производство электроэнергии»

Тема: Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320МВт

Выполнил

Евдокимов А.М

гр.306216

Принял

Губанович А.Г

МИНСК 2011г.

Введение

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду использования энергетического ресурса электростанции подразделяются на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС) и др.

В настоящем курсовом проекте проектируется теплофикационная электростанция - теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового оборудования намечаем и схемы, в которых оно будет работать,

При проектировании электроустановок нужно выбирать только новейшее оборудование.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов и трансформаторов) и распределения нагрузки разного напряжения.

Выбор той или иной структурной схемы электростанции производится на основании технико-экономического сравнения двух вариантов.

На основании выданного задания составляем следующие структурные схемы:

Составляем два варианта структурной схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ и выбор основного оборудования.

Выбор генераторов.

Исходя из установленной мощности ТЭЦ предусматриваем установку четырех генераторов мощностью 63 МВт и 100 МВт.

2·63+2·100=326 МВт

данные генераторов (/1/, Табл.2.1) приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора	Sном, МВА	Uн, кВ	cosц	x``d	Цена тыс.У.Е.
ТВФ-63-2У3	78,75	10,5	0,8	0,153	268
ТВФ-120-2У3	125	10,5	0,85	0,192	350

Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции.

В первом варианте два генератора мощностью 63 МВт включены на ГРУ-10кВ. Связь с РУ-220 кВ и РУ-35кВ осуществляется через два трехобмоточных трансформатора. Питание потребителей будет производиться с шин 10 кВ через групповые реакторы . рис 2.1.

Во втором варианте связь между ГРУ-10кВ и РУ-220 кВ осуществляется через двухобмоточные трансформаторы.

Питание потребителей с шин РУ-35 кВ производится так же через два двухобмоточных трансформатора 35/10 кВ, рисунок 2.2.

Рис.2.1. Вариант 1



Вариант 2 Рис2.2

Выбор основного оборудования для схем выбранных вариантов.

Выбор трансформаторов связи.

Трансформаторы связи выбираем по максимальному перетоку мощности в следующих режимах:

1. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения

где Рг и cosц_Г - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Ргн мин , cosц - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и cosц_ср=0,80,9;

Рсн и cosц_сн - мощность и cosц (0,8) собственных нужд

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов

где Рс макс, cosц_c - максимальная нагрузка и cosц потребителей на среднем напряжении, cosц_c=0,90,93.

При аварийном отключении одно из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного Трансформатора и одного Генератора, перегрузка оставшегося в работе трансформатора не должна превышать 40%

Вариант 1

Режим 1

На стороне 10 кВ

где

На стороне 35 кВ.

На стороне 220 кВ (по первому закону Кирхгофа)

S₂₂₀=S₁₀ - S₃₅=73,41-28,8=44,61 МВА

Режим 2

на стороне 35 кВ

на стороне 220 кВ

S₂₂₀=S₁₀ - S₃₅=-17,875-28.8=-46.67 МВА

Мощность трансформатора связи с учетом 40% перегрузки

Выбираем трансформатор типа ТДТН-63000/220/35/10 (/1/, табл. 3.8)

Данные трансформатора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Потери,кВт	Uк, %	Цена,тыс.У.Е
		ВН	СН	НН	Рхх	Рк.з.	ВНСН	ВННН	СННН
ТДТН 63000/220	63	230	38,5	11	74	320	11	28,8	12,6	130

Вариант 2 Выбор трансформатора связи 220/10 кВ

Режим 1

Режим 2

По (/1/ таблице 3.8) выбираем трансформатор типа ТРДН- 40000/220/10. Данные трансформатора сводим в таблицу 2.3

Выбор трансформатора связи 35/10 кВ

Принимаем к установке по (/1/ табл. 3.5) трансформатор ТРДНС - 32000/35. Данные трансформатора приведены в таблице 2.3

Таблица. 2.3

Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Потери,кВт	Uк, %	Цена тыс.У.Е
		ВН	НН	Рхх	Рк.з.
ТРДНС-40000/220	40	230	11	50	170	11,5	120
ТРДНС 32000/35	32	36,75	10,5	30	145	11,5	70

Выбор блочных трансформаторов.

Мощность трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимаем большей или равной мощности генератора в МВА. Учитывая это выберем блочный трансформатор ТДЦ-125000/220 МВА.

Данные трансформатора сводим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Потери, кВт	Uк, %	Цена,тыс.У.Е.
		ВН	НН	Рхх	Рк.з.
ТДЦ 125000/220	125	230	10,5	120	380	11	185

Выбор секционного реактора. Секционный реактор выбираем из условия

Iн.р.0,6·Iн.г.=0,6·4330=2598А.

Uн.р.Uуст.=10кВ.

По (/1/ табл. П.3) выбираем реактор типа РБДГ-10-4000 с параметрами Iнр=4000 А, Uнр=10,5 кВ; х_Р=0,18 Ом.

Трансформатор собственных нужд

Расчёт нагрузок трансформаторов СН в данном курсовом проекте не выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбираем исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции. Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

где где S_ГН - мощность генератора, МВ·А;

k_СН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Выбираем ТСН 1,2,3,4 : ТДНС-16000/10 .

Мощность пускорезервных трансформаторов определяется из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного запуска другого блока. В общем случае мощность пускорезервных трансформаторов СН примерно в 1,5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН. Установим один пускорезервных ТСН: подключённый к шинам 35 кВ.

Sп ртсн=1,5Sтсн мах=1,5*16=24 МВА

Примем ТРДНС-25000/35 .Данные ТСН и ПРТСН сводим в таблицу 2.5

Таблица 2.5

4хТДНС-16000/10	Sном=16 МВА	Рх=50 кВт	Рк=135 кВт	Uк=10%	С=45 тыс.У.Е
1хТРДНС-25000/35	Sном=25 МВА	Рх=25 кВт	Рк=115 кВт	Uк=9,5%	С=62 тыс.У.Е

Выбор схем распределительных устройств

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число присоединений в каждом из них, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ .

(2.5)

Количество отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощносте

 (2.6)

где Р_макс - наибольшая передаваемая мощность, МВт;

Р_л - наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт (определяется на основании таблицы 2. 3

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 2.3 .

Таблица 2.3

Напряжение линии, в кВ	Наибольшая длина передачи, км	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
6-10	10-15	3-5
35	50-60	10-20
220	150-250	100-200

Согласно (2.6) на напряжении 35 кВ nлэп 26/15=1.73. Принимаем nлэп = 2. Тогда в соответствии с (2.5) количество присоединений к РУ 35 кВ равно: nп = 2+0+2+1=5(для первого варианта); nп=2+0+2+1=5(для второго варианта).Количество присоединений к 10 кВ равно 18 (для двух вариантов).Количество присоединений к РУ 220 кВ равно 6 (2 вариант) и 6 присоединений для первого варианта .

Выбираем для РУ 220 кВ схему с двумя несекционированными системами и обходной системой шин. В ней 1 и 2 рабочие системы шин соединены между собой с помощью шиносоединительного выключателя ШСВ. Обходной выключатель ОВ посредством соответствующих разъединителей позволяет соединить обходную систему шин с 1 или 2 рабочей СШ.

Для РУ 35 кВ применим схему с одной секционированной системой шин.

Схема соединений. Вариант 1:

Рисунок 2.3

Схема соединений. Вариант 2

Рисунок 2.4

2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Подсчитываем общую стоимость оборудования во втором и первом варианте. В общую стоимость оборудования не будем включать стоимость пускорезервных трансформаторов, трехобмоточных трансформаторов и рассчитывать потери энергии в этих трансформаторах, т.к. они одинаковы для обоих вариантов. Данные о стоимости оборудования берем из /1/ представим в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Наименование оборудования	Стоимость единицы, тыс. у.е.	Первый вариант	Второй вариант
		Кол-во	Сум. ст.	Кол-во	Сум. ст.
ТВФ-120	350	2	700	2	700
ТВФ-63	268	2	536	2	536
ТРДНС-40000/220	120	-	-	2	240
ТДЦ-125000/220	185	2	370	2	370
ТДТН-63000/220/35/10	130	2	260	-	-
ТРДНС-32000/35	70	-	-	2	140
ТДНС-16000/10	45	4	180	4	180
ОРУ-35	3,5	6	21	6	21
ОРУ-220	85	8	680	8	680
Общая стоимость			2747	-	2867

Выбор оптимального варианта выдачи электрической энергии. Оптимальный вариант выбираем по минимуму затрат.

З=Ен·К+И

Где Ен - нормативный коэффициент эффективности, принимаем 0,12

И - издержки

И=

где а - норма амортизационных отчислений, приняв а=6,4%, b- норма отчислений на обслуживание , принимаем 3%

- стоимость 1 кВтч , принимаем 0,8 центов/кВт·ч

W - суммарные потери энергии в трансформаторах варианта , кВтч

К - капитальные затраты.

Расчет потерь энергии в трансформаторах.

Вариант 1

Потери в трансформаторах связи ТДТН-63000/220/35/10

W=Р_х.х.Т+Р_кв(S_max в/S_ном в)²_в+Р_кс(S_max с/S_ном с)²_с+Р_кн(S_max н/S_ном н)²_н=

где Ркв=Ркс=Ркн=0,5·Ркв-с=0,5·320=160кВт·ч

=7200ч.(определим из /1/,рис.10.1с.546);

Общие потери для первого варианта

Вариант 2

Потери в трансформаторах связи ТРДНС-32000/35

W₁=Р_х.х.Т+Р_кв(S_max /S_ном)²_н = кВт*ч

Потери в трансформаторе связи ТРДН-40000/220

W₂=Р_х.х.Т+Р_кв(S_max /S_ном)²_н

=

Общие потери для второго варианта

Определяем затраты по вариантам

З_I = 0,12·2747+

З_II = 0,12·2867+

Первый вариант экономичнее второго на

Поэтому он принимается для дальнейших расчетов

В ГРУ-10кВ применяем схему с одной системой шин, секционированную. Питание потребителей генераторного напряжения, осуществляем через групповые реакторы. Сборные шины секционируем по числу генераторов, т.е. разделяем на 2 секции.

Секции связаны между собой через секционные выключатели с реакторами. С целью уменьшения потерь, при передаче мощностей с одной секции.

4. Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 4.1), которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой, а так же расставим соответствующие точки на схеме для расчёта токов КЗ.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем S_б = 100 МВ·А.

Рисунок 4.1

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Определяем сопротивления отдельных элементов, приведенные к базисной мощности Sб=100МВ·А

Генераторы:

х₁=х₂=хг1=хг2=0,192·100/125=0,153;

х₃=х₄=хг3=хг4=0,153·100/78,75=0,194;

Трансформаторы : а) двухобмоточные

Х_Т = ;

х₆ = х_тсн1,3=

х₇ = х₈ =хт1=хт2=

б) трехобмоточные

х_{9 =} х_{10 =} х_вн=·(U_КВ-Н% + U_КВ-С% - U_КС-Н%)·= (23,8 + 11 -12,6)·= 0,176;

х_{13 =} х_{14 =} х_сн=·(U_КВ-С% + U_КС-Н% - U_КВ-Н%)·= (11 + 12,6 -23,8)·= 0;

х_{11 =} х_{12 =} х_нн=·(U_КВ-Н% + U_{КС-Н %} - U_КВ-С%)·= (23,8 + 12,6-11)·= 0,198;

Линии электропередач

X_w = Xуд·l·

X₁₅= X₁₆=0,4·161·

сопротивление секционного реактора

х₁₇=0,18·

х₅=х_пртсн=

Т.к. система задана бесконечностью, то внутреннее сопротивление генераторов системы примем равным нулю.

Для расчёта тока к.з. в точке К1 на С.Ш 220 кВ, нагрузку, расположенную вблизи генераторов Г3 и Г4, учитываем уменьшением ЭДС генераторов до Е=1. Влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд и удалённых от мест к.з. нагрузок пренебрегаем.

Ес=Ег3=Ег4=1

=1+0.9*0,153*0,6=1,1

Х1=Х2=Хг1,2=0,153

Х3=Х4=Хг3,4=0,194

Х5=Хпртсн=0,38

Х6=Хтсн1,2,3,4=0,625

Х7=Х8=Хт1,2=0,088

Х9=Х10=Хвн т3,4=0,176

Х11=Х12=Хнн т3,4=0,198

Х13=Х14=Хсн т3,4=0

Х15=Х16=Хлэп1,2=0,121

Х17=Хр.секц=0,163

Хс=0.

Производим эквивалентирование схемы и приводим ее к более простейшему виду.

Х18=Хс+Х15//Х16=0+0,121/2=0,06

Х19=Х1+Х7//Х2+Х8=0,153+0,088/2=0,197

Ег1,2=Ег1//Ег2=1,1

Х20=Х3+Х11+Х9//Х4+Х12+Х10=0,194+0,198+0,176/2=0,28

Ег3,4=Ег3//Ег4=1

Схема примет вид

Рисунок 4.2

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из выражения

где базовый ток и результирующее сопротивление ветви схемы соответственно.

Значения токов по ветвям:

ветвь генераторов Г3 и Г4:

ветвь генератора Г1и Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К1:

Ударный ток:

где К_у - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса(для выбора выключателей на стороне 220кВ) находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.

ф = ф_р.з. + ф_с.в.

где ф_р.з. - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

ф_с.в. - собственное время отключения выключателя, для выключателей 0,04.

В данном случае для установки в РУ ВН 220 кВ будем использовать выключатели ВЭК -220-40/2000У1

ф = 0,01 + 0,04 = 0,05 с.

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение I_пог3,4/I_нг3,4? 2,28; I_пог1,2/I_нг1,2? 2,25; I_погс/I_нгс=1.

Для генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым (рис. 3-27/2/) для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем К_г-3-4= 0,95; К_г-1-2=0,93.

Тогда:

I_nфг3-4 = К·I_пог3-4 = 0,95·0,89 = 0,84 кА

I_nфг1-2 = К·I_пог1-2 = 0,93·1,4 = 1,3 кА

Для системы

суммарная периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для момента времени =0,05 с будет равна

I_У =0,84+1,3+4,18=6,32 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

Рассмотрим трехфазное КЗ в точке К-2, которое является расчетным для всех цепей 35 кВ. В данном случае следует принять U_б=37кВ и, следовательно, I_б=S_б/(v3•Uб)=100/(v3•37)=1,56 кА.

Для расчета КЗ в точке К-2 будем иметь следующую схему замещения используя преобразования с первоначальной схемой приведенные выше и изображенную на рис 4. 3

Х21=Х3+Х11//Х4+Х12=0,194+0,198/2=0,196

Х22=Х9//Х10=0,176/2=0,088

Рисунок 4.3

С помощью метода коэффициентов потокораспределения преобразуем данную схему, изображенную на рис. 4. 3, к лучевому виду, показанному на рис. 4. 4, который заключается в следующем:

1) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х₁₉, х₂₀,согласно выражению:

Хэкв =1/ (1/Х18)+(1/Х19) =1/((1/0,06)+(1/0,197))= 0,046

2) определяем коэффициенты распределения по ветвям :

С₁ =Хэкв/Х18=0,046/0,06=0,76; С₂=Хэкв/Х19=0,046/0,197=0,24

3) далее определяем результирующее сопротивление

Хрез= Хэкв+Х22=0,046+0,088=0,134

4) теперь определяем реальные сопротивления ветвей

5)

Х23=Хрез/С₁=0,134/0,76=0,17; Х24=Хрез/С₂=0,134/0,24=0,55

Рисунок4.4

На основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.4, получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К-2 всеми источниками, причем расчет будем вести в именованных единицах:

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из выражения:

Значения токов по ветвям

ветвь генераторов Г3 и Г4:

ветвь генератора Г1и Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-2:

Ударный ток:

где К_у - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Аналогично, предыдущему случаю определяем: для системы- Т_а = 0,035, k_у=1,717 , для генераторов ТЭЦ- Т_а = 0,26, k_у=1,965 , ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

где для маломасляного выключателя по [1] .

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение I_пог3-4/I_нг3-4? 3,22; I_пог1-2/I_нг1-2? 0,8; I_погс/I_нгс=1.

Для генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем К_г-3-4= 0,87; К_г-1-2=0,97.

Тогда:

I_nфг3-4 = К·I_пог3-4 = 0,87·7,9 = 6,8 кА

I_nфг1-2 = К·I_пог1-2 = 0,97·0,72 = 3,02 кА

Для системы

суммарная периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 для момента времени =0,12 с будет равна:

I_У =6,8+3,02+9,1=18,9 кА

Величина аппериодического тока в момент размыкания контактов:

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

Рассмотрим КЗ в точке К-3, по которому рассчитываются сборные шины ГРУ-10 кВ, а также выбираются выключатели .

С учетом преобразований проведенных выше схема будет иметь следующий вид (рис. 4.5)

Х25=Х26=Х9+Х11=Х10+Х12=0,198+0,176=0,374



Рисунок 4.5

Преобразуем треугольник Х25-Х26-Х17 в звезду Х27-Х28-Х29

Х27=Х25*Х26/(Х25+Х17+Х26)=0,374*0,374/(0,374+0,163+0,374)=0,153

Х28=Х26*Х17/( Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Х29=Х25*Х17/( Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Схема примет вид

Рисунок 4.6

Х30=Х4+Х28=0,194+0,06=0,254

Эквивалентируем схему

Хэкв=1/ (1/Х19)+(1/Х18)=1/(1/0,197)+(1/0,06)=0,04

С₁=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,7; С₂=Хэкв/Х19=0,04/0,197=0,3

Хрез=Хэкв+Х27=0,04+0,153=0,193

Х32=Хрез/С₁=0,193/0,7=0,27

Х31=Хрез/С₂=0,193/0,3=0,64

Схема принимает вид

Рисунок 4.7

Эквалентируем схему к четырех лучевому виду

Хэкв=1/(1/Х30)+(1/Х31)+(1/Х32)=1/(1/0,254)+(1/0,64)+(1/0,27)=0,108

С₁=Хэкв/Х30=0,108/0,254=0,42;

С₂=Хэкв/Х31=0,108/0,64=0,17 ;

С₃=Хэкв/Х32=0,108/0,27=0,41

Хрез=Хэкв+Х29=0,108+0,06=0,168

Х33=Хрез/С₁=0,168/0,42=0,4

Х34=Хрез/С₂=0,168/0,17=0,99

Х35=Хрез/С₃=0,168/0,41=0,41

Рисунок 4.8

Базисный ток

Iб=

Значения токов по ветвям:

ветвь генераторов Г1 и Г2:

ветвь генератора Г3:

ветвь генератора Г4:



ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-3:

Ударный ток

где К_у - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы - Т_а = 0,06 k_у=1,85 , для генераторов Г1иГ2- Т_а = 0,06, k_у=1,85 для генератора Г3 и Г4 Т_а = 0,23, k_у=1,95, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время:

ф_св =0,01+0,12=0,13 сек

где для масляного выключателя МГГ-10 по [1] ф_св=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение I_пог1-2/I_нг1-2? 0,44; I_пог3/I_нг3? 8,1; I_пог4/I_нг4? 3,9; I_погс/I_нгс=1.

Для генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем К_г-1-2= 1; К_г-3=0,65, К_г-4=0,8

Тогда:

I_nфг1-2 = К·I_пог1-2 = 1·6,1 = 6,1 кА

I_nфг3 = К·I_пог3 = 0,65·28,3 = 18,4 кА

I_nфг4 = К·I_пог4 = 0,8·13,75 = 11 кА

Для системы

суммарная периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3 для момента времени =0,13 с будет равна:

I_У =6,1+18,4+11=35,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К4 на выводах генератора Г-1, исходная схема замещения приведена на рисунке 4.9

Х36=Х2+Х8=0,153+0,08=0,241

Рисунок 4.9

Преобразуем схему к четырех лучевому виду изображенную на рисунке 4.10

Хэкв=1/(1/Х20)+(1/Х18)+(1/Х36)=1/(1/0,28)+(1/0,06)+(1/0,241)=0,04

С₁=Хэкв/Х20=0,04/0,28=0,14

С₂=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,66

С₃=Хэкв/Х36=0,04/0,241=0,2

Хрез=Хэкв+Х7=0,04+0,088=0,128

Х37=Хрез/С₁=0,128/0,14=0,91

Х38=Хрез/С₂=0,128/0,66=0,19

Х39=Хрез/С₃=0,128/0,2=0,64

Рисунок 4.10

Базисный ток

Iб=

Значения токов по ветвям:

ветвь генераторов Г3 и Г3:



ветвь генератора Г1:

ветвь генератора Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-4:

Ударный ток:

где К_у - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы- Т_а = 0,15 k_у=1,95 , для генераторов Г2,Г3,Г4- Т_а = 0,15; k_у=1,93 для генератора Г1 Т_а = 0,4, k_у=1,97, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

ф_св =0,01+0,12=0,13 сек.

где для масляного выключателя МГГ-10 по [1] ф_св=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение I_пог3-4/I_нг3-4? 0,86; I_пог1/I_нг1? 5,8; I_пог2/I_нг2? 1,38; I_погс/I_нгс=1.

Для генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым(/2/рисунок 3.27) для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем К_г-3-4= 1; К_г-1=0,73, К_г-2=0,94

Тогда:

I_nфг3-4 = К·I_пог1-2 = 1·6 = 6 кА

I_nфг1 = К·I_пог1 = 0,73·39,54 = 28,8 кА

I_nфг2 = К·I_пог2 = 0,94·9,4 = 8,83 кА

Для системы

суммарная периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 для момента времени =0,13 с будет равна:

I_У =6+28,8+8,83+28,9=72,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2])

,

,

Расчет токов короткого замыкания в точке К5 за трансформатором собственных нужд исходная схема замещения приведена на рис. 4.11.

Рисунок 4.11

Расчет производим с учетом подпитки от двигателей собственных нужд. Учитывая удаленность точки К.З. , объединим все питающие источники в одну эквивалентную ветвь. Схема на рисунке 4.12.

Х₄₀=Хэкв+Х₆=

Рисунок 4.12

Периодический ток от эквивалентного источника будет равен:

I_пос = кА

Где I_б=

От двигателей собственных нужд

Iподв=

Суммарное значение тока

Iпо=12,83+10,16=22,99кА

Ударный ток к.з. в точке К5.

i_у=i_ус+I_УДВ=Iпос·Ку+Iподв·Кудв=12,83·1,82+10,16·1,65=56,73кА

Периодическая составляющая тока к.з. для расчетного времени ф

I_пф===15,26 кА

Апериодическая составляющая тока к.з.

i_aф= i_aфc+ i_aфдв= Iпос+ Iподв=4,34+3,43=7,7кА

Расчет токов короткого замыкания за линейным реактором в точке К6.

Расчет т.к.з. в этой точке необходим для выбора линейного группового реактора, обеспечивающего ограничение тока к.з. Исходная схема замещения приведена на рисунке 4.13.



Рисунок 4.13

Определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания при отсутствии реактора

релейный токоведущий оборудование теплоэлектроцентраль

Хрез=

Определим требуемое результирующее сопротивление цепи для обеспечения требуемой отключающей способности выключателя ВМП-10:

Сопротивление реактора:

выбираем окончательно реактор РБГ-10-1600-0,25 по (/1/, табл П3.1. с.622) с параметрами Uном=10кВ, Iном=1600А, Хр=0,25Ом, i_max=49кА, Iт =19,3кА t_Т=8с.

Фактическое значение периодической составляющей тока к.з. за реактором

Iпф_К6= IпоК6=17,44кА

i_уК6=·Iпок₆·Ку = ·17,44·1,935=47,582 кА;

Апериодический ток

i_aфК6= Iпок₆=1,41·17,44=15,92кА

Результаты расчета токов к.з. сводим в таблицу 4.1

Таблица 4.1

Точка к.з.	Источник	Точки к.з.	Ку	ф,с
		Iпо, кА	Iпф, кА	iаф, кА	iу, кА
К1 шины 220кВ	Система Генераторы Г1,Г2 Генераторы Г3,Г4	4,18 1,4 0,89	4,18 1,3 0,84	1,11 1,63 1,03	10,15 3,88 2,46	1,717 1,965 1,965	0,05
	Сумм.ток	6,47	6,32	3,76	16,5
К3 шины ГРУ-10кВ	Система Генератор Г3 Генератор Г4 Генераторы Г1,Г2	13,4 28,3 13,75 6,1	13,4 18,4 11 6,1	2,17 22,7 11,04 0,99	35,0 78 38 16	1,85 1,95 1,95 1,85	0,13
	Сумм. ток	61,55	35,5	36,9	167
К2 шины 35кВ	Система Генераторы Г1,Г2 Генераторы Г3,Г4	9,1 3,12 7,9	9,1 3,02 6,8	0,23 2,78 7,04	22 8,6 21,8	1,717 1,965 1,965	0,12
	Сумм.ток	20,12	18,9	10,05	52,4
К4 выводы генератора Г1 10,5кВ	Система Генераторы Г3,Г4 Генератор Г1 Генератор Г2	28,9 6,0 39,54 9,4	28,9 6,0 28,8 8,83	17,5 3,5 40,4 5,58	79,6 16,3 98 25,6	1,95 1,93 1,97 1,93	0,13
	Сумм.ток	83,8	72,5	66,8	215,5
К5 за трансформатором собственных нужд	Система двиг.собств. нужд	12,83 10,16	12,83 2,43	4,34 3,43	33,02 23,71	1,82 1,65	0,1
	Сумм.ток	22,99	15,26	7,7	56,73
К6 за линейным ректором	Система+ТЭЦ	17,44	17,44	15,92	47,582	1,935	0,1

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.).

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины должны быть меньше либо равны номинальным каталожным данным.

Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов мощностью 63 МВт расчетный ток продолжительного режима

Iраб.max = мощностью 100 МВт

Iраб.max =

Выбираем по /1/ таблица 5.1 выключатель маломасляный МГГ-10-5000-63 У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ для генераторов 63 МВт; и выключатель маломасляный МГУ-20-90/9500-У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ для генераторов 100 МВт.

Расчетные и каталожные данные аппаратов сводим в таблицу 5.1 и 5.2

Таблица 5.1

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		Выключатель МГГ-10-5000	Разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ
Uуст=10 кВ	Uуст Uном	Uном = 10 кВ	Uном= 20 кВ
Iмах = 4558 A	IмахIном	Iном = 5000 А	Iном= 6300 А
Iп = 18,4 кА	Iп Iотк.ном	Iотк.ном = 63 кА	-------
i а = 22,7 кА	i а i а.ном	i а.ном =34 кА	-------
Iп + iа=48,7кА	Iп + iа Iотк(1+вн)	Iотк(1+вн)=106кА	-------
Iпо = 28,3 кА	Iпо Iдин	Iдин = 64 кА	-------
i у = 78 кА	i у i дин	i дин = 170 кА	i дин=220 кА
Вк = 312,34 кА2 с		Iт2 tт = 16384 кА2 с	Iт2 tт = 25600 кА2 с

Таблица 5.2

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		Выключатель МГУ-20-90/9500-У3	Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ
Uуст=10 кВ	Uуст Uном	Uном = 20 кВ	Uном= 20 кВ
Iмах = 7234 A	IмахIном	Iном = 9500 А	Iном= 8000 А
Iп = 28,8 кА	Iп Iотк.ном	Iотк.ном = 63 кА	-------
i а = 40,4 кА	i а i а.ном	i а.ном =34 кА	-------
Iп + iа=48,7кА	Iп + iа Iотк(1+вн)	Iотк(1+вн)=106кА	-------
Iпо = 39,54 кА	Iпо Iдин	Iдин = 64 кА	-------
i у = 98 кА	i у i дин	i дин = 170 кА	i дин=300 кА
Вк = 562,8 кА2 с		Iт2 tт = 19500 кА2 с	Iт2 tт = 32000 кА2 с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ-35кВ

Максимальный ток продолжительного режима.

Imax=

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель С-35М-630-10У1 и разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1 (/1/, табл. 5.5).

Таблица 5.3

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель С-35М-630-10У1	Разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1
Uуст=35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном= 35 кВ
Iмах = 476 А	Iном = 630 А	Iном= 1000 А
Iп = 18,92 кА	Iотк.ном = 25 кА	-------
Iп + +iа=36,8 кА	Iотк(1+вн)=47,59кА	------
i а = 10,05 кА	i а.ном = 15кА	-------
Iпо = 20,12 кА	Iдин = 25 кА	-------
i у = 52,4 кА	i дин = 64 кА	i дин=63 кА
Вк = 145,7 кА2 с	Iт2 tт = 2500 кА2 с	Iт2 tт = 3969 кА2 с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ - 220 кВ.

Максимальный ток продолжительного режима

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель У-220Б-1000-25У1 и разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1.

Таблица 5.4

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель У-220Б-1000-25У1	Разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1
Uуст=220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном= 220 кВ
Iмах = 328 А	Iном = 1000 А	Iном= 1000 А
Iп = 4,18 кА	Iотк.ном = 25 кА	-------
i а = 1,63 кА	i а.ном = 25 кА	-------
Iпо = 4,18 кА	Iдин = 25 кА	-------
i у = 10,15 кА	i дин = 64 кА	i дин=100 кА
Вк = 12,32кА2 с	Iт2 tт = 4800 кА2 с	Iт2 tт = 4800 кА2 с

Выбор выключателей в цепи трансформатора собственных нужд.

Максимальный ток продолжительного режима для ТСН

Таблица 5.5

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМПЭ-10-1600-31,5 УЗ
Uном=6,3 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 1466 А	Iном = 1600 А
Iп = 15,26 кА	Iотк.ном = 31,5 кА
i а = 7,7 кА	Iотквн=8,88кА
Iпо = 12,83 кА	Iдин = 31,5 кА
i у = 56,73 кА	i дин = 80 кА
Вк = 82,3 кА2 с	Iт2 tт = 3969 кА2 с

Таким образом все выбранные аппараты удовлетворяют всем условиям выбора.

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины РУ всех напряжений)

Выбор сборных шин и ошиновки на ГРУ 10,5 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производим по допустимому току. Наибольший ток в цепи генератора и сборных шин.

Imax=

Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2(125х55х6,5)мм^{2 (}табл. 7.6 /1/)

Iдоп=4640 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94 /1/

Iдоп=0,94·4640=4361А

что меньше наибольшего тока, поэтому выбираем шины 2(150х65х7)мм² сечением 2х1785 мм² с Iдоп = 0,94·5650=5311А>Imax=4563А

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

Iпо=61,55 кА, тогда тепловой импульс тока к.з.

В_к = I²_по(t_отк + Т_а) = 61,55² (4 + 0,195) = 15912 кА²с;

Минимальное сечение по условию термической стойкости

q_min=

что меньше выбранного сечения, следовательно шины термически стойки, где С=91 по(/2/, табл. 3.14.)

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции.

Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wу_оу_о=167см³

При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем

д_срmax=2,2··10^-8=2,2



где l принято 2м.

поэтому шины механически прочны

Выбор ошиновки в цепи генератора ошиновка принимается одинакового сечения со сборными шинами.

Расчетный ток в цепи генератора Iпо=28,3кА меньше, чем ток к.з. на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойкая.

Проверяем ошиновку на механическую прочность. Ошиновка от сборных до выключателя в ГРУ расположена на рисунке 6.1

Принимаем l=2м, а=6м, швеллеры шин соединены жестко в местах крепления шин на изоляторах (ln=l). По табл. 10.1. расчетный ток iу=79,953 кА, тогда

д_сро=··10^-8=·

Размещено на http://www.allbest.ru/

а а

Рисунок 6.1

=

где h=0,134 м

Wn=Wу-у=14,7см³

поэтому шины механически прочны.

Выбор комплексного токопровода в цепи генераторов ТВФ-63 от выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполняются комплектным пофазно экранированным токопроводом .Выбираем ГРТЕ-10/8550-250 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 8550А, электродинамическую стойкость главной цепи 250 кА

Условия проверки выполняются :

Imax=4563A<Iном=8550А

i_у=167кА<iдин=250кА

Uуст=Uном=10кВ

Выбор сборных шин ОРУ-35кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Imax=

По (1, табл. П.3.3) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп > Imax=605>476А

Проверка шин на корону.

Начальная критическая напряженность.

Е_о=30,3m(1+(0,299/r_o))=30,30,82(1+(0,299/1,66))=30,612 кВ/см

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

Напряжённость вокруг провода:

Е=(0,354U)/(r_olg(1,26Dср/r_o))=(0,35438,5)/(1,66lg((1,26150)/1,66))=3,986 кВ/см

Где Dср=1,26·D, D - расстояние между проводами, для РУ-35кВ D=150 см

Условие проверки

1,07 Е 0,9 Е_о

1,07·3,986 = 4,265кВ< 0,9·30,612=27,55 кВ

Следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Выбор токопровода от сборных шин 35 кВ до трансформатора связи.

Токопровод выполняем гибким проводом сечение провода выбираем по экономической плотности тока : j_э=1 А/мм².

q_э=I_норм/j_э=476/1 = 476 мм².

Где : Imax=

По (/1/, таблице 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32 , d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп > Imax=476А следовательно данный провод проходит по

допустимому току.

На термическое действие токопровод не проверяется по указанным выше причинам.

Как показано выше, выбранный провод проходит и по условию короны.

Выбор сборных гибких шин ОРУ-220 кВ и ошиновки отходящей ЛЭП-220 кВ

Выбор сборных шин ОРУ-220 кВ

так как сборные шины по экономической плотности не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Imax=

По (/1/, табл. 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп =605А> Imax=328А

Выбранный провод на термическое действие не проверяем, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверка на схлестывание не проводится, так как Iпо<20 кА

Проверка на корону

Начальная критическая напряженность

Е=(0,354U)/(r_olg(1,26Dср/r_o))=(0,354242)/(1,08lg((1,26400)/1,08))=26, 6 кВ/см

Условие проверки

1,07 Е 0,9 Е_о

1,07·26,6 = 28,46кВ/см< 0,9·31,435=28 кВ/см

Следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Выбор ошиновки от сборных шин 220 кВ до трансформатора связи.

Сечение провода выбираем по экономической плотности тока : j_э=1 А/мм²

q_э=I_норм/j_э=328/1 = 328 мм².

Где Iнорм

По (/1/, табл. 7.35) выбираем провод АС-300/39, наружный диаметр d=24 мм, q=300мм²

Iдоп=710А > Imax=328А следовательно данный провод проходит по допустимому току.

Проверку на термическое действие и схлестывание не проводим по указанным выше причинам.

Провод АС-300/39, как показано выше не коронируем, поэтому проверку на коронирование не производим.

Выбор числа и марки проводов в гибком токопроводе для присоединения генератора ТВФ-63 с распределительным устройством 10 кВ.

Тmax=6000ч.

допустимая стрела провода по габаритно-монтажным условиям h=2,5 м.

Выбираем сечение по экономической плотности тока j_э=1 А/мм² .

q_э=I_норм/j_э=4558/1 = 4558 мм².

Принимаем два несущих провода АС-500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть qа=qэ-q_АС=4558-2·500=3558 мм².

Число проводов А-500

n=

принимаем токопровод 2хАС-500/64+6 х А-500 диаметром d = 160мм.

Проверяем по допустимому току.

Iдоп = 2·945+6·980=7770А> Imax=4558А

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость не производится.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания. Сила взаимодействия между фазами

f=

сила тяжести 1м. токопровода ( с учетом массы колец 1,68 кг, массы 1м провода АС-500 1,85 кг, провода АС-500 1,38кг) определяется

q=9,8·(2·1,85+6·1,38+1,6)=133Н/м

принимаем время действия релейной защиты (дифференциальной) tз=0,1 с находим: tэк=0,1+0,05=0,15с;

Для значения

b/h=0,12, откуда b=0,12·2,5=0,3м

Допустимое отклонение фазы

bдоп=

Схлестывание не произойдет, так как b<bдоп. Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый провод.

fу=

Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при коротком замыкании

Yк=

Удельная нагрузка на провод А-500 от собственного веса

Y₁=

Принимая максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Iф,max=100·10³ , определяем

Gmax=

Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы

lр=К·Gmax·10³·

Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорах на расстоянии не более 12,93 м. друг от друга.

Для блочных генераторов Г1 и Г2 выбираем токопровод на участке блока генератор-трансформатор с ответвлением для присоединения ТСН, пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения

ГРТЕ-20-10000-300 [3, табл.9.13] с Uном=20кВ, Iном=10000А, iдин=300 кА по следующим условиям:

UнUp.max 2010,5кВ

IнIp.max 100006873А

iдинiу 30098 кА

Следовательно, токопровод выбран правильно

Выбор сборных шин СН

Аналогичен выбору сборных шин ГРУ. Для шин СН примем двухполосные шины 2(60х8). Расположение пакета шин плашмя. Пролёт 1,4м, расстояние между фазами 0,8м, число прокладок в пролёте-3.

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и т. д.).

Защиты блока генератор - трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;

защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

газовая защита трансформатора - от замыкания внутри бака трансформатора;

токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

Защита трансформаторов связи

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) междуфазных замыканиях в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью 10/35 кВ;

3) междувитковых замыканиях в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла.

7) Повышения температуры масла в баке трансформатора .

Защиты трансформаторов собственных нужд.

от повреждений внутри бака и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;

от повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

ОРУ 220 кВ (сборные шины).

1) дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

2) для РУ 110 кВ дифференциальная защита должны быть предусмотрена в исполнении для фиксированного распределения элементов;

3) двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая - в виде максимальной токовой защиты.

4) Защита должны действовать на отключением питающих элементов и трансформатора собственных нужд;

5) на обходном выключателе 110 кВ должны быть защиты:

а) трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

б) четырехступенчатафя токовая направленная защита нулевой последова-тельности от замыканий на землю;

6) на шиносоединительном выключателе должны быть:

а) двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

б) трехступенчаая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю

Защита ЛЭП 220 кВ .

дистанционная защита

токовая защита нулевой последовательности

токовая отсечка

направленная защита .

Защита кабельных линий в ГРУ 10 кВ .

Линии 10кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал или отключение, наиболее распространенной является максимальная токовая защита (МТЗ) кроме того устанавливаются защиты:

Токовая отсечка (ТО).

Дуговая защита.

УРОВ.

ЛЗШ.

ЗНЗ.

8. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи генераторов, работающих на ГРУ-10 кВ.

Участок от выводов генератора до турбинного зала выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, поэтому выбираем трансформаторы тока встроенные в токопровод ТШВ-15Б-6000/5/5

Z_2НОМ > 1,2 Ом Кт=20 t=3с.

Расчетные и каталожные данные заносим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 4558 А	I1ном = 6000А
Вк = 312,34 кА2с	Iт2 tт = 43200 кА2 с

Выбираем трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке.

Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Наименование прибора	Тип	Загрузка фаз,ВА
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-----	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-----	0,5
Сч. акт. энергии	СА3-И-680	2,5	-----	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-344	---	10	---
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	---	10
Ваттметр(щит турбины)	Д-335	0,5	-----	0,5
Итого:		6,5	0,5	6,5

Из таблицы 7.2. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С. Общее сопротивление приборов:

r_приб = S_приб/I²_2ном=14/5²=0,56 Ом

допустимое сопротивление проводов

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,56 - 0,1 =0,54 Ом

для генератора ТВФ-63 принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами, ориентированная длинна 40 м. трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч=l, тогда сечение

= 2,1 мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности. В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНСМ-10-63У2

Проверим его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения сводим в таблицу 8.3

Таблица 8.3

Прибор	Тип	Sодной обм.МВА	Число обм.	cos	sin	Число приб.	Общ.потр.мощн.
							Р,Вт	Q,Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	----
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	----
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	----
Датчик активной мощности	Е-829	10	1	1	0	1	10	----
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	1	1	0	1	10	----
Сч.акт.энергии	СА3-И-681	2Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Ваттметр регистрирующий	И-348	10	2	1	0	1	20	----
Вольтметр регистрирующий	И-344	10	1	1	0	1	10	----
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	----
ИТОГО:							71	9,7

Вторичная нагрузка

S₂ = 71,66 ВА

Выбранный трансформатор ЗНОМ-10-63У2 имеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, S₂=71,66 ВА<Sном=3х75=225 ВА, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм² по условию мех. прочности.

Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ

По (/1/, таблица 5.13) выбираем трансформатор напряжения типа НТМН-10 с параметрами Uном=10 кВ, S_2НОМ120 ВА (класс 0,5) проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке.

Подсчет нагрузки сводим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4

Прибор	Тип	Sодной обм.МВА	Число обм.	cos	sin	Число приб.	Общ.потр.мощн.
							Р,Вт	Q,Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	4	8	----
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	4	12	----
Синхроноскоп	Э-327	10	2	1	0	4	20	----
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	2	20	----
ИТОГО:							60

Вторичная нагрузка

S₂ = 60 ВА

Выбранный трансформатор НТМН-10 в классе точности 0,5 имеет номинальную мощность 120 ВА, что больше вторичной нагрузки Sном >S₂ , следовательно трансформатор будет работать в выбранном классе точности. Для соединения трансформатора напряжения с приборами применяем контрольный кабель АКРВГ с сечением шин 4 мм² , по условию мех. прочности.

Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне 10 кВ, трансформатора связи.

По (/1/, таблица 5.9) принимаем трансформатор тока типа ТШВ-15Б-6000/5 с параметрами: Iном=6000А R₂=1,2 Ом, Кт=20, tт=3с.

Imax=

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.5.

Таблица 8.5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 5092 А	I1ном = 6000А
Вк = 355,24 кА2с	Iт2 tт = 43200 кА2 с

Выбранный трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке. К трансформатору тока подключены следующие приборы: ваттметры, варметры с двусторонней шкалой и амперметр.

Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.6.

Таблица 8.6

Наименование прибора	Тип	Загрузка фаз,ВА
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-----	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-----	0,5
Амперметр	Э-335		0,5
Итого		1	0,5	1

Из таблицы 8.6. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С. Общее сопротивление приборов:

r_приб = S_приб/I²_2ном=1/5²=0,04 Ом

допустимое сопротивление проводов

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,04- 0,05 =1,11 Ом