Одна из двух секций 0,4 кВ каждого блока разбивается на две полусекции. От одной из этих полусекций питаются особо ответственные потребители.

В цепях электродвигателей 0,4 кВ независимо от их мощности, а также в цепях линий питания сборок в качестве защитных аппаратов устанавливаются автоматы. [15]

В качестве источника питания РУ 0,4 кВ может быть использован отдельный для каждой секции или общий для двух секций трансформатор, присоединенный к каждой секции через отдельный рубильник. Максимальная мощность трансформаторов 6/0,4 кВ принимается 1000 кВ•А, так как применение трансформаторов большей мощности приводит к значительному увеличению тока к.з. в сети 0,4 кВ.

Выбор мощности рабочих ТСН 6/0,4 кВ производится упрощенно. Мощность собственных нужд 0,4 кВ одного блока приблизительно можно принять равной 10% от мощности с.н. напряжения 6 кВ.

Мощность трансформатора 6/0,4 кВ , МВ•А,

, (4.3)

МВ•А.

Учитывая, что максимальная мощность ТСН 6/0,4 кВ равна 1000 кВ·А, для питания собственных нужд одного блока выбирается три трансформатора ТСЗС-1000/10. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 4.3. Таким образом, на один блок приходится три секции 0,4 кВ, питающиеся от разных трансформаторов.

Таблица 3.3

Паспортные данные трансформатора с.н. 6/0,4 кВ

Тип трансформатора	, кВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, Вт	, %
		ВН	НН
ТСЗС-1000/10	1000	6,3	0,4	3000	12000	8

На проектируемой электростанции для блоков с генераторами G1 и G2, предусматривается управление с одного блочного щита, число рабочих трансформаторов собственных нужд 6/0.4 кВ этих блоков - 4, поэтому для этих блоков принимается один резервный трансформатор 0.4 кВ.

Для блоков с генераторами G3-G6, предусматривается управление с другого блочного щита, число рабочих трансформаторов собственных нужд 6/0.4 кВ этих блоков - 4, поэтому для этих блоков принимается один резервный трансформатор 0.4 кВ.

Резервный трансформатор 6/0.4 кВ блоков с генераторами G1 и G2 присоединяется к шинам РУ собственных нужд 6 кВ блока с генератором Г3. Резервный трансформатор 6/0.4 кВ блоков с генераторами G3 и G4 присоединяется к шинам РУ собственных нужд 6 кВ блока с генератором G2.

На стороне низшего напряжения каждого резервного ТСН 6/0,4 кВ перед сборкой резервного питания устанавливается рубильник [12].

На случай полной и длительной потери переменного тока на электростанции (более 30 мин) должно быть обеспечено надежное питание ответственных электродвигателей 0,4 кВ, от которых зависит сохранение оборудования блоков в работоспособном состоянии. В том числе электродвигателей валоповоротных устройств, подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, аппаратуры КИП и автоматики, включая автоматику запуска системы пожаротушения и аварийного освещения. Питание осуществляется от дизель-генераторов КАС-500Р, устанавливаемых по одному на два блока.

Схема питания собственных нужд одного блока на напряжении 0,4 кВ изображена на рисунке 4.2.



4. Выбор схем распредустройств

4.1 Выбор схем распредустройств повышенного напряжения

Для выбора схем РУ необходимо рассчитать количество присоединений к ним для определения суммарного количества присоединений необходимо знать количество блоков генератор-трансформатор, присоединяемых к РУ, количество присоединяемых к РУ автотрансформаторов связи, а также количество линий электропередачи, достаточное для передачи мощности от РУ к потребителям или в систему.

Число линий электропередачи необходимых для передачи максимальной мощности, шт.,

, (4.1)

где: - максимальная передаваемая мощность нагрузки на i-ом напряжении, МВт,

- допустимая нагрузка ЛЭП на данном напряжении, МВт.

на 220 кВ и длиной 100 км равно 200 МВт на одну цепь.

С учетом возможного увеличения нагрузки при отключении одной ЛЭП принимается число линий равное шести.

на 110 кВ и длиной 50 км равно 70 МВт на одну цепь. Число линий нагрузки, присоединенных к РУ 220 кВ

Принимается число линий равным пяти.

Связь с системой осуществляется на 500 кВ расстояние 250 км. Допустимая мощность составляет 800 МВт. Максимальная мощность передаваемая по линиям связи принимается наибольший переток 776 МВт.

По условиям надежности параллельной работы электростанции с энергосистемой минимальное число линий связи принимается равным двум.

При расчёте суммарного количества присоединений к РУ 110, 220 кВ следует также учесть то обстоятельство, что к ним присоединяются резервные трансформаторы собственных нужд.

Согласно НТП число резервных трансформаторов собственных нужд на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается два при числе блоков от трёх до шести, следовательно, устанавливается два ПРТСН, которые присоединяются: один - к шинам 110 кВ, второй - точке надежного питания - выводу обмотки СН АТ 500/110 кВ.

Количество присоединений к РУ представлены в таблице.

Таблица 4.1

Количество присоединений

Присоединение	РУ 110 кВ	РУ 220 кВ	РУ 500 кВ
Блок генератор-трансформатор	1	3	1
ЛЭП нагрузки	5	6	0
ЛЭП связи с энергосистемой	0	0	2
Автотрансформатор связи	2	2	4
ПРТСН	2	0	0
Всего	10	11	7

Для РУ 110 и 220 кВ принимается схема «Две системы сборных шин с обходной системой шин», для РУ 500 кВ выбрана схема «Полуторная».

Схема главных соединений Нижнесалдинской ГРЭС показана на рисунке 4.1.





5. Расчёт токов короткого замыкания, выбор коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов, разрядников, кабелей, шин

5.1 Расчет схемы замещения

Для выбора электрических аппаратов необходимо рассчитать токи короткого замыкания в основных точках главной схемы ГРЭС. Промежуток от генератора до блочного трансформатора и отпайка на трансформатор СН, как точки КЗ не рассматриваются, т.к. будут выполнены пофазно-экранированным токопроводом, где практически исключается возможность трехфазного КЗ.

Расчётная схема и схема замещения станции представлены на рисунках 5.11 и 5.12.

Рисунок 5.11 - Расчетная схема Нижнесалдинской ГРЭС

Расчет параметров схемы замещения

Расчет токов короткого замыкания в данном проекте ведется в относительных единицах, базисная мощность S_б = 1000 МВт, базисное напряжение U_б = 515 кВ.

Сопротивление блочных трансформаторов:

, (5.1)

;

;

Сопротивление автотрансформаторов связи, работающих в автотрансформаторном режиме определяются аналогично:

.

Автотрансформаторы, работающие в комбинированном режиме, представляются на схеме замещения трехлучевой звездой:

, (5.2)

, (5.3)

, (5.4)

;

;

.

Рабочие и пускорезервные трансформаторы собственных нужд имеют расщепленную обмотку низшего напряжения. Такие трансформаторы также представляются трехлучевой звездой, сопротивления которой определяются по формулам:

;

;

;

;

;

Сопротивление синхронного генератора в режиме короткого замыкания определяется его сверхпереходным индуктивным сопротивлением по продольной оси, приведенным к базисным параметрам:

;

Сопротивление воздушной ЛЭП:

, (5.5)

где x₁ - удельное индуктивное сопротивление ЛЭП, для ВЛ 500 кВ принимается 0,29 Ом/км.

Сопротивление энергосистемы:

, (5.6)

где Iном.откл - ток отключения выключателя подстанции энергосистемы.

Расчет ЭДС схемы замещения.

ЭДС синхронного генератора при коротком замыкании:

, (5.7);

.

ЭДС энергосистемы принимается равной единице

Рисунок 6.11 - Схема замещения Нижнесалдинской ГРЭС



5.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ проиведен с помощью компьютерной программы “TKZ Win Pro”. Результаты приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Токи короткого замыкания в о.е. приведенные к 500 кВ

№ ветви	Значения токов в ветвях при коротком замыкании в точке
	К1 (узел 8)	К2 (узел 9)	К3 (узел 20)	К4 (узел 4)	К5 (узел 12)	К6 (узел 18)	К7 (узел 25)	К8 (узел 7)	К9 (узел 16)
1	1,3695	1,035	0,7248	0,0358	0,0397	0,0361	0,0356	0,1003	0,3196
2	1,3695	1,035	0,7248	0,1067	0,0397	0,0361	0,0356	0,1003	0,3196
3	0	0	0	0,1425	0	0	0	0	0
4	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5	0	0	0	0,1425	0	0	0	0	0
6	0	0	0	0	0	0	0	0,2111	0
7	0	0	0	0	0	0	0	0	0
8	0	0	0	0	0	0	0	0,2111	0
9	1,2578	0,5175	0,3624	0,0179	0,0198	0,0181	0,0178	0,0554	0,1598
10	1,2578	0,5175	0,3624	0,0179	0,0198	0,0181	0,0178	0,0554	0,1598
11	0,5268	1,2687	0,8884	0,0459	0,0413	0,0443	0,0437	0,0604	0,3917
12	0,5268	1,2687	0,8884	0,0459	0,1016	0,0443	0,0437	0,0604	0,3917
13	0	0	0	0	0,1429	0	0	0	0
14	0	0	0	0	0,1429	0	0	0	0
15	0	0	0	0	0	0	0	0	0
16	0,7084	1,7059	1,3578	0,0617	0,0654	0,0276	0,0287	0,0812	0,5426
17	0,7084	1,7059	1,3578	0,0617	0,0654	0,0276	0,0287	0,0812	0,5426
18	0,1852	0,4459	0,7136	0,0161	0,0171	0,0305	0,0201	0,0212	1,4068
19	0,1852	0,4459	0,7136	0,0161	0,0171	0,0305	0,0201	0,0212	1,4068
20	0,3703	0,8918	1,4272	0,0322	0,0342	0,0832	0,0401	0,0425	2,0202
21	0	0	0	0	0	0,1442	0	0	0
22	0	0	0	0	0	0,1442	0	0	0
23	0	0	0	0	0	0	0	0	0
24	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0378	0,04	0,5762
25	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0378	0,04	0,5762
26	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0378	0,04	0,5762
27	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0378	0,04	0,5762
28	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0583	0,04	0,5762
29	0,3488	0,84	1,3444	0,0304	0,0322	0,0388	0,0857	0,04	0,5762
30	0	0	0	0	0	0	0,144	0	0
31	0	0	0	0	0	0	0,144	0	0
32	0	0	0	0	0	0	0	0	0
33	0,286	0,83	0,5511	0,0667	0,0647	0,0679	0,0683	0,056	0,1869
34	0,286	0,83	0,5511	0,0667	0,0647	0,0679	0,0683	0,056	0,1869
35	0,572	1,6599	1,1023	0,1334	0,1293	0,1357	0,1366	0,1121	0,3738
36	0,5232	1,26	2,0714	0,0455	0,0483	0,0582	0,0086	0,06	0,8642
37	0,5232	1,26	2,0714	0,0455	0,0483	0,0582	0,0086	0,06	0,8642
Точка КЗ	3,885	7,375	8,176	0,1425	0,1429	0,1442	0,1440	0,2111	4,834

Для определения фактического тока КЗ в ветвях необходимо рассчитать базовый ток для каждой ступени напряжения:

, (5.8)

;

;

;

;

;

Токи на остальных ступенях рассчитываются аналогично.



Таблица 5.2

Базовые токи

Ступень	Точки КЗ	Базовый ток
500	К2	1,121
220	К3	2,510
110	К1	5,020
6	К4, К5, К6, К7, К8	91,64
20	К9	28,87

Определение ударных токов, периодических и апериодических составляющих токов к.з.

Для примера произведем расчет для точки К2.

Расчеты для каждой точки КЗ производится аналогично.

Расчетное время для определение токов к.з

Расчетное время для определения токов к.з , с,

, (5.9)

где собственное время отключения выключателя, с;

время действия релейной защиты, с;

=0,01 с.

Время отключения короткого замыкания, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов при к.з, с,

, (5.10)

где - время срабатывания релейной защиты (при расчете интеграла Джоуля - = 0,1 с);

- полное время отключения выключателя вместе с приводом, с.

На РУ 500 кВ намечаются к установке элегазовые выключатели ВГК-500 с параметрами:

0,025 с,

= 0,05 c,

0,025+0,01=0,035 c,

0,1+0,05=0,15 c.

На РУ 220 кВ намечаются к установке элегазовые выключатели ВГТ-220-40 с параметрами:

0,035 с,

= 0,055 c,

0,035+0,01=0,045 c,

0,1+0,055=0,155 c.

На РУ 110 кВ намечаются к установке элегазовые выключатели ВГТ-110-40 с параметрами:

0,035 с,

= 0,055 c,

0,035+0,01=0,045 c,

0,1+0,055=0,155 c.

Определение затухания периодических составляющих токов КЗ

Токи КЗ для любого момента времени переходного процесса , кА,

, (5.11)

где - определяется по типовым кривым определения затухания периодической составляющей тока короткого замыкания по отношению

;



где

,(5.12)

А.

Токи КЗ для любого момента времени переходного процесса от системы:

кА.

Токи КЗ для любого момента времени переходного процесса от генератора G1:

,

,

кА.

Аналогичный расчет проводится для генератора G2

Ток генератора G3



Генераторы G4-G6:

Суммарный ток

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания , кА,

. (5.13)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, принимается с, с

кА,

кА,

кА,

кА,

кА,

Суммарная апериодическая составляющая:

=++++, (5.14)

кА.

Определение ударного тока короткого замыкания

Ударный ток , кА,

(5.15)

где K_уд - ударный коэффициент, для блоков генератор-трансформатор принимается равным 1,9, для энергосистемы - 1,85.

Расчет тепловых импульсов

Расчет теплового импульса производится по следующей формуле , кА²Чс,

(5.16)

где

(5.17)

, (5.18)

с,

кА²Чс.

Расчет токов коротких замыканий за ТСН

Величина ударного тока со стороны двигателей при КЗ за ТСН , кА,



,

где - периодическая составляющая тока короткого замыкания при к.з. в системе собственных нужд, кА,

При питании от рабочего трансформатора

При питании от резервного трансформатора

.

Для точки К4:

МВт;

кА.

Величина периодической составляющей тока к.з. , кА,

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания , кА,



кА

Тепловой импульс определяется по формуле , кА²Чс,

, (5.19)

где

. (5.20)

- постоянная времени затухания тока к.з. от двигателей, с, для эквивалентного электродвигателя рекомендуется принять с.;

- постоянная времени затухания апериодического тока для цепи двигателя, с, для эквивалентного электродвигателя рекомендуется принять с.

Таблица 5.3

Результаты расчета токов КЗ

Точка к.з.	кВ	кА	источник-	-	с	-	-	кА	кА	кА	кА	кА2·с
К1	115	5,02	С G1 G2 G3 G4-G6 У	1,85 1,9 1,9 1,9 1,9 -	0,06 0,1 0,1 0,1 0,1 -	1 3,89 1,49 1,06 1 -	1 0,89 1 1 1 -	2,64 6,88 2,64 1,86 5,26 19,28	6,91 18,49 7,09 5 14,1 51,6	2,64 6,12 2,64 1,86 5,26 18,52	1,26 5,08 1,95 1,37 3,88 13,54	54,49
К2	515	1,121	С G1 G2 G3 G4-G6 У	1,85 1,9 1,9 1,9 1,9 -	0,06 0,1 0,1 0,1 0,1 -	1 2,93 3,6 2,53 2,4 -	1 0,93 0,92 0,95 0,97 -	1,86 1,16 1,42 1 2,82 8,26	4,87 3,12 3,82 2,69 7,58 22,08	1,86 1,08 1,31 0,95 2,74 7,94	1,24 1,05 1,28 0,9 2,54 7,01	14,94
К3	230	2,51	С G1 G2 G3 G4-G6 У	1,85 1,9 1,9 1,9 1,9 -	0,06 0,1 0,1 0,1 0,1 -	1 2,1 2,63 4,1 3,8 -	1 0,96 0,94 0,87 0,89 -	2,76 1,82 2,23 3,6 10,08 20,49	7,22 4,89 5,99 9,67 27,09 54,86	2,76 1,75 2,47 3,13 8,97 18,9	1,32 1,34 1,65 2,66 7,44 14,41	65,06
К4	6,3	91,64	С Д У	1,85 0,07 -	0,06 0,4 -			13,06 10,16 23,22	34,2 92,5 126,7	13,06	8,72	71,2
К5	6,3	91,64	С Д У	1,85 0,07 -	0,06 0,04 -			13,1 10,16 23,26	34,3 91,8 126,1	13,1 3,62 15,71	8,75	71,4
К6	6,3	91,64	С Д У	1,85 0,07 -	0,06 0,04 -			13,21 10,16 23,32	34,6 92,5 127,1	13,21 3,62 15,80	8,82	71,1
К7	6,3	91,64	С Д У	1,85 0,07 -	0,06 0,04 -			13,2 10,16 23,32	34,5 92,5 127	13,2	8,82	71,2
К8	6,3	91,64	С Д У	1,85 0,07 -	0,06 0,04 -			19,34 12,7 32,04	50,6 135,5 186,1	19,34	12,92	121,2
К9	20	28,87	С G3 У	1,85 1,97	0,06 0,42 -	1 5,7 -	1 0,75 -	81,24 58,43 139,4	212,5 162,8 375,3	81,24 43,82 125,1	4,1 71,4 75,5	130,4

5.3 Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы

Определяются нормальные токи и токи наиболее тяжелых режимов для всех присоединений, в которых выбираются проводники и аппараты.

Токи , , кА, в цепи генератора

(5.21)

(5.22)

где 0,95 - условие, при котором наибольший ток послеаварийного режима определяется при условии работы генератора при уменьшении напряжения на 5%, о. е.;

кА,

кА.

Ток нормального режима и максимальный ток блоков генератор-трансформатор определяются на основе токов, рассчитанных в цепи генератора с учетом коэффициента трансформации блочного трансформатора.

Ток нормального режима , кА, блока генератор-трансформатор G1-Т1

(5.23)

кА.

Максимальный ток , кА, блока G1-Т1

(5.24)

кА.

Ток нормального , кА, режима блоков G2-Т4

кА

Максимальный ток блоков G2-Т4

кА

Ток нормального режима блоков G4-Т7, G5-Т8, G6-Т9

кА

Максимальный ток режима блока G4-Т8

кА

Наибольший ток нормального режима автотрансформаторов связи Т2, Т3 , кА, со стороны высшего и среднего напряжения:

(5.25)

где - номинальная мощность автотрансформатора, МВ·А;

кА,

кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима автотрансформатора связи Т2, Т3 , кА, со стороны высшего и среднего напряжения:

(5.26)

кА,

кА



Наибольший ток нормального режима автотрансформаторов связи Т5, Т6 со стороны высшего и среднего напряжения

кА,

кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима со стороны высшего и среднего напряжения

кА,

кА

Наибольший ток нормального режима , кА, в цепи рабочего трансформатора собственных нужд со стороны высшего напряжения

(5.27)

кА

Наибольший ток нормального режима , кА, в цепи рабочего трансформатора собственных нужд со стороны низшего напряжения:

(5.28)

кА

Согласно [12] трансформатор с.н. не должен перегружаться, поэтому ток максимального режима принимается равным току нормального режима.

Наибольший ток нормального режима в цепи резервного трансформатора собственных нужд со стороны высшего напряжения , кА,

(5.29)

кА

Наибольший ток нормального режима в цепи резервного трансформатора собственных нужд со стороны низшего напряжения , кА,

(5.30)

кА

Ток послеаварийного режима для ПРТСН принимается равным наибольшему току нормального режима.

Наибольший ток нормального режима в цепи рабочего и резервного трансформатора собственных нужд 6/04 кВ со стороны высшего напряжения , кА,

(5.31)

кА

Наибольший ток нормального режима в цепи рабочего и резервного трансформатора собственных нужд 6/04 кВ со стороны низшего напряжения , кА,

(5.32)

кА

Наибольший ток нормального режима в цепи линий связи с системой , кА,

(5.33)

где - максимальная мощность, отдаваемая в энергосистему по двум линиям связи в нормальном режиме МВ·А;

кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима , кА, обусловленный отключением одной из линий, определяется по формуле

, (5.34)

кА

Наибольший ток нормального режима в цепи ЛЭП 220 кВ , кА,

(5.35)



где - число линий электропередач, шт.;

кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима в цепи ЛЭП 220 кВ , кА,

(5.36)

кА

Наибольший ток нормального режима в цепи ЛЭП 110 кВ , кА,

(5.37)

где - число линий электропередач, шт.;

кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима в цепи ЛЭП 110 кВ , кА,

(5.38)

кА

Для сборных шин 500 кВ наиболее мощным является присоединение линии связи с системой:



кА

Для сборных шин 220 кВ наиболее мощным является присоединение автотрансформатора связи:

кА

Для сборных шин 110 кВ наиболее мощным является присоединение блочного трансформатора:

кА

Результаты расчетов токов нормального и аварийного режимов работы оборудования представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.4

Результаты расчета токов присоединений

Элемент схемы	кВ	кА	кА
1	2	3	4
Блок G1-Т1	110	1,69	1,77
Блок G2-Т4	500	0,369	0,417
Блоки G4-Т7, G5-Т8, G6-Т9	220	0,887	0,934
Цепь генератора	20	10,2	10,737
Система	500	0,538	1,075
Линия нагрузки 220 кВ	220	0,434	0,512
Линия нагрузки 110 кВ	110	0,41	0,512
Цепь автотрансформатора связи Т2, Т3	500	0,289	0,405
	110	1,193	1,258
Цепь автотрансформатора связи Т6, Т5	500	0,579	0,811
	220	1,258	1,761
Т10, Т11, Т12, Т13, T14, T15(ТСН)	20	0,924	0,924
	6	1,167	1,167
Т16, T17 (ПРТСН)	110	0,201	0,201
	6	1,833	1,833
Цепи трансформаторов 6/0,4 кВ	6	0,092	0,092
	0,38	1,44	1,44
РУ 500 кВ	500	0,536	1,072
РУ 220 кВ	220	1,258	1,761
РУ 110 кВ	110	1,69	1,77



5.4 Выбор выключателей и разъединителей

РУ-500 кВ

По [13] выбирается выключатель ВГК-500-40-3150У1.

По [10] выбирается разъединитель РНДЗ-1(2)-500-3200У1.

Расчетные и каталожные данные приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.5

Выбор выключателя и разъединителя для РУ 500 кВ

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		ВГК-500-40-3150У1	РНДЗ-1(2)-500-3200У1
кВ		Uном= 500 кВ	Uном=500 кВ
кА		Iном= 3,15 кА	Iном = 3,2 кА
кА		Iоткл.ном = 40 кА	-
кА		кА	-
кА		Iдин = 102 кА	-
кА		Iдин= 102 кА	iдин=160 кА
кА·с2		кА·с2	кА·с2

РУ-220 кВ

По [13] выбирается выключатель ВГТ-220-40-3150У1.

По [10] выбирается разъединитель РНДЗ-220/2000У1.

Расчетные и каталожные данные приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.6

Выбор выключателя и разъединителя для РУ 220 кВ

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		ВГТ-220-40-3150У1	РНДЗ-1(2)-220/2000У1
1	2	3	4
кВ		Uном= 220 кВ	Uном=220 кВ
кА		Iном= 3,15 кА	Iном = 2,0 кА
кА		Iоткл.ном = 40 кА	---
кА		кА	---
кА		Iдин = 102 кА	---
кА		iдин = 102 кА	iдин=100 кА
кА·с2		кА·с2	кА·с2

РУ-110 кВ

По [13] выбирается выключатель ВГТ-220-40-3150У1.

По [10] выбирается разъединитель РНДЗ-110/2000У1.

Расчетные и каталожные данные приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.7

Выбор выключателя и разъединителя для РУ 110 кВ

Расчетные данные	Условия выбора	Каталожные данные
		ВГТ-110-40-3150У1	РНДЗ-1(2)-110/2000У1
кВ		Uном= 110 кВ	Uном=220 кВ
кА		Iном= 3,15 кА	Iном = 2,0 кА
кА		Iоткл.ном = 40 кА	---
кА		кА	---
кА		Iдин = 40 кА	---
кА		iдин = 104 кА	iдин=100 кА
кА·с2		кА·с2	кА·с2

РУ СН 6 кВ

Распределительное устройство собственных нужд на напряжении 6 кВ необходимо соорудить при помощи ячеек комплектного распределительного устройства (КРУ). В этом случае выключатель ячейки КРУ ставится на выкатную тележку и присоединяется при помощи втычных контактов. Таким образом, возможность выкатывания выключателя позволяет отказаться от установки разъединителей.

Поскольку все выключатели РУ СН должны быть одинаковы, то выбираются они (по результатам расчета токов к.з.) по наибольшему току при к.з. за рабочим ТСН или резервным ТСН. В данном случае по условиям, которые соответствуют к.з. за резервным ТСН.

По [14] выбираются ячейки КРУ внутренней установки марки К-XXVI. Расчетные и каталожные данные приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.8

Основные технические данные ячейки КРУ 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные, К-XXVI
ТСН Т10-Т15
Uуст=6,3 кВ	Uном= 6 кВ
Imax=1,46 кА	Iном= 1,6 кА
Iп =15,8 кА	Iоткл.ном = 51 кА
iуд=186 кА	iдин = 81кА
кА·с2	кА·с2
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-31,5/1600У3
ПРТСН
Uуст=6,3 кВ	Uном= 6 кВ
Imax=1,466 кА	Iном= 1,6 кА
Iп =21,09 кА	Iоткл.ном = 51 кА
iуд=69,66 кА	iдин = 81кА
кА·с2	кА·с2
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-31,5/1600У3

В цепи питания РУ 0,4 кВ используются автоматы.

Автоматы выбираются по напряжению установки и току . Соответственно выбирается автомат ВА55-43. Автоматы этой марки присоединяются к секциям 0,4 кВ, устанавливаются на выводах дизель-генераторов.

В цепи резервного трансформатора используется рубильник Р2315.

5.5 Выбор шин, токопроводов, изоляторов

Цепи от генераторов до блочных трансформаторов и до трансформаторов собственных нужд выполняются пофазно экранированным токопроводом генераторного напряжения.

Параметры токопроводаТЭКН-Е-20-12500-400:

Тип турбогенератора - ТВВ-300;

Номинальное напряжение турбогенератора - 20 кВ;

Номинальное напряжение токопровода - 20 кВ;

Номинальный ток турбогенератора - 10900 А;

Номинальный ток токопровода - 12500 А;

Электродинамическая стойкость - 400 кА;

Токоведущая шина dS, мм - 42015;

Кожух(экран) - Dд, мм - 870 5;

Междуфазное расстояние А, мм - 1200;

Тип опорного изолятора - ОФР-20-500;

Шаг между изоляторами, мм - 3000;

Тип применяемого трансформатора напряжения - НОЛ-1/20; ЗНОЛ.06-20;

Тип встраиваемого трансформатора тока - ТШ-20-12000/5;

Предельная длина монтажного блока или секции, м - 6,5.

Цепи от трансформаторов собственных нужд до ячейки выключателя системы собственных нужд выполняются комплектно экранированным токопроводом (КЭТ). КЭТ выбирается по току нормального режима ТСН, который составляет 1466 А.

Выбирается КЭТ марки ТЗК-6-1600-51 с параметрами:

1) Номинальное напряжение - 6 кВ;

2) Номинальный ток - 1600 А;

3) Электродинамическая стойкость - 51 кА;

4) Сечение токоведущих шин (из алюминия) - двутавр,14600 мм²;

5) Расположение шин - по треугольнику.

Сборные шины РУ 500 кВ выполняются гибкими проводами и согласно [15] выбираются по допустимому току

(5.39)

Принимается к установке три провода в фазе марки АС-300/66 [10] (сечение принято по минимально допустимым на напряжении 500 кВ условиям короны сечению 3300 мм² [15]).

Допустимый ток

680•3=2040 А>=924 А.

Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не проводиться, так как сечение выбрано с учётом требования не коронирования, однако учитывая что расстояние между проводами на ОРУ меньше, чем на ЛЭП, проведём проверочный расчёт.

Начальная критическая напряжённость , кВ/см:

, (5.40)

где m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, для многожильных проводов следует принять m=0,82 [11];

-радиус провода, см, следует принять r_o=1,225;

Напряжённость вокруг расщеплённого провода Е, кВ/см:

,(5.41)



где а - расстояние между проводами в расщеплённой фазе, см, следует принять a=40 [11];

U-напряжение электроустановки, кВ, следует принять U=525;

кВ

Условие отсутствия коронирования:

,

Таким образом, три провода в фазе АС-300/66 по условиям короны не проходят, необходимо выбрать три повода марки АС-400/22.

Начальная критическая напряжённость,

кВ/см.

Напряжённость вокруг расщеплённого провода:

кВ/см,

кВ/см.

Таким образом, три провода в фазе АС-400/22 по условиям короны проходят.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока не требуется [15] так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока КЗ [15] не выполняется, поскольку I_п,0 = 10,14 кА < 20 кА.

6) Выбор сечения проводов ЛЭП производится по экономической плотности тока.

Экономическое сечение q, мм²,

, (5.42)

где - ток нормального режима, А, принимается по таблице 5.2, для ЛЭП 500 кВ - ;

- нормированная плотность тока, А/мм², принимается по [15], для ЛЭП 500 кВ -;

мм²

Согласно приведенной выше проверки провода на коронирование принимается по [10] провод марки 3хАС-400/22 (d = 26,6 мм, q = 394 мм², I_ном. =830 А).

Выбранный провод проверяется по допустимому току

, (5.43)

поскольку , то следовательно выбранное сечение по условию нагрева проходит.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока не требуется /9/ так как провода прокладываются на открытом воздухе.

Выбор токоведущих частей остальных участков ОРУ и линий ЛЭП производится аналогично. Результаты выбора приводятся в таблице 5.7.

Таблица 5.9

Токоведущие части ОРУ

Элемент	Iнорм/Imax, А	Токопровод
		Марка провода	Iном., А	d, мм	S, мм2
500 кВ
Сборные шины ОРУ 500 кВ	-/1075	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	900
Токоведущие части от блочного трансформатора Т2 до ОРУ 500 кВ	369/417	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	900
Токоведущие части от автотрансформаторов связи Т2,Т3 до ОРУ 500 кВ	289/405	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	900
Токоведущие части от автотрансформаторов связи Т5,Т6 до ОРУ 500 кВ	579/1761	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	900
ЛЭП 500 кВ	/1075	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	900
220 кВ
Сборные шины ОРУ 220 кВ	1761	2ЧАС - 500/27	1920	29,4	1000
Токоведущие части от автотрансформаторов связи Т5,Т6 до ОРУ 220 кВ	1258/1761	3Ч АС-400/22	2490	26,6	1200
Токоведущие части от блочных трансформаторов Т7, Т8, T9 до ОРУ 220 кВ	887/934	3ЧАС - 400/22	2490	26,6	800
ЛЭП 220 кВ	434/ 520	АС - 400/27	830	29,4	300
110 кВ
Сборные шины ОРУ 110 кВ	1770	2ЧАС - 500/27	1920	29,4	1000
Токоведущие части от автотрансформаторов связи Т2,Т3 до ОРУ 110 кВ	1193/1258	2ЧАС - 500/27	1920	29,4	1000
Токоведущие части от блочного трансформатора Т8 до ОРУ 110 кВ	1690/`770	3ЧАС - 600/72	3150	33,2	1800
Токоведущие части от ПРТСН до ОРУ 110 кВ	201	АС - 150/24	520	18,9	150
ЛЭП 110 кВ	410/512	АС - 240/56	610	22,4	240

Примечание:

- проверка выбранных сечений на термическое действие тока не требуется [21] так как провода прокладываются на открытом воздухе;

- все выбранные провода проходят по условию короны;

- в остальных случаях расщеплённого провода, для фиксации проводов расщеплённой фазы - 15 м.

электрический мощность ток трансформатор



5.6 Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока устанавливаются в РУ на отходящих линиях, выводах выключателей, трансформаторов и комплектных токопроводах.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению установки , кВ,

; (5.44)

2) по току ,, кА,

(5.45)

(5.46)

3) по электродинамической стойкости , кА,

(5.47)

(5.48)

где - кратность электродинамической стойкости;

- номинальный первичный ток трансформатора тока, кА.

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

4) по термической стойкости , кА²·с,

(5.49)

(5.50)

где - кратность термической стойкости;

- время термической стойкости, с;

- ток термической стойкости, кА;

5) по вторичной нагрузке , Ом,

, (5.51)

где - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Далее производится выбор и проверка по нагрузке вторичной цепи трансформатора тока для присоединения измерительных приборов в цепи линии 220 кВ. Перечень необходимых измерительных приборов приведен в таблице 5.8.

Таблица 5.11

Контрольно-измерительные приборы в цепи линии 220 кВ

Цепь	Место установки приборов	Перечень контрольно-измерительных приборов
Линии 110-220 кВ	-	Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой, фиксирующий прибор для определения места КЗ, два счетчика активной энергии со стопорами.



На рисунке 5.3 приведена схема подключения контрольно-измерительных приборов.

Рисунок 5.3 - Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Для установки принимается трансформатор тока типа ТФЗМ 220Б-IV-2000/5 с параметрами:кВ; А (первичный) > А; А (вторичный); класс точности - 0,5; Ом; термическая стойкость - 39,3 кА/3сек; кА²Чс 156,22кА²с. Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 5.9.

Таблица 5.12

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии	Э335 ЦП8506/1 ЦП8506/6 Альфа А1800-07	0,5 5 5 3,6	0,5 5 5 -	0,5 5 5 3,6
Итого		14,1	11	14,1

Общее сопротивление приборов , Ом,

(5.52)

Ом.

Допустимое сопротивление проводов , Ом,

(5.53)

где допустимая нагрузка, Ом;

сопротивление контактов, при трех и более приборах (принимается 0,1 Ом);

Ом.

Для цепей РУ-220 кВ применяется кабель с алюминиевыми жилами с расчетной длиной кабеля l_РАСЧ =100 м.

Сечение кабеля , мм²,

(5.54)

где удельное сопротивление алюминия, Ом/мм²;

Принимается кабель АКРВГ с жилами сечением 6 мм².

Аналогичным способом выбираются остальные трансформаторы тока. Результаты выбора сведены в таблицу 5.10.

Таблица 5.13

Параметры трансформаторов тока

Место подключения	Тип прибора	Номинальные и расчетные данные
		Напряжение	Ток нормальный	Ток максимальный
		кВ	А	А
1	2	3	4	5
Трансформатор блочный 500 кВ	ТВТ-500-750/1	500	386	409
Трансформатор блочный 220 кВ	ТВТ-220-1-1000/5	220	843	887
Трансформатор блочный 110 кВ	ТВТ-110-1-2000/5	110	1686	1775
РУ 500 кВ	ТФЗМ 500Б-II-1000/1	500	577	924
РУ 220 кВ	ТФЗМ 220Б-IV-2000/5	220	1255	1757
РУ 110 кВ	ТФЗМ 110Б-III-2000/5	110	1686	1775
Вводы автотрансформаторов Т2,Т3	ТВТ-500-I-1000/5	500	577	808
	ТВТ-220-I-2000/5	220	1312	1757
Вводы автотрансформаторов Т6,Т7	ТВТ-220-I-1000/5	500	1000	706
	ТВТ-110-I-1500/5	110	1500	1336
Нейтраль автотрансформаторов Т2,Т3	ТВТ-35-2000/5	35	-	-
Нейтраль автотрансформаторов Т6,Т7	ТВТ-35-1500/5	35	-	-
Нейтраль трансформатора Т1	ТВТ-35-600/5	35	-	-
Нейтраль трансформаторов Т4,Т5	ТВТ-35-1000/5	35
Нейтраль трансформатора Т8	ТВТ-110-1-2000/5	35
В цепях рабочих трансформаторов собственных нужд	ТВТ-35-I-1000/5 ТШЛК-10-2000/5	20 6,3	722 1146	722 1146
Цепи ПРТСН	ТВТ-110-I-200/5	110	161	161
	ТШЛК-10-2000/5	6,3	1466	1466
Нулевые выводы G	ТШЛО-20-1500/5	-	-	-
Цепи генератора	ТШ-20-12000/5	20	10200	10737



5.7 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/v3 и для отделения цепей измерения от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой системе шин и секции сборных шин, которые могут работать раздельно. Трансформаторы напряжения встраиваются в комплектные токопроводы.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению установки , кВ,

, (5.55)

2) по конструкции и схеме соединения обмоток;

3) по классу точности;

4) по вторичной нагрузке , В·А,

. (5.56)

Ниже приведен выбор трансформатора напряжения встроенного в пофазно экранированный токопровод. Для присоединения измерительных приборов выбирается трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-20У3 с параметрами:

- напряжение установки ;

- схема соединения обмоток - 1/1/1-0-0;

- класс точности - 0,5;

- вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 5.11.

На рисунке 5.4 приведена схема подключения контрольно-измерительных приборов к трансформатору напряжения.

Рисунок 5.4 - Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Таблица 5.14

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВАр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
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	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	-
Счетчик активной энергии	И-680	2Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Итого:	71	9,7

Вторичная нагрузка , В·А,



, (5.57)

В·А.

Выбранный трансформатор ЗНОЛ.06-20-У3 имеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.

Таким образом,

,

трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Аналогичным способом выбираются остальные трансформаторы напряжения, их данные сведены в таблицу 5.12.

Таблица 5.15

Параметры трансформаторов напряжения

Место подключения	Тип прибора	Номинальное напряжение обмоток, В
		первичной	основной вторичной	Дополнительной вторичной
РУ 500 кВ	НКФ-500-78У1			100
РУ 220 кВ	НКФ-220-58У1			100
РУ 110 кВ	НКФ-110-83У1			100
Выводы генератора	ЗНОЛ.06-20У3			100
РУ с.н.	ЗНОЛ.06.-6У3			100

5.8 Выбор ограничителей перенапряжения, короткозамыкателей и аппаратуры ВЧ связи

Ограничители перенапряжений применяются для защиты электрооборудования от коммутационных перенапряжений, от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования. В дипломном проекте ограничители перенапряжений выбираются по типу и номинальному напряжению. Результаты выбора приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.16

Параметры выбранных ограничителей перенапряжения

Место подключения	Тип ограничителя	Номинальное напряжение, кВ
Токоведущие части 500 кВ	ОПН-500У1	500
Токоведущие части 220 кВ	ОПН-220У1	220
Токоведущие части 110 кВ	ОПН-110У1	110
Нейтрали трансформаторов 110 кВ	ОПНН-110У1	110
РУ СН	ОПН-РС/TEL 6/7,6 УХЛ1	6

Аппаратура высокочастотной связи установленной на линии 500 кВ связи электростанции с системой состоит из:

- заградителей марки ВЗ-2000-0,5У1,

- конденсаторов связи 3ЧСМР-133/v3-0,0186,

- фильтров присоединений ФП-500.

5.9 Выбор аккумуляторной батареи

В качестве источника оперативного тока для питания устройств управления, автоматики, сигнализации и релейной защиты элементов главной схемы электрических соединений и основного напряжения собственных нужд станции предусматривается установка аккумуляторных батарей напряжением 220 В. Аккумуляторная батарея служит также в качестве аварийного источника для питания электродвигателей, резервных, особо ответственных механизмов собственных нужд и аварийного освещения на электростанциях. От аккумуляторной батареи должны питаться, кроме того, электроприводы отсечных клапанов газопроводов, электрогидравлические преобразователи (ЭГП) системы регулирования, электромагниты стопорных клапанов турбин и преобразовательный агрегат связи. [1]

На электростанциях с блочной тепловой схемой для блоков мощностью 300 МВт и выше принимается к установке отдельная батарея для каждого блока. Все блочные аккумуляторные батареи связываются между собой общей сетью взаиморезервирования. На проектируемой ГРЭС предусматривается установка четырех аккумуляторных батарей.

Все станционные аккумуляторные батареи эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда. В связи с этим для каждой из них предусматриваются отдельные подзарядные устройства. Для подзарядки всех аккумуляторных батарей устанавливается один общестанционный зарядный агрегат. [1]

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда , шт.,

, (5.58)

где - напряжение на шинах, В (принимается равным 230 В);

- напряжение на элементе в режиме подзаряда, В (принимается 2,15 В);

шт.

Общее количество элементов батареи , шт.,

, (5.59)

где - напряжение на элементе в режиме аварийного разряда, В (принимается 1,75 В);

шт.

Количество добавочных элементов , шт.,

, (5.40)

шт.

Далее определяются расчетные нагрузки аккумуляторной батареи каждого блока. Ввиду отсутствия точных данных по составу и параметрам электроприемников постоянного тока, подсчет нагрузки производится упрощенно. Расчетные нагрузки аккумуляторной батареи представлены в виде таблицы 5.14.

Таблица 5.17

Расчетные нагрузки на аккумуляторную батарею

Наименование потребителей	Расчетные аварийные нагрузки, А
	длительные (30 мин )	Кратковременные (толчковые)
Постоянная нагрузка	50	50
Аварийное освещение	210	210
Приводы выключателей:
Ток электромагнита управления ВТГ-110 (подключение ПРТСН со стороны 110 кВ)	-	10,5
Двигатели маслонасосов и уплотнений:
Электродвигатель аварийного маслонасоса уплотнений генератора	140	140
Электродвигатель аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	400	400
Итого:	800	810,5

Типовой номер батареи , исходя из длительной аварийной нагрузки батареи

, (5.41)

где - нагрузка установившегося получасового аварийного разряда, А;

- ток разряда аккумулятора первого номера, А (для температуры электролита t=25єС);

Принимается ближайший больший типовой номер: N=36. Ориентировочно намечается свинцовый аккумулятор СК-36.

Намеченный аккумулятор проверяется по толчковому току

46N?, (5.42)

где - наибольший толчковый ток в конце разряда, А;

46•36 (1656) > 810,5.

Проверка по отклонению напряжения при наибольшем толчковом токе

, (5.43)

24,65<

Выбранный тип АКБ проходит по отклонению напряжения при наибольшем толчковом токе.

По рисунку, который имеется в [1] определяется напряжение на аккумуляторе равным 94%. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равной 5%, то напряжение на приводах будет 89%. Допустимое отклонение напряжения на электромагнитах включения составляет 80-110%, таким образом, принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Ток постоянного подзаряда принимается равным 0,15·N.

Ток подзарядного устройства , А,

, (5.44)

где - ток постоянно включенной нагрузки, А;

А.

Расчетное напряжение подзарядного устройства , В,

, (5.45)

В.

В качестве подзарядного устройства принимается выпрямительный агрегат с кремниевыми выпрямителями типа ВАЗП-380/260-40/80 с параметрами:

- потребляемая мощность: кВт;

- выпрямленное напряжение: В;

- выпрямленный ток: А.

Добавочные элементы в нормальном режиме нагрузки не несут, и их расчетный ток равен току подзаряда.

Расчетный ток подзарядного устройства добавочных элементов , А,

, (5.46)

А.

Расчетное напряжение подзарядного устройства добавочных элементов , В,



, (5.47)

В.

Выбирается автоматическое подзарядное устройство типа АРН-3 с параметрами:

- напряжение: В;

- ток: А;

- точность поддержания напряжения: ±2%.

Расчетный ток зарядного устройства , А,

, (5.48)

А.

Расчетное напряжение зарядного устройства (в конце заряда ) , В,

, (5.49)

где - напряжение на элементе в конце заряда, В (принимается равным 2,75);

В.

Мощность зарядного устройства , кВт,

, (5.50)

кВт.

В качестве зарядного устройства принимается двигатель-генератор постоянного тока 2ПН315М с параметрами:

- мощность: кВт;

- ток: А;

- напряжение: В.

Для привода генератора применяется асинхронный двигатель типа 4А280МЧ, мощностью кВт.

Схема аккумуляторной установки первого и второго энергоблока Нижнесалдинской ГРЭС представлена на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 - Схема аккумуляторной установки первого энергоблока ГРЭС



6. Расчет релейной защиты и автоматики блока 300 МВт

6.1 Основные принципы построения релейной защиты энергоблоков

В дипломном проекте для расчета релейной защиты блока генератор-трансформатор используется схема Нижнесалдинской ГРЭС мощностью 1800 МВт, приведенная на рисунке 4.1.

Далее приводится расчет релейной защиты блока 300 МВт, присоединенного к РУ 220 кВ.

Основной задачей построения релейной защиты энергоблоков является обеспечение ее эффективного функционирования по возможности при любых видах повреждений, предотвращение развития повреждений и значительных разрушений защищаемого оборудования, а также предотвращение нарушений устойчивости в энергосистеме [16].

Для этого устройства релейной защиты должны обладать необходимыми свойствами, соответствующими известным основным требованиям: быстродействием, чувствительностью, селективностью и надежностью.

Для достижения требуемой эффективности функционирования защиты энергоблоков необходимо выполнение следующих условий:

- основные защиты от внутренних коротких замыканий (КЗ) должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока. При этом не должно оставаться ни одного незащищенного (не входящего в зону действия защит) участка первичной схемы;

- резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети;

- повреждения, не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе энергоблока, также должны по возможности быстро отключаться, если их развитие может привести к значительным разрушениям оборудования;

- анормальные режимы (например, перегрузки, потеря возбуждения и дp.) должны автоматически ликвидироваться защитой, если они недопустимы для оборудования или для энергосистемы. В случаях, когда не требуется немедленная ликвидация анормального режима, допускается только сигнализация о его возникновении;

- действие устройств релейной защиты должно быть увязано с технологическими защитами и автоматикой энергоблока.

На блоке, подключенного к ОРУ 220 кВ, работающей по схеме "две системы шин с обходной", устанавливаются следующие основные защиты [16]:

- продольная дифференциальная защита генератора;

- поперечная дифференциальная защита генератора;

- защита от замыканий на землю в обмотке статора;

- защита от замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения;

- дифференциальная защита трансформатора;

- газовая защита трансформатора;

- защита от повышения напряжения.

6.2 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты генератора блока

При мощности генератора 300 МВт продольная защита выполняется с использованием реле с торможением ДЗТ-11/5. Реле ДЗТ-11/5, имеет насыщающийся трансформатор, обеспечивающий эффективную отстройку защиты от токов небаланса при переходных процессах. На насыщающемся трансформаторе реле дополнительно располагается тормозная обмотка, дающая возможность не отстраивать защиту от токов небаланса при переходном режиме внешнего короткого замыкания или при асинхронном ходе, поскольку несрабатывание защиты в этих условиях обеспечивается торможением. [16]

Рабочая обмотка реле ДЗТ-11/5 имеет 144 витка и выполняется с одной отпайкой от средней точки.

Расчет защиты:

1. Определяется минимальный ток срабатывания реле , А,

, (6.6)

где - ампер-витки срабатывания pеле, для реле ДЗТ-11/5 следует принять =100;

2. Определяется минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии торможения) , А,

, (6.7)

где - коэффициент тpансфоpмации тpансфоpматоpов тока со стороны линейных выводов генератора. Для данного блока следует принять ;

А.

Оценивается величина тока срабатывания защиты в долях от номинального тока генератора , о.е.,

, (6.8)

3. Определяется число витков тормозной обмотки насыщающегося трансформатора реле. Число витков тормозной обмотки реле выбирается таким, чтобы защита не действовала при внешних коротких замыканиях, когда по рабочей обмотке реле протекает ток небаланса:

а) определяется намагничивающая сила рабочей обмотки реле , А·вит.,

, (6.9)

где =1,6 - коэффициент отстройки;

- число витков рабочей обмотки, в зависимости от схемы принимается равным 144 или 72, следует принять ;

- наибольшее значение тока небаланса при внешнем коротком или асинхронном ходе;

, (6.10)

где - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей), для реле типа ДЗТ =1;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается для однотипных трансформаторов тока равным 0,5, а для разнотипных - 1;

- допустимая погрешность трансформаторов тока, принимается равной 0,1;

- периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания, протекающего через генератор при повреждениях на выводах.

Из расчета видно, что наибольшее значение имеет ток при внешнем коротком замыкании, поэтому он используется в дальнейшем расчете,

А,

А·вит.

б) определяется тормозная намагничивающая сила , А•вит, реле исходя из тормозной характеристики реле ДЗТ-11/5 при минимальном торможении. При аппроксимации тормозной характеристики гиперболой тормозная намагничивающая сила определяется для реле по выражению

, (6.11)

А·вит.

в) определяется число витков тормозной обмотки реле , шт,

, (6.12)

Где

; (6.13)

- периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания, протекающего через генератор при повреждениях на выводах.

А,

вит.

Принимается ближайшее большее целое число витков , которое можно установить на реле.

4. Проверка чувствительности защиты. Чувствительность защиты проверять не требуется, так как она всегда выше необходимой согласно ПУЭ (2).

6.3 Расчет поперечной дифференциальной токовой защиты генератора блока

Поперечная дифференциальная защита защищает от коротких замыканий между витками одной фазы в обмотке статора и устанавливается только на генераторах, имеющих параллельные ветви обмотки статора. Защита выполняется односистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник ZF, позволяющим отстроиться от токов третьих и высших гармоник и повысить чувствительность. Это реле присоединяется к трансформатору тока, установленному в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора.[16]

Принцип действия защиты основан на сравнении суммы токов в параллельных ветвях.

Ток срабатывания защиты , А, выбирается больше тока небаланса при внешних коротких замыканиях

, (6.14)

где - номинальный ток генератора.

А.

Ток срабатывания реле , А,

, (6.15)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока ТА,

;

А

6.4 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

На блоках, не имеющих гальванической связи с нагрузкой, для защиты от замыканий на землю в обмотке статора устанавливается защита типа БРЭ 1301, которая охватывает всю обмотку статора и не имеет зоны нечувствительности. Защита состоит из двух органов (органов напряжения 1-й и 3-й гармоник). На блоке с генератором ТГВ-300 устанавливается модификация защиты марки БРЭ 1301.01 (33Г-11).

Орган первой гармоники представляет собой реле максимального напряжения К1, которое включено на первую гармонику напряжения нулевой последовательности со стороны линейных выводов генератора. Для этого он подключается к обмотке трансформатора напряжения TV1, соединенной в разомкнутый треугольник. Орган срабатывает при замыкании на землю в обмотке статора и имеет зону нечувствительности при замыканиях на землю вблизи нейтрали генератора.

Органом третьей гармоники в защите 33Г-11 является реле напряжения с торможением К2, которое реагирует на относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю. К рабочему контуру этого реле подается сумма напряжений третьих гармоник от трансформаторов напряжения со стороны линейных выводов генератора ТV1 и от трансформатора напряжения ТV3 (U_В3 + U_Н3), установленного в нейтрали генератора, а к тормозному контуру - только напряжение третьей гармоники со стороны нейтрали генератора (U_Н3). Орган третьей гармоники предназначен для действия при замыканиях на землю вблизи нейтрали генератора.

Напряжение срабатывания органа первой гармоники выбирается в пределах 10-15 В. Принимается U=15 В. Уставкой органа третьей гармоники реле с торможением защиты 33Г-11 является его коэффициент торможения, который рекомендуется выбирать равным K_торм=0,67. Для отстройки от переходных процессов защита действует с выдержкой времени 0,5 с.

6.5 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора

Для сигнализации замыкания на землю в обмотке ротора и цепи возбуждения турбогенераторов мощностью 100 МВт и более применяется защита типа КЗР-3. После выявления замыкания на землю в одной точке обмотки ротора генератора мощностью 160 МВт и более она переключается на резервный возбудитель, и, если повреждение не исчезнет, генератор разгружается и отключается.

В защите типа КЗР-3 используется наложение на цепь возбуждения переменного напряжения частотой 25 Гц и измерение активной составляющей тока, зависящей от сопротивления изоляции цепи возбуждения.

Источником тока частотой 25 Гц является магнитный делитель частоты (МДЧ), питающийся от сети собственных нужд. Ток частотой 25 Гц подается через вспомогательное устройство (ВУ) на обмотку возбуждения генератора (LG) и на землю (на вал генератора). ВУ содержит частотные фильтры, запирающие для выхода в защиту слагающие напряжения частотой 50, 150, 300 Гц; конденсаторы, отделяющие цепи возбуждения от защиты; разрядник, защищающий измерительные цепи защиты при появлении перенапряжения на выходе ВУ.

Чтобы защита реагировала на изменение сопротивления изоляции, на ее измерительный орган должна подаваться только активная составляющая наложенного тока. Для ее выделения используется фазочувствительная схема, состоящая из диодов VD2 - VD5 и балластных резисторов R6 - R9, на которую подаются наложенный ток через трансформатор тока ТА и напряжение частотой 25 Гц от вторичной обмотки МДЧ.

Напряжение на выходе фазочувствительной схемы , В,

, (6.16)

где ц - угол между наложенным током I и создающим его напряжением.

Результат сравнения этого напряжения с эталонным, полученным от делителя напряжения (резисторы R12, R14, R16, R18, R22), подается на чувствительное магнитоэлектрическое реле КА. При срабатывании этого реле, через контакт реле времени КТ, с выдержкой времени получает питание выходное реле КL2 и замыкает свой контакт в сигнальной цепи.

Выдержка времени необходима для предотвращения излишних сигналов при срабатывании защиты в условиях переходных процессов (при синхронизации, гашении поля).

Основным недостатком защиты является недостаточная чувствительность, обусловленная емкостью цепи возбуждения относительно земли, шунтирующей переходное сопротивление в месте повреждения.

6.6 Дифференциальная защита трансформатора

В качестве основной защиты от многофазных и однофазных КЗ в блочном трансформаторе применяется дифференциальная защита на реле ДЗТ-21. Принцип ее работы основан на контроле тока по концам защищаемого объекта. Зона действия защиты ограничивается трансформаторами тока, установленными со сторон высшего и низшего напряжения трансформатора.

На блоках с высшим напряжением 220 кВ, подключенных к двойной системе шин, защита со стороны высшего напряжения подключается к трансформаторам тока, установленным в распределительном устройстве, и охватывает ошиновку трансформатора.

Со стороны низшего напряжения блока при отсутствии генераторного выключателя защита подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны линейных выводов генератора.

Реле подключается к трансформаторам тока через трансреактор TAV, первичная обмотка которого включается в дифференциальную цепь защиты. Тормозные цепи реле включают через два трансформатора TL1 и TL2. Первичные обмотки трансреактора и трансформаторов тормозных цепей выполнены с отпайками. [16]