• АННОТАЦИЯ
• 1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРА
• 2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
• 3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
• 3.1 Выбор блочных трансформаторов
• 3.2 Выбор трансформаторов связи
• 3.3 Выбор блочных трансформаторов
• 3.4 Выбор трансформаторов связи
• 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
• 5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕНЫХ СХЕМ РУ РАЗЛИЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ
• 5.1 Выбор числа линий связи с системой
• 5.2 Выбор схемы ОРУ 500 кВ
• 5.3 Выбор схемы ОРУ 220 кВ

5.4 Выбор схемы блока генератор-трансформатор

• 6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
• 6.1 Принцип построения схемы собственных нужд ТЭЦ
• 6.2 Выбор рабочего ТСН
• 7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 7.1 Расчетная схема
• 7.2 Схема замещения
• 7.3 Расчет сопротивлений электрической схемы замещения
• 7.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1
• 7.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К-2
• 7.6 Расчет тока короткого замыкания в точке К-3
• 7.7 Расчет тока однофазного короткого замыкания
• 8. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И АППАРАТОВ ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ
• 8.1 Схема перетоков мощности в нормальном режиме при минимальной нагрузке
• 8.2 Схема перетоков мощности в аварийном режиме
• 8.3 Расчетные условия для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания
• 8.4 Выбор выключателей в ячейке ОРУ 500кВ
• 8.5 Выбор разъединителей в цепи линии, трансформатора, ячейке ОРУ 500кВ
• 8.6 Выбор трансформаторов тока в ячейке ОРУ 500кВ
• 8.7 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линии
• 8.8 Выбор токоведущих частей в цепи линии за пределами ОРУ 500 кВ
• 8.9 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора за пределами ОРУ 500 кВ
• 8.10 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 500 кВ
• 8.11 Выбор изоляторов
• 8.12 Расчетные условия для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания
• 8.13 Выбор выключателя и разъединителя в цепи линии
• 8.14 Выбор выключателя и разъединителя в цепи трансформатора связи
• 8.15 Выбор трансформатора тока в цепи линии
• 8.16 Выбор трансформатора тока в цепи трансформатора
• 8.17 Выбор трансформатора напряжения
• 8.18 Выбор опорного изолятора
• 8.19 Выбор токоведущих частей в цепи линии
• 8.20 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора связи
• 9. ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ
• 10. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
• 10.1 Расчёт продольной дифференциальной защиты
• 10.2 Расчёт защиты от симметричных перегрузок
• 10.3 Расёт защиты от внешних междуфазных КЗ
• 11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ
• 11.1 ОРУ 500 кВ
• 11.1 ОРУ 220 кВ
• 12. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
• 12.1 Определение сопротивления заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

12.2 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

12.3 Определение напряжения приложенного к человеку

12.4 Определение сопротивления заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

12.5 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

12.6 Определение напряжения приложенного к человеку

8.2 Схема перетоков мощности в аварийном режиме

Рис. 24

В соответствии с ПУЭ по условиям «короны» принимается гибкий токопровод марки 3*АС-500/27

см. пункт 8.1.8

8.11 Выбор изоляторов

Для крепления проводов марки 3*АС-500/27 применяется шинная опора ШО-500

8.12 Расчетные условия для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания

Таблица 15 [ 14 ]

8.13 Выбор выключателя и разъединителя в цепи линии

Таблица 16 [ 9 ]

8.14 Выбор выключателя и разъединителя в цепи трансформатора связи

Таблица 17 [ 9 ]

8.15 Выбор трансформатора тока в цепи линии

Схема включения трансформатора напряжения РУ 220 кВ

Рис. 29

8.18 Выбор опорного изолятора

1. Равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети

2. Равенство частот напряжений генератора и сети

3. Совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети

Несоблюдение хотя бы одного из условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы системы.

При нарушении условий возможны три случая:

а) векторы разных напряжений генератора и энергосистемы не равны по значениям, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой

Рис. 30

б) векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол т.е.

Рис. 31

в) генератор вращается с разными угловыми скоростями

В двух первых случаях разность напряжений , которая обусловит протекание уравнительного тока возникающего в третьем случае сразу же в момент включения (если ) или спустя время, когда векторы напряжений разойдутся на некоторый угол

Где: и - значения ЭДС и сопротивления генератора в момент включения

- сопротивление энергосистемы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчете

имеет индуктивный характер по отношению к , так как активные сопротивления генератора и системы не значительны.

В первом случае сохраняет реактивный характер по отношению к , вследствие чего он не вызывает механических перегрузок на валу генератора. при включении генератора в сеть допускают равной 5-10%

Во втором случае по отношению к имеет значительную активную составляющую. Вектор опережает вектор , поэтому активная составляющая уравнительного тока создает вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора.

Если бы вектор отставал от , то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, ускоряющий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождалась бы значительными толчками нагрузки на его вал, что могло бы повлечь механические повреждения. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников, в момент включения, не должен превышать 10-20 электрических градусов.

В третьем случае, когда угол изменяется и разность напряжений , которую называют напряжением биения, изменяется от 0 до и с частотой равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников. Огибающая, проведенная через амплитуды напряжений биения, имеет частоту равную полусумме частот генератора и системы.

Рис.32

При большой разности частот машина может и не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничить допустимую разность до значений 0,1%. Наибольший возникает при электрических градусов.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и регулирование осуществляется воздействие на регуляторы частот вращений первичных двигателей.

Визуальный контроль за выполнением условий синхронизма - с помощью двух вольтметров, двух частотомеров и синхроноскопа, который дает возможность контролировать совпадение векторов напряжений одноименный фаз.

Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

Автоматическая синхронизация выполняется с помощью автоматических синхронизаторов.

Недостатком является сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы системы, сопровождающегося колебанием частоты и напряжения.

10. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

1. Продольная дифференциальная защита - от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на выводах

2. Газовая защита - от всех повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся разложением масла и выделением газа, а том числе от витковых замыканий, а также от понижения уровня масла в баке трансформатора

3. Защита от симметричной перегрузки, устанавливается на ВН

4. Защита от внешних междуфазных коротких замыканий - МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению, устанавливается на ВН и НН

5. Дуговая защита

10.1 Расчёт продольной дифференциальной защиты

1. Определяются номинальные токи трансформатора

2. Выбор трансформаторов тока для продольной дифференциальной защиты

Схема соединения трансформатора тока на ВН - треугольник, так как схема соединения силового трансформатора - звезда

Схема соединения трансформатора тока на НН - звезда, так как схема соединения силового трансформатора - треугольник

Принимаем трансформаторы тока с К_IВН=300/5 К_IНН=3000/5

3.Расчет вторичных токов в плечах защиты

Сторона НН принимается за основную, так как у неё вторичный ток больше

6. Расчет тока срабатывания защиты

Расчёт ведется исходя из двух условий:

4.1 Условие отстройки от броска намагничивающего тока

4.2

(30)

Где: к_отс=1,3 - коэффициент отстройки

по формуле (30)

4.3 Условие отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ

(31)

Где: (32)

- ток небаланса, обусловленный погрешностью ТА (33)

Где: к_а= 1- коэффициент апериодичности

к_одн=1- коэффициент однотипности трансформаторов тока

=0,1- - коэффициент 10%-ой погрешности трансформатора тока

(34)

Где: =0,16 - диапазон регулирования трансформаторов тока в относительных единицах

Предварительный расчет ведется без учета

По формуле (33)

По формуле (34)

По формуле (31)

Принимается наибольшее значение 5925 А

5. Предварительная проверка чувствительности

Используется реле с торможением типа ДЗТ-11, при этом должен удовлетворять только первому условию

6. Определяются токи срабатывания реле и число витков обмоток реле ДЗТ-11 для двух сторон трансформатора

Число витков рабочей обмотки

=100 А/витков - МДС срабатывания реле

Принимается ближайшее меньшее значение

АК

Расчёт числа витков для неосновной стороны (ВН)

Принимается ближайшее целое значение

7. Определяется число витков тормозной обмотки, для чего предварительно найти значение расчетного тока небаланса с учетом составляющей , обусловленной округлением расчетного числа витков неосновной стороны (ВН)

Производится расчёт

Число витков тормозной обмотки

По данным реле принимается 14 витков

Производится расчёт уточненного значения тока срабатывания защиты с учетом

По формуле (31)

Число витков тормозной обмотки

По данным реле принимается 18 витков

8. Производится проверка чувствительности защиты по окончательно принятому

Значение уточненного тока срабатывания защиты приведенного к стороне ВН

Коэффициент чувствительности

10.2 Расчёт защиты от симметричных перегрузок

1. Ток срабатывания защиты

, где (34)

К_отс=1,05…1,1

К_в=0,8…0,85

По формуле (34)

2. Ток срабатывания реле

(35)

По формуле (35)

Принимается реле типа РТ-40/6

10.3 Расчёт защиты от внешних междуфазных КЗ

МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению устанавливается на стороне НН. Блокировка по напряжению питается со стороны НН

Реле тока

1. Ток срабатывания защиты

Где:

К_отс=1,1…1,2

2. Коэффициент чувствительности

3. Ток срабатывания реле

По формуле (35)

Принимается реле типа РТ-40/6

Реле минимального напряжения

1. Напряжение срабатывания защиты

Где:

К_отс=1,1…1,2

К_в=1,12…1,15

2. Коэффициент чувствительности не проверяется, так как при КЗ на сборных шинах 6,3 кВ U_ост=0

3. Напряжения срабатывания реле

(36)

Где: К_V=6300/100 - коэффициент трансформации трансформатора напряжения

По формуле (36)

Принимается реле типа РН-54/160

4. Расчёт уставок реле напряжения обратной последовательности

5. Напряжение срабатывания реле

По формуле (36)

Принимается реле типа РНФ-1М

10.4 Расчёт второго комплекта МТЗ с комбинированной по напряжению на стороне ВН

Блокировка по напряжению применяется одна для двух комплектов защит

Реле тока

1. Ток срабатывания защиты

2.Коэффициент чувствительности

3.Ток срабатывания реле

По формуле (35)

Принимается реле типа РТ-40/6

11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ

11.1 ОРУ 500 кВ

Для схемы с полутора выключателями на применяется компоновка с трёхрядной установкой выключателей типа LTB-550 E2 и подвесными разъединителями типа РПД-500-1/3150 У1.

Расстояние между фазами выключателей принимается равным 7 м для того, что бы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта.

При использовании подвесных разъединителей существенно сокращается ширина ОРУ, количество ветвей изоляции, длина ошиновки, расход железобетона на сваи.

ОРУ имеет длину ячейки 182 м, шаг ячейки 28 м, ширину - 168 м и площадь 30576 м.

Подвижная часть подвесных разъединителей подвешивается на двух гирляндах изоляторов к консолям и траверсам опор и порталов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторе тока типа ТГФ-500, трансформаторе напряжения типа

ЗНОГ-500 УХЛ4 и шинных опорах ШО-500. Опускание и подъём подвижной части разъединителей производится гибким тросом, связанным через блоки с приводом разъединителей.

Для заземления отключенных цепей применяются телескопические заземлители.

Высота линейных порталов - 34,5 м

Высота шинных порталов - 24 м

На линейных порталах, для защиты от прямых ударов молнии, устанавливаются молниеотводы высотой 49,1 м

11.1 ОРУ 220 кВ

Для распространенной схемы с двумя рабочими и одной обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели типа LTB-245 E1 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным.

Каждый полюс шинных разъединителей типа РГ-220/3150 УХЛ1 второй системы шин расположен под приводом соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на том же уровне присоединить выключатель.

Ошиновка ОРУ в цепи линии выполняется проводами марки АС-400/22, в цепи трансформатора Т3 - 3?АС-500/27.

Линейные порталы высотой 17 м, шинные 11,35 м высотой и все опоры под аппаратами - стандартные железобетонные.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками.

Шаг ячейки 15,4 м

Ширина ОРУ 169 м

Длина ОРУ 71 м

Площадь ОРУ 11999 м

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии, на линейных порталах устанавливаются молниеотводы высотой 30,5 м.

12. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований предъявляемых к U_прик, должно обеспечивать в любое время, когда при стекании с него I_зам с на землю, значение U_прик, не превышающее нормированного.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заемлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрического оборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5…0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8…1,0 м от фундамента. Если расстояние между фундаментами оборудования не превышает 3 м, то можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5…0,7 м. Расстояние между ними принимается увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки: 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м.

Расстояние между продольными и поперечными заземлителями не должно превышать 20 м.

В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая сталь размером 40?4 мм.

Рис.33

12.1 Определение сопротивления заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

,Ом (37)

Где А- площадь сетки,

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом/м

- удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом/м

h=0,7м.- глубина прокладки полос заземления

Н- толщина верхнего слоя, м

- общая длина всех полос проводников, м

По формуле (37)

12.2 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

(38)

По формуле (38)

12.3 Определение напряжения приложенного к человеку

(39)

Где - ток стекающий с заземлителя, А

- коэффициент напряжения прикосновения

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и по сопротивлению растекания тока от ступней

Где =1000 Ом, сопротивление человека

-удельное сопротивление верхнего слоя грунта

(40)

Где: - эквивалентное удельное сопротивление земли для определения напряжения прикосновения [ 7 ]

По формуле (40)

По формуле (39)

Вывод: заземлитель типа сетки без вертикальных электродов не обеспечивает безопасности, следовательно, по контуру сетки забиваются вертикальные электроды длиной 5 метров на расстоянии 15 метров.

Р=(169+7)?2=480 м.

шт.

12.4 Определение сопротивления заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

(41)

По формуле (41)

12.5 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

12.6 Определение напряжения приложенного к человеку

=0,4

, где (42)

М=0,55

По формуле (42)

По формуле (39)

В этом случае, когда безопасность прикосновения не обеспечена и после забивания вертикальных электродов у рабочих мест выполняется подсыпка щебня 0,1м.

=5000 Ом

=0,112

В

228,7<400 В

Безопасность прикосновения обеспечена.

13. ОХРАНА ТРУДА

Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

Отключения

При подготовке рабочего места должны быть отключены: токоведущие части, на которых будут производиться работы; неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин: