От ТСН и ПРТСН до сборных шин 6,3 кВ

Комплектный токопровод ТЗК-6-1600-51

U_ном.т=6 кВ; I_ном.т=1600 кА; I_дин.с.=51 кА.

8. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО - ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ

8.1 Система измерений на ТЭЦ

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи мощных генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощностью, ведется учет выработанной [1].

В таблице 8.1 приведен перечень измерительных приборов, применяемых на данной ТЭЦ.

Таблица 8.1

Контрольно - измерительные приборы

№ п/п	Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов
1	Турбогенератор.	Статор.	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр.	1.Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). 2. На групповом щите турбины устанавливаются. ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. 3. На ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр. 4. На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.
		Ротор.	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр.
2	Блок генератор-трансформатор.	Блочный трансформатор.	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой. Амперметр.
3	Трансформатор собственных нужд.	На две секции	На вводе к секциям 6,3 кВ: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчик активной мощности.
4	Линии 6-- 10 кВ к. потребителям.		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю.	Если по счетчикам не ведется денежный расчет, то счетчик реактивной энергии не устанавливается.
№ п/п	Цепь	Место уста-новки при-боров	Перечень приборов	Примечания
5	Линия 220 кВ.		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.	1.Для линий с пофазным управлением устанавливаются три амперметра. 2.На линиях с двусторонним питанием ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами.
6	Шины 6 кВ собствен-ных нужд.		Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений.
7	Электро- двигатели.	Статор.	Амперметр.	На двухскоростных электродвигателях устанавливаются амперметры в каждой обмотке.
8	Сборные шины выс-шего напря-жения.	На каждой секции.	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и сум-мирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп, два осциллографа.
9	Шино-соедини-тельный и секционный выключатель.		Амперметр.
10	Обходной выключатель.		Амперметр, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор.

Турбогенератор.

Тип прибора Класс точности

Статор:

Амперметр в каждой фазе Э - 377 1,5

Вольтметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Варметр Д - 365 2,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И - 675М 2,0

Регистрирующие приборы

Частотомер Н - 397 2,5

Суммирующий ваттметр Н - 395 1,5

Варметр Н - 395 1,5

Ротор:

Амперметр Э - 377 1,5

Вольтметр Э - 377 1,5

вольтметр в цепи основного и

и резервного возбудителя Э - 377 1,5

Регистрирующие приборы

Частотомер Н - 397 2,5

Суммирующий ваттметр Н - 395 1,5

Варметр Н - 395 1,5

Трансформатор связи.

НН: Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Варметр с двухсторонней шкалойД - 365 2,5

ВН:

3) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания:

Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

4) Шиносоедениетельный и выключатель

Амперметр Э - 377 1,5

5) Сборные шины 110 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр Э - 377 1,5

6) Пускорезервный трансформатор (ПРТСН)

Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

8.2 Выбор измерительных трансформаторов

а) Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбирают [1]:

По напряжению установки

U_уст U_ном (9.2.1)

По току

I_норм I_1ном (9.2.2)

I_max I_1ном (9.2.3)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей [1];

по конструкции и классу точности:

по электродинамической стойкости:

i_{у эд}2 I_1ном (9.2.4)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету,

_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу

I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока,

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются [1];

по термической стойкости

B_k (_тI_1ном )² t_т (9.2.5)

где B_k - тепловой импульс по расчету,

_т - кратность термической стойкости по каталогу,

t_т - время термической стойкости по каталогу,

по вторичной нагрузке

Z₂ Z_2ном (9.2.6)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока,

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Приведем пример выбора ТТ для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-110-2ЕУЗ.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 9.1, схема включения их показана на рисунке 9.2.

Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250 (см.П8), то выбираем трансформаторы тока встроенные ТШВ-15Б-8000/5/5 [2].

Рис. 9.2. Схема включения измерительных приборов.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл.9.2.1. Вторичная нагрузка приборов трансформаторов тока приведена в таблице.9.2.2.

Таблица 8.2.1

Расчетные данные	Каталожные данные
Uу =10 кВ	Uном =15 кВ
Imax =5968 А	Iном = 8000 А
iу=225,43 А	Не проверяется
Вк = 623,66 кА2с	(тI1ном )2 tт=(208)23=76800 кА2с

Таблица 8.2.2

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5		0,5
Варметр	Д-335	0,5		0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И680	2,5		2,5
Амперметр регистрирующий	Н-334		10
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10		10
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5		10
Итого		14	10	14

Из таб.8.2.2 видно, что наиболее загружены ТТ фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

r_приб=S_приб / I²₂ = 14/25=0,56 Ом,

где I²₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 составляет 1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов [1]

r_пр=z_2ном - r_приб -r_к = 1,2-0,56-0,1=0,54 Ом.

Принимаем длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м, определяем сечение [1]



где р - удельное сопротивление материала провода (для алюминия 0,0283), l_расч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения ТТ (рис. 9.2).

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Остальные ТТ выбираем аналогичным образом.

б) Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки

Uуст ? U_ном

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

S_2? ? S_ном

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора; S_2? - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В·А [1].

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда

(9.2.7)

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему [1].

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5 °о, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5 % при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов принимаем сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм² для медных жил и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

Приведем пример выбора трансформатора напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по табл. 9.1, схема включения приборов показана на рис. 9.2. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ- 10-8550-250, то выбираем трансформаторы напряжения, встроенные в токопровод, ЗНОМ-10. Подсчет нагрузки основной обмотки приведен в таб. 8.2.3.

Вторичная нагрузка

Выбранный трансформатор ЗНОМ-10 имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимым для присоединения счетчиков, 50 ВА. Таким образом, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Выбор остальных трансформаторов напряжения производим аналогичным образом.

Выбранные трансформаторы тока и напряжения сведены в таблицу 9.2.4. Трансформатор напряжения НОМ-6-77У4, U=6 кВ, U_ном1=6300 В, U_ном2=100 В, схема соединения 1/1-10, присоединенный к сборным шинам собственных нужд 6,3 кВ.

Таблица 8.2.3

Прибор	Тип	Потребляемая мощность одной катушки, ВА	Число катушек	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2,0	1	1	0	1	2,0
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0
Датчик активной мощности	Е-829	10		1	0	1	10,0
Датчик реактивной мощности	Е-830	10		1	0	1	10,0
Счетчик активной энергии	И-680	2,0 Вт	2	0,38	0,925	1	4,0	9,7
Ваттметр	Д-305	2,0	2	1	0	1	4,0
Частотомер	Э-371	3,0	1	1	0	1	3,0
Итого							39,0	9,7

Таблица 8.2.4

Место установки	Тип трансформатора
Обмотка генератора	ТПШЛО-10; ТШ-20.
Цепь блока генератор-трансформатор	ТНПШ-3; ЗОМ; ТПШЛ-20; ЗНОМ-15; ТВТ 110.
Открытое распределительное устройство	ТФЗМ 110Б-III У1; НКФ-110-58 У1.
Отпайка к трансформатору СН	ТВТ 10.
Распределительное устройство СН	ТВЛМ-6.
Резервная магистраль СН	ТВЛМ-6.
Цепь пуско-резервного трансформатора СН	ТВТ 110; ТВЛМ-6; ЗНОЛ-6.
Отпайка к потребителям 10 кВ	TPU-12-600-2
Комплектное распределительное устройство 10 кВ	TPU-12-600-2; ЗНОЛ.06-10УЗ.

9 ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЗА И АВТОМАТИКА НА ТЭЦ.

9.1 Выбор релейных защит генераторов

Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждения, увеличения быстродействия, уменьшения или полного устранения мертвых зон.

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

- междуфазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид повреждения, так как сопровождается протеканием больших токов и как следствие значительными повреждениями обмотки и железа статора;

- однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

- замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

- замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

- прохождения в обмотке статора тока выше номинального, обусловленного внешним КЗ;

- прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной перегрузкой.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается в трех фазах быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая на отключение.

Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора используем блок-реле БРЭ1301 в исполнении ЗЗГ-12.

Для защиты от витковых замыканий применяется поперечная дифзащита, основанная на сравнении токов двух параллельных ветвей статора [13, 14, 15].

Для защиты цепей возбуждения (ротора) генератора от замыкания на землю предусматриваем специальную релейную защиту; действие ее основано на принципе моста постоянного тока, плечи, которого составляют сопротивления цепи возбуждения и специального потенциометра [13, 14, 15]. Защита включается в работу только при появлении устойчивого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения и является защитой от появления второго замыкания на землю в цепи возбуждения. Защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию, который выполняется переносным. При замыкании на землю в одном месте цепи возбуждения генератор может продолжать работать. В измерительной цепи устанавливается максимальная токовая защита, действующая на сигнал.

Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата, включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.

Фильтровая защита обратной последовательности применяется для защиты генератора от внешних КЗ и для защиты генератора от несимметричных перегрузок [13, 14, 15].

Резервные защиты. Для резервирования защит от внутренних КЗ (ближнее резервирование) устанавливается резервная дифференциальная защита, действующая на отключение выключателя и на гашение поля генератора и на пуск УОРВ на стороне ВН.

Устройства защита от внешних КЗ должны действовать только на отключение блока от сети выключателями на стороне ВН. При отказе какого-либо из этих выключателей защита от внешних КЗ должна с помощью УОРВ гасить поле генератора.

9.2 Выбор релейных защит трансформаторов

Для силовых трансформаторов предусматриваем релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы [15, 16, 17]:

- многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;

- внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода);

- однофазных замыканий на землю;

- сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна);

- понижения уровня масла;

- защита от повышения давления.

При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы, броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных трансформаторов предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов, является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.

Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны треугольника силового трансформатора, - в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащиты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ-21.

На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой предусматриваем дифзащиту с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими [13, 14, 15]. Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих требуемую чувствительность.

Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на всех трансформаторах ТЭЦ, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от “пожара стали” магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали [13, 14, 15].

Для защиты блочных трансформаторов от внешних КЗ, применяем токовую защиту нулевой последовательности.

9.3 Выбор релейных защит шин

Короткие замыкания на шинах ТЭЦ возникают из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных трансформаторов тока, а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями [15, 16]. Повреждения на шинах маловероятны. Однако, учитывая весьма тяжелые последствия, к которым эти повреждения могут привести, необходимо иметь защиту, действующую при повреждении шин. В качестве защиты шин применяем дифференциальную токовую защиту.

Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 110 кВ электрической станции охватывает все элементы, которые присоединены к системе. При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока [15, 16]. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Для повышения чувствительности защиты используем реле типа РНТ. Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ на шинах к_ч 2 [15, 16].

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6--10 кВ выполняется по упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей электрической энергии. Такая защита называется неполной дифференциальной токовой [15, 16].

Защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и третью ступени. Первая ступень, токовая отсечка без выдержки времени, является основной. Третья ступень, максимальная токовая защита, резервирует первую ступень и защиты отходящих линий, не охваченных дифференциальной защитой.

9.4 Расчет релейной защиты ТСН

Для зажиты питающих элементов СН от внутренних повреждений, а также от внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на элементах, питаемых от этих шин, применяются соответствующие типы релейной защиты, реагирующие на эти повреждения и действующей на отключение питающих элементов. Кроме того, на питающих элементах СН применяются защиты от ненормальных режимов работы, например от перегрузки, действующие на сигнал.

На трансформаторах СН питающих потребителей РУСН 6 кВ, основными быстродействующими защитами являются дифференциальная защита и газовая защита, резервными - дистанционная защита.

Выберем уставки защит рабочего трансформатора СН 10/6 кВ ТДНС-10000/35 присоединенного отпайкой к блоку. Методика расчета по [17].

Дифференциальная токовая защита используется в качестве основной быстродействующей защиты ТСН от всех видов КЗ в обмотках трансформатора, на его выводах и в соединениях с шинами высшего и низшего напряжений.

По принципу действия дифференциальная токовая защита не реагирует на внешние КЗ и на токи нагрузки, а действует только при КЗ в зоне защиты. Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока, установленными по концам защищаемого элемента.

В настоящее время дифференциальная защита трансформаторов выполняется с помощью дифференциального трехфазного реле типа ДЗТ-21. Такая защита обладает высокой чувствительностью, так как благодаря применению время импульсного принципа в сочетании с процентным торможением обеспечивается отстройка от бросков тока намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при внешних КЗ.

Расчет дифференциальной защиты, выполненной на реле типа ДЗТ-21, состоит из определения минимального тока срабатывания защиты, выбора ответвлений трансреактора рабочей цепи реле, вариантов включения промежуточных автотрансформаторов тока и определения коэффициента торможения.

Определим вторичные токи в плечах защиты, соответствующие полной номинальной мощности трансформатора:

(10.1)

По (10.1) для стороны 10 кВ трансформатора:

для стороны 6,3 кВ:

Для стороны 6,3 трансформатора, где значение тока выходит за пределы номинальных токов трансреактора рабочей цепи реле (2,5 - 5 А) более чем на 0,5 А, должны быть установлены промежуточные автотрансформаторы тока.

Промежуточный автотрансформатор (АТ) подключается так, чтобы к трансреактору реле присоединялось его крайнее ответвление. Для АТ-32 с ответвление 1 - 2. К трансформатору тока подключается ответвление 1-7 из условия с .

Вторичный ток, подводимый к рабочей цепи реле для плеча, где установлен АТ:

Определим номинальные токи рабочих ответвлений от обмотки трансреактора реле: - ответвление 3;

.

Принимаем для низкой стороны ближайший ток к рассчитанному 3,63 - четвертое ответвление.

Рассчитаем ток ответвления промежуточного ТТ цепи торможения реле: ,

.

Принимаем , что соответствует первому ответвлению ТА.

Определяем первичный ток срабатывания защиты

,

где - коэффициент отстройки от тока намагничивания, принимаемый равным 0,3.

Проверяем отстройку от расчетного тока небаланса в режиме, соответствующем «началу торможения» по формуле (10.2):

(10.2)

где - коэффициент отстройки.

Первичный тормозной ток

(10.3)

Уставку «начала торможения» рекомендуется принимать равной .

Составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока:

(10.4)

где коэффициент учитывающий переходный режим;

коэффициент однотипности ТТ, принимаемый равным 1 при использовании разнотипных ТТ;

полная погрешность ТТ.

Составляющая тока небаланса вызванная регулированием напряжения на трансформаторе

(10.5)

где - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на трансформаторе, для трансформатора ТДНС-10000/35 .

Составляющая тока небаланса обусловленная несовпадением расчетных и номинальных токов используемых ответвлений трансреактора TAV:

(10.6)

По формуле (10.2) первичный тормозной ток:

Тогда по (10.2) с учетом формул (10.3) - (10.5) имеем

.

При выбранных номинальных токах ответвлений трансреактора реле TAV определим относительный минимальный ток срабатывания при отсутствии торможения для каждого из плеч защиты в долях от номинального тока трансреактора в этом плече.

Для стороны 10 кВ:

Для стороны 6 кВ:

Коэффициент торможения k_т, равный тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле, рекомендуется принимать равным 0,9 и проверять по условию обеспечения не действия защиты от максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего к.з. по формуле (10.7).

 (10.7)

При этом ток к.з. определяем при X_{тсн,мин} подсчитанном по U_к%мин = 7,1%. Для этого пересчитаем сопротивление ТСН:

.

Производим расчет по программе ТКZ скорректировав файл исходных данных (приложение Б).

.

Составляющие тока небаланса находим по формулам (10.4), (10.5), (10.6), тогда суммарный ток небаланса:

Относительное значение тока небаланса в рабочей цепи:

Относительное значение тока торможения:

Тогда коэффициент торможения по формуле (10.7):

Расчетный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется по формуле (10.8):

(10.8)

где ;

определяется по формулам (10.4), (10.5), (10.6), при этом а .

.

Принимаем уставку срабатывания отсечки .

Определим первичный ток срабатывания отсечки:

.

Так как 2040 < 2985 то на реле устанавливаем уставку :

.

Чувствительность защиты всегда обеспечивается и проверка ее не обязательна.

Газовая защита применяется как основная защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Она также реагирует на понижение уровня масла. Газовая защита выполняется с помощью газового реле, поставляемого комплектно с трансформатором.

При слабом газообразовании или незначительном понижении уровня масла защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании, возникающем при повреждениях в нутрии кожуха трансформатора, или при значительном понижении уровня масла газовая защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора от источника питания.

Так как данный трансформатор имеет устройство РПН предусматривается дополнительная газовая защита, реагирующая на газообразование, вызванное повреждением в отсеке РПН, и действующая без выдержки времени на отключение трансформатора от сети.

В качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная защита. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган (или омметр), определяющий удаленность (дистанцию) к.з. от места включения защиты. В качестве дистанционного органа используются реле минимального сопротивления включенные по 90-градусной схеме на междуфазное напряжение и разность фазных токов, реагирующие на сопротивление, пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении.

Дистанционная защита на вводах к секциям 6 кВ.

Сопротивление срабатывания дистанционной защиты:

, (10.9)

где коэффициент надежности;

коэффициент возврата реле.

Суммарное эквивалентное сопротивление всех полностью заторможенных двигателей участвующих в самозапуске:

.

Суммарный пусковой ток по таблице 5.1.

Тогда сопротивление срабатывания защиты по формуле (10.9):

.

Сопротивление срабатывания реле:

.

Для защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания, регулируемую от 0,25 до 40 Ом.

Выдержка времени защиты составляет 0,3 с, применяется реле времени РВ-01.

Зона резервирования дистанционной защиты с коэффициентом чувствительности k_ч=1,2 составляет:

.

Дистанционная защита на стороне 10,5 кВ.

Сопротивление срабатывания защиты принимается равным половине минимального сопротивления срабатывания защиты на стороне 6 кВ трансформатора:

.

Сопротивление срабатывания реле:

.

Выдержка времени защиты принимается на ступень больше, чем выдержка времени защиты на стороне 6 кВ - 0,6 с.

Защита от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных перегрузок. Она выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы. Она реагирует на симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех фазах, и действует с выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежурному персоналу принять меры для ее ликвидации.

Ток срабатывания реле защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

.

Дуговая зашита выполняется во всех шкафах КРУ 6 кВ с целью снижения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой внутри ячейки. Для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей, установленных в шкафах и связанных с положением откидной крышки, являющейся разгрузочным клапаном. При возникновении дуги повышается давление газов внутри шкафа, что вызывает откидывание крышки. При нормальном, закрытом положении крышки контакт конечного выключателя разомкнут. Дуговая защита выполнена с контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции.

Схема защиты рабочего трансформатора СН 10/6 кВ ТМНС-6300/10 присоединенного отпайкой к блоку приведена на листе 4 дипломного проекта.

9.5 Устройства автоматики ТЭЦ

Автоматическое повторное включение (АПВ).

Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Предусматриваем следующие виды АПВ:

Устройство АПВ на кабельных линиях 10 кВ потребителей.

Устройство АПВ воздушных линий 110 кВ.

Устройство АПВ шин ТЭЦ.

Устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей.

Устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

Устройства АПВ выполнены так, чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо.

Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатывания.

Включение генераторов.

Включение генераторов на параллельную работу производится одним из следующих способов: точной синхронизацией и самосинхронизацией.

Для проектируемой ТЭЦ для турбогенераторов ТВФ-110 применяется способ точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных режимах допускается способ самосинхронизации.

Все генераторы оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ), напряжения (АРН) и реактивной мощности.

Устройства АРВ, АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределение реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.

Генераторы оборудованы устройствами АРВ, соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.

Для генераторов ТВФ-110 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирование обменных мощностей энергосистем; распределение мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.

Системы АРЧМ обеспечивают на ТЭЦ поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 0,1 Гц и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более.

Автоматическое прекращение асинхронного режима.

Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронного, КЗ или других нормальных режимов работы.

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, прежде всего, способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

быстрому набору нагрузки турбинами;

частичному отключению потребителей

уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

Автоматическое ограничение снижения частоты.

Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не более 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - не более 60 с.

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

автоматический ввод резерва (по частоте);

автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

дополнительную разгрузку;

включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

10 КОНСТРУКЦИИ РУ ТЭЦ

В соответствии с главной схемой электрических соединений и схемой электроснабжения механизмов СН на проектируемой ТЭЦ необходимо выбрать конструкции РУ для всех ступеней напряжения.

В основу разработки конструкции РУ положены типовые решения. При этом РУ должны в максимальной степени удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ.

10.1 Требования к распределительным устройствам

К РУ предъявляются те же основные требования, что и к другим элементам электрической системы, а именно: надежность работы, удобство и безопасность обслуживания, экономичность, пожаробезопасность.

Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических соединений РУ, правильностью выбора электрических аппаратов, быстродействием релейной защиты и других автоматических устройств, эффективностью защиты от перенапряжения, наличием блокирующих устройств, правильной эксплуатацией; в частности регулярном проведении профилактических испытаний и ремонтов.

Однако значительное влияние на надежность РУ оказывают его конструкция и компоновка. Удобство и безопасность обслуживания обеспечиваются соответствующим размещением аппаратов, разделением элементов оборудования защитными стенками или перекрытиями, создание условий для визуальной проверки отключения разъединителей; применением разъединителей со стационарными ножами для заземления отключенных частей установки; блокировкой неправильных действий с разъединителями, применением защитных заземлений, а также соответствующей конструкцией и компоновкой РУ.

Требования экономичности следует понимать как стремление к минимальным затратам на сооружение РУ и минимальным издержкам на его эксплуатацию при условии обеспечения необходимой надежности и безопасности обслуживания.

РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ, НТП и СниП. Выделим некоторые из них.

Нормальные условия работы электроустановки не должны создавать опасность для обслуживающего персонала и оборудования РУ, приводить к повреждению оборудования, возникновению КЗ и замыканий на землю. При нормальных условиях работы электроустановки должна быть обеспечена локализация повреждений, вызванных КЗ. При снятии с какой-либо цепи напряжения должны быть обеспечены безопасный осмотр, замена или ремонт элементов в этой цепи без нарушения нормальной работы соседних цепей.

РУ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, которые обеспечивают заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных заземляющих устройств. Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их приводов - в красный цвет.

Разъединители устанавливаются с одним или двумя стационарными заземляющими ножами.

Электрические соединения в РУ должны, как правило, выполняться из алюминиевых, сталеалюминевых или стальных проводов, полос, труб и шин профильного сечения из алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.

10.2 Конструкция РУ-110 кВ

РУ принимаем открытым, так как оно подходит по условиям запылённости и загазованности воздуха, и закрытые РУ-110 кВ выполняются только в виде исключения из-за большого объёма помещения и чрезвычайно сжатого размещения оборудования.

ОРУ-110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими системами шин и обходной. Выключатели расположены в два ряда вдоль дороги, необходимой для транспорта оборудования. Проводники расположены в три яруса на высоте около 3,6; 7,5 и 11,35 м от уровня земли. Опорные конструкции - железобетонные. Шаг ячейки составляет девять метров

Схема РУ рассчитана на присоединение к сборным шинам пяти линий, четырех трансформаторов, двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. ОРУ ограждается.

Сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами, и подвешены на портальных опорах. Полюсы разъединителей первой системы шин расположены перпендикулярно направлению сборных шин. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен ступенчато под проводами соответствующей фазы сборных шин и параллельно этим проводам (килевое расположение). Провода, соединяющие разъединители первой и второй систем, укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах. Это позволяет выполнить РУ трехъярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов. На листе 3 графической части проекта приведен план РУ и разрезы по ячейкам линии, трансформатора и шино-соединительного выключателя с нанесением основных размеров.

10.3 ????????????????? ?????????? 10 ??

Комплектным распределительным устройством (КРУ) называют РУ заводского изготовления, поставляемое заказчику в соответствии с согласованными техническими условиями в виде законченного сооружения, транспортируемого к месту установки укрупненными блоками и готового после установки его к включению под напряжение. Оно содержит несущий каркас с защитным кожухом, электрические аппараты и проводники первичных цепей, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями [1,9].

КРУ отличаются от сборных устройств исключительной компактностью, безопасностью обслуживания и надежностью. Объем строительных и монтажных работ, выполняемых на месте установки, минимален. Возможность сооружения в стесненных условиях, на площадке с ограниченными размерами является во многих случаях решающим условием для выбора комплектного РУ.

В КРУ используются выключатели VD4-10/2500 производства компании АВВ и разъединители штепсельного типа с втычными контактами. Ячейка КРУ состоит из следующих частей: неподвижного корпуса, в задней части которого размещены верхние и нижние неподвижные контакты разъединителей, кабельная сборка с концевыми заделками, трансформаторы тока TPU-12-600-2 (чешского производства) и заземляющие ножи, выдвижной тележки с выключателем и приводом, отсека сборных шин; отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления и сигнализации.

Корпус ячейки разделен горизонтальной стальной перегородкой на два отсека -- верхний с контактами шинных разъединителей и нижний с трансформаторами тока и кабельной сборкой. Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические шторы, закрывающие при выкатывании тележки заднюю часть ячейки с аппаратами, находящимися под напряжением, во избежание случайного прикосновения к ним.

Тележка с выключателем может занимать три положения: рабочее, когда тележка находится в камере, а втычные разъединители и контакты вторичных цепей сигнализации и управления замкнуты; испытательное, когда тележка выдвинута настолько, что втычные разъединители разомкнуты, а контакты цепей управления еще замкнуты; ремонтное, когда тележка находится вне камеры. Для опробования привода выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение. Для ремонта выключателя тележка должна быть полностью выдвинута из камеры [1,9].

Стоимость КРУ выше стоимости обычных РУ. Однако с учетом меньшей занимаемой площади, меньшего объема строительных и монтажных работ, а также короткого срока сооружения общие затраты, связанные с установкой КРУ меньше, чем наружных РУ.

10.4 Конструкция РУСН и резервного РУСН 6 кВ

В качестве РУСН 6 кВ приникаем комплектное распределительное устройство (КРУ).

Ячейка в КРУ с силовым выключателем в выкатном исполнении, предназначена для управления и защиты распределительных сетей, двигателей, трансформаторов, конденсаторных батарей и т.д. Стандартное исполнение.

Отсек сборных шин:

сборные шины,

опорные изоляторы,

корпус отсека сборных шин.

Отсек проходных изоляторов:

верхние стационарные контакты главной схемы.

Отсек низкого напряжения:

аппаратура низкого напряжения.

Отсек выключателя и кабельных присоединений:

нижние стационарные контакты главной цепи,

заземляющие ножи типа ЕМ,

корпус кабельной камеры,

люки для кабельных вводов и кронштейн для крепления кабельных зажимов.

Система сборных шин. Алюминиевые сборные шины размещены в верхнем модуле в отсеке сборных шин. Размеры элементов сборных шин унифицированы, что упрощает демонтаж распределительного устройства.

Вес ячейки - 650 кг.

Все данные по КРУ взяты из [21].

11. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции её основных и вспомогательных сооружений. Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами; электрический щит управления, электрические распределительные устройства: закрытые и открытые; устройства водоснабжения, топливного хозяйства, химическую очистку добавочной воды; пускорезервную котельную; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения и др.

К помещениям машинного зала и котельной, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к приёмно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования должен быть обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог. Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.

Отдельные здания, сооружения и установки размещают по возможности в соответствии с основным технологическим процессом преобразования энергии на электростанции. Так, целесообразно топливное хозяйство располагать со стороны помещения котельной, а устройства водоснабжения - со стороны машинного зала; повышающие трансформаторы устанавливают обычно у фасадной стены машинного зала, дымовые трубы сооружают близ помещения котельной.

Указанное требование не всегда удаётся выполнить; так, при размещении открытого распределительного устройства (ОРУ) со стороны фасадной стены машинного зала приходиться удалять главный корпус от источника водоснабжения, из-за чего удорожается система водоснабжения электростанции. По этому применяют и другие варианты расположения ОРУ в генплане.

Важными факторами правильного размещения сооружений электростанций на генплане являются господствующее направление и сила ветра, характеризуемые ”розой ветров”. Под розой ветров в метрологии понимают графическое изображение относительного распределения повторяемости или значений средних (или максимальных) скоростей ветра за многолетний период наблюдений по восьми направлениям. Розу ветров изображают в виде восьми вектор-радиусов, направленных к одной общей центральной точке по странам света: севера на юг, с запада на восток, с юга на север, с востока на запад, с севера востока на юго-запад и др. На чертеже генплана изображение розы ветров является обязательным.

Совокупность зданий и сооружений электростанции на её территории представляет собой сложный производственный и архитектурный комплекс, к которому предъявляют требования не только технологической целесообразности и экономичности, но и санитарно-технические, а также эстетические.

Основной подход к главному корпусу электростанции выполняют со стороны его постоянной торцевой стены. Въезды на территорию станции и проходные выполняют возле АИКа и главного корпуса они соединены между собой асфальтированными дорогами как на территории станции, так и за её оградой.

В создании генплана электростанции участвуют совместно технологи-теплотехники и электротехники, строители, архитекторы, путейцы-железнодорожники и автодорожники, сантехники и другие специалисты.

В генплане электростанции рядом с основной территорией предусматривают место для строительно-монтажного полигона, на котором выполняют сборку железобетонных и стальных конструкций зданий. Целесообразно иметь свободное место для достройки главного корпуса в случае увеличения мощности электростанции сверх проектируемой. Так в проекте реконструкции предусматривается расширение ТЭЦ и строительство новых блоков.

Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Здания и сооружения размещаются как в пределах основной ограды электростанции, так и за ее пределами. На территории электростанции должна быть развитая сеть автомобильных дорог, обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями. Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и автобусная остановка

Основные показатели генерального плана

Таблица 12.1.

Наименование	Единица измерения	Значение
1. Площадь участка ТЭЦ в ограде	га	21,1
2. Площадь по зданиям и сооружениям	га	10,8
3. Коэффициент застройки	%	51,0
4. Площадь, занятая транспортными магистралями	%	17,0
5. Коэффициент использования территории	%	80
6. Протяженность ограждения	км	2,03

Размещено на www.allbest.ru