Розрахунок електричної частини ТЕС 1300 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

Вступ

1. Вибір генераторів

2. Вибір і обґрунтування двох варіантів схем проектованої електростанції

3. Вибір силових трансформаторів

4. Техніко-економічне порівняння варіантів схем проектованої електростанції

5. Вибір основного теплотехнічного устаткування

6. Вибір схеми власних потреб і трансформаторів власних потреб

7. Розрахунок струмів короткого замикання

8. Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин для заданих кіл

9. Вибір електричних апаратів за номінальними параметрами для решти кіл

10. Вибір способу синхронізації

11. Розробка технології монтажу охолоджуючих пристроїв системи трансформатора

12. Розробка заходів з охорони праці і протипожежної безпеки

13. Розрахунок релейного захисту для заданого кола

14. Опис конструкції розподільчого пристрою

15. Розрахунок захисного заземлення

16. Охорона праці

17. Спеціальне завдання

18. Розрахунок техніко-економічних показників роботи КЕС

Перелік посилань

Вступ

Розвиток сучасного суспільства не можливий без постійного зростання виробництва електричної енергії.

Електрична енергія виробляється тепловими, атомними і гідравлічними електричними станціями.

Більшість країн світу відмовляються від атомних електричних станцій, надаючи пріоритет розвитку нетрадиційних методів одержання електричної енергії, поряд із цим будуть будуватися нові теплові електричні станції.

В даному дипломному проекті передбачено виконати розрахунок електричної частини ТЕС 1300 МВт.

1. Вибір генераторів

На ТЕС, у відповідності до завдання, буде встановлено шість турбогенераторів потужністю по 220 МВт типу ТВВ-220. Турбогенератор ТВВ-220 має воднево-водяне охолодження. Збудження ТН- тиристорна система незалежного збудження із збудником змінного струму.

Напруга збудження при неробочому ході 316 В; струм збудження при неробочому ході 1025 А, при номінальному навантаженні І_зб =2080А.

Охолодження - обмотки статора безпосередньо водою, обмотка ротора і осердя статора - безпосередньо воднем.

Технічні дані генератора в таблиці 1.1.

генератор трансформатор електростанція замикання

Таблиця 1.1 - Вибір генераторів

Тип генератора	Номінальна потужність	Номінальна напруга кВ	Номінальний струм кА	сos н.	ККД %	Збудження	Xd"
	Рном., МВт	Sном.,МВА					Ufo В	Ifo А	Ifном А
ТВВ-200-2АУ3	200	235	15,75	8,625	0,85	98,6	30	1025	2540	0,1
ТВВ-220-2ЕУ3	220	258	15,75	8,625	0,85	98,5	31	1025	2680	0,1

2. Вибір і обгрунтування двох варіантів схем проектованої електростанції

Схема проектованої ТЕС 1300 МВт будується по блочному типу.

Живлення власних потреб блоків здійснюється від свого генератора. Електрична енергія видається в енергосистему на напрузі 330 кВ і 220 кВ. між розподільними пристроями встановлюються автотрансформатори зв'язку. Для вибору схеми ТЕС розглянемо два варіанти.

У першому варіанті ( рисунок 2.1) до РП 330 кВ приєднано чотири блоки, схема РП-3/2 вимикача на одне приєднання. На середню напругу 220 кВ - схема РП дві робочі системи шин з обхідною системою шин. До РП 220 кВ приєднано два блоки.

У другому варіанті ( рисунок 2.2) схеми РП як у першому варіанті, а один генератор G2 через генераторний вимикач приєднано до обмотки низької напруги автотрансформатора зв'язку.

Рисунок 2.1 - Структурна схема першого варіанту

Рисунок 2.2 - Структурна схема другого варіанта

3. Вибір силових трансформаторів

Потужність блочних трансформаторів вибирається по [2.5.4 ].

S_розр.= ;

Потужність ВП приймаємо 6% [2.таблиця 5.2] від установленої потужності блока 220 МВт

Р_вп = = 13,2 МВт;

Q_вп.= Р_ВП.tg = 13,20,75 = 10 МВАр

Q_г = Р_г.tg = 220 0,62 = 136 МВАр;

(cos = 0,8) ; S_вп =

S_розр.=

Вибираємо блочний трансформатор на напругу 220 кВ по [1.таблиця 3.8 ]

ТДЦ- 250000/220

S_ном= 250 МВА; U_ВН =242 кВ; U_НН = 15,75 кВ; U_к = 11%;

P_о =207 кВт; P_к = 600 кВт.

Ціна 284 тис. грн.

На напругу 330 кВ вибираємо блочний трансформатор ТДЦ - 25000/330,

S_ном= 250 МВА; U_ВН =347 кВ; U_НН = 15,75 кВ; U_к = 11%;

P_о =214 кВт; P_к = 605 кВт.

Ціна 418 тис. грн.

4. Техніко-економічне порівняння варіантів схем проектованої електростанції

Спочатку визначимо розрахункове навантаження на автотрансформатор зв'язку по [2.5.5 ]

S_розр.= ;

де реактивні складові потужності

Q_{е тах.}= Р_{е тах.}tg = 4500,484 = 218 МВАр;

Q_{е тіп.}= Р_{е тіп.}tg = 4000,484 = 194 МВАр;

Q_г = Р_г.tg = 220 0,62 = 136 МВАр;

S_{1 розр.}=

S_{2 розр.}=

При відключенні блока від шин 220 кВ

S_{3 розр.}=

По найбільш важкому режиму S_{3 розр} вибираємо потужність автотрансформатора

S_ном ;

Вибираємо два автотрансформатори зв'язку АТДЦТН- 240000/330/220

S_ном= 240 МВА; U_ВН =330 кВ; U_СН = 242 кВ; U_НН = 38,5 кВ; U_к = 11%;

P_о =130 кВт; P_{к В-С} = 430 кВт, P_{к В-Н} = 260 кВт, P_{к С-Н} = 220 кВт,

U_{к В-С} = 9,5%, U_{к В-Н} = 74%, U_{к С-Н} = 60%.

Вибір автотрансформатора для другого варіанту.

Потужність блочних трансформаторів така як у першому варіанті.

Потужність автотрансформатора, який ввімкнений в блок з генератором [2.5.6 ]

S_ном ;

Вибираємо два групові автотрансформатори 3х АОДЦТН - 133000/330/220/15,75; 2S_ном =2•400=800МВА > S _розр=775 МВА.

P_о =3•50=150 кВт; P_{к В-С} =3•250=750 кВт, P_{к В-Н} = 3•125=375 кВт, P_{к С-Н} = 3•105=315 кВт.

Визначаємо втрату електричної енергії в блочних трансформаторах, які приєднані до шин 220 кВ.

ДW =Р_о •Т+ Р_к

Де Т = ф річне - Т_рем = 8760-600= 8160 год;

Т_мах =7000 г;

по [2.рис.5.6 ] при Т_мах =7000 г; ф = 600 г.

Втрати в блочному трансформаторі, який приєднаний до шин 330 кВ

ДW =

Втрати електричної енергії в автотрансформаторі зв'язку в першому варіанті по [2.3.14 ] із врахуванням того, що обмотка низької напруги навантаження



;

;

Сумарні річні втрати електричної енергії в першому варіанті

W = 2•514•10⁶ +4•3,48•10⁶ +2•1,61•10⁶ =27,42•10⁶ кВт•г.

Визначаємо втрати потужності к.з. в обмотках блочного автотрансформатора в другому варіанті по [2.5.15-5.17 ]

;

;

;

В другому варіанті обмотка низької напруги автотрансформатора навантажена

;

;

;



Рисунок 4.1- Розподіл потужностей в автотрансформаторі

Втрати електричної енергії в блочному автотрансформаторі по [2.5.17 ]

Приймаємо ф_В = ф_С = ф_Н =6000г при Т_мах =7000г, соs ц = 0.85

W_АТ =1508760+6506000+102 6000+27906000 =

= 2927877кВт•г=2,93•10⁶ кВт•г

Сумарні річні втрати електричної енергії в другому варіанті

(один блок 220кВ, чотири блоки 330 кВ і два блочних автотрансформатори

W₂ =25,1410⁶ +4 3,4810⁶ +22,93 •10⁶ =30•10⁶ кВт•г

Таблиця 4.1 - Капітальні затрати

Устаткування	Вартість одиниці, тис.грн.	Варіанти
		перший	другий
		к-сть одиниць шт	вартість, тис.грн	к-сть одиниць шт	вартість, тис.грн
Блочні трансформатори: ТДЦ-250000/220 ТДЦ-250000/330 Автотрансформатори: АТДЦТН-240000/330 3хАОДЦТН-133000/330 Генераторний вимикач	284 418 382 546 4,51	2 4 2 - -	568 1672 764 - -	1 4 - 2 1	284 1672 - 1092 4,51
Разом			3004х20=60080		3052,5х20=61050

Річні експлуатаційні витрати

В = К+W;

де Р_а =6,4% ; Р_о=2%; =30 коп/кВт•г

В₁ = 60080 +30 10^-5 27,42•10⁶ = 13152,5 тис. грн.;

В₂ = 61050 +30 10^-5 30•10⁶ = 14006 тис. грн.;

Зведені затрати без врахування збитків

З₁ = 0,1260080+13152 =20361 тис. грн.;

З₂ = 0,1261050+14006=21332 тис. грн.;

Для подальших розрахунків приймаємо перший варіант

5. Вибір основного теплотехнічного устаткування

Генератор ТВВ-220 приводиться в дію паровою турбіною К-220-130.

Турбіна живиться парою від парового котла Еп-640-13, 8-570Кпс (ТП-100А). котел призначений для спалювання вугілля, газу і мазуту. Котел барабанного типу, виготовлений за Т-подібною схемою.

Паливна камера призматична, розділена по висоті на два відсіки. Стінки паловища екрановані трубами діаметром 60 мм із товщиною стінок 6 мм.

Котел обладнаний необхідною арматурою, пристроями для відбирання проб пари і води, контрольно-вимірними приладами.

Котел ТП-100А має здатність виробляти за одну годину 640 т. пари, при тиску пари 13,8 МПа ( 140 кгс/см²) при температурі 545 єС.

6. Вибір схеми власних потреб і трансформаторів власних потреб

На рисунку 6.1 зображено схему живлення власних потреб частини ТЕС з енергоблоками 220МВт. Робочий трансформатор ВП блока приєднаний відгалуженням до виводів генератора.

Трансформатори ВП живлять секції 6 кВ. До секцій приєднані двигуни ВП на напругу 6 кВ турбінного і котельного відділень, загально станційне навантаження ВП і трансформатори 6/0,4 кВ.

Резервне живлення здійснюється від резервних магістралей, які живляться від пускорезервних трансформаторів ВП.

Резервні магістралі секціонуються через кожні два енергоблоки.

У відповідності з таблицею [2.5.3] вибираємо потужності робочих і резервних трансформаторів ВП.

Потужність робочого трансформатора ВП блоку 220 МВт першого і наступних по 25 МВА, потужність резервних - 32 МВА.

Технічні дані робочих і резервних трансформаторів ВП занесені в таблицю 6.1

Таблиця 6.1 - Технічні дані робочих і резервних трансформаторів власних потреб.

Тип трансформатора	Sном., МВА	Напруга, кВ	Втрати, кВт	Uк., %
		ВН	НН	Pо	Pк
ТРДНС-25000/35	25	15,75	6,3-6,3	25	115	10,5
ТРДНС-32000/35	32	36,75	6,3-6,3	29	145	12,7
ТРДНС-32000/220	32	230	6,3-6,3	45	150	11,5

7. Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання виконується для вибору і перевірки параметрів електроустаткування, для вибору і перевірки уставок релейного захисту і автоматики. На рисунку 7.1 і 7.2 зображено розрахункову схему і схему заміщення для розрахунку струмів к.з.

Рисунок 7.1 - Розрахункова схема для визначення струмів короткого замикання

Визначаємо опори схеми ( рисунок 8.2) при базовій потужності S_б=1000МВА. Опір енергосистеми

Х₁ = Х_c.S_б./S_ном.с.= 0,41000/5700 = 0,8;

Опір ліній електропередач

Х₂ = Х₃ = Х₄ = Х₂ ІІ Х₃ ІІ Х₄ ІІ= Х_уд.lS_б./U_сер² = 0,3 2701000/ 340² = 0,70;

Х₂₃= Х₂/3 = 0,7/ 3 = 0,230



Рисунок 7.2 - Схема заміщення для визначення струмів короткого замикання

Визначаємо опори схеми ( рисунок 8.2) при базовій потужності S_б=1000МВА.

Опір енергосистеми

Х₁ = Х_c.S_б./S_ном.с.= 0,41000/5700 = 0,8;

Опір ліній електропередач

Х₂ = Х₃ = Х₄ = Х₂ ІІ Х₃ ІІ Х₄ ІІ= Х_уд.lS_б./U_сер² = 0,3 2701000/ 340² = 0,70;

Х₂₃= Х₂/3 = 0,7/ 3 = 0,230

Опір генераторів

Х₅ = Х₇ = Х₉ = Х ₁₁ =Х ₁₃ =Х ₁₅ =Х?dS_б./S_ном.т. = 0.191000/ 258.3 = 0,73;

Опір блочних трансформаторів

Х₆ = Х₈ = Х₁₀= Х ₁₂ =Х ₁₄=Х ₁₆ = U_к %/100S_б./S_ном.т. =11/1001000/ 250= 0,44;

Опір автотрансформатора зв'язку

Х_.В= 0,5(U_к.В-С/100+ U_к.В-Н /100- U_к.С-Н/100)=0,5(9,5/100+74/100-60/100) = 0,12;

Х_С= 0,5(U_к.В-С/100+ U_к.С-Н/100-U_к.В-Н /100)=0,5(9,5/100+60/100-74/100) ? 0,0;

Х_Н= 0,5( U_к.В-Н /100+ U_к.С-Н/100- U_к.В-С/100)=0,5(74/100+60/100-9,5/100) =0,62;

Х₁₇ = Х₁₈ = Х_.В S_б./S_ном.г. = 0,12 1000/240=0,5;

Х₁₉=Х₂₀= Х_.С S_б./S_ном.г. = 0,045 1000/240=0;

Х₂₁=Х₂₂= Х_.Н S_б./S_ном.г. = 0,62 1000/2400,33= 7,82;

Коротке замикання в точці К1

Спрощуємо схему

Х₂₄ = Х ₂ /3 + Х₁ = 0,7/3 + 0,8=1,03;

Х₂₅ =( Х₉+ Х₁₀) ІІ (Х ₁₁+ Х ₁₂) ІІ (Х ₁₃+ Х ₁₄) ІІ (Х ₁₅+ Х ₁₆) = (Х₉+ Х₁₀ )/ 4 =(0,73+0,44)/4=0,3;

Х₂₆ =( Х₅+ Х₆) ІІ (Х ₇+ Х ₈)= (0,7330,44)/2 = 0,6;

Х₂₇ = Х₁₇ІІ Х ₁₈= 0,5/ 2= 0,25



Рисунок 7.3- Проміжна схема заміщення

Точка КЗ1 віддалена від енергосистеми і від G3- G6,тому об'єднаємо систему із генераторами G3- G6

Х₂₈ = Х₂₄ІІ Х ₂₅ = ;

X₂₉ =X₂₈ +X₂₇ =0.23+0.25=0.48

Початкове значення періодичної складової струму КЗ

I_п.о. = E_*/X_*I_б.

де Х_* - результуючий опір вітки схеми

I_б.= S_б./(U_сер.)= 1000 /230=2,5кА.

Струми по вітках:

Система і генератор G3- G6

I_п.о. = 1/0,482,5=5,2кА;

генератори G1- G2

I_п.о. = E_*/X₂₆I_б= 1,13/0,625=4,7кА.

Сумарний струм I_п.о.в точці К1

I_п.о.=5,2+4,7=9,9кА.

Періодична складова струму КЗ

Значення струму по вітках.

І_п.- від енергосистеми і генераторів

G3- G6 І_п.= I_п.о.=5,2кА.

Періодична складова струму КЗ від G1і G2. Використаємо метод кривих.

Розрахунковий час ф =t_вч+0,01, де t_вч=0,04с тоді ф =0,04+0,01=0,05с

Визначаємо струм

І_ном. = ;

де Р_ном і соs ц_ном- номінальна потужність і коефіцієнт потужності генератора.

По даному відношенню і часі - t= ф=0,05с визначаємо при допомозі кривих І_{п. г} /І_п.о.г = 0,91.

Періодична складова струму КЗ від генераторів G1і G2.

І_пt= 0.91 І_п.о.г=0.914.7=4.2кА.

Сумарний струм І_пt=5,2+4,2=9,4кА.

Аперіодична складова струму КЗ від системи і генераторів G3- G6 до часу t= ф=0,05с

і_а = I_п.о.е ^-/Та = 4,70,82 =5,4 кА, де

Т_а = 0,31 с [2. таблиця 3.7]

Аперіодична складова струму КЗ від енергосистеми і генераторів G3- G6

і_а = I_п.о.е ^-/Та = 5,20,2 =1,5 кА, де Т_а = 0,03 с ; е ^-0,05/0,03 = 0,2.

Сумарне значення аперіодичної складової

і_а =5,4+1,5=6,9 кА.

Ударний струм:

від системи і генераторів G3- G6

і_у = k_уI_п.о. = 21,755,2 = 12,8 кА;

від генераторів G1і G2:

k_у=1,96; і_у = k_уI_п.о. = 21,964,7 = 13 кА;

Сумарний ударний струм для т.КЗ

і_у =13+12,8=25,8кА.

Коротке замикання в точці К-2. (шини 6,3 кВ). Розрахункова схема і її параметри на рисунку 7.4.

Живлення секції здійснюється від робочого трансформатора ВП

ТРДНС-25000/35, U_ВН=15,75кВ,U_НН=6,3-6,3кВ; U_К=10,5%.

Приймаємо сумарну потужність споживачів секції Р = 1368 кВт, S_б=25 МВА і зведемо опори схеми заміщення до базових умов.



Рисунок 7.4 - а) розрахункова схема, б,в) схеми заміщення

Параметри схеми заміщення

;

;

;

Результуючий опір від енергосистеми до місця КЗ визначається таким чином

;

Струм бази

I_б.= S_б./(U_сКЗ.)= 25 /6,3=2,3 кА.

Початкове значення періодичної складової струму зовнішньої мережі

;

Початкове значення періодичної складової від еквівалентного двигуна

;

Сумарне значення періодичної складової струму КЗ

І_по =І_пос +І_под = 10,4+9,12=19,42 кА.

Ударний струм КЗ

і_у = k_уI_п.ос. +k_уI_п.од = 21,8210,4+21,659,12 = 47,9 кА;

Періодична складова струму КЗ до часу t= ф=0,1с

І_пt= І_п.о.с+ І_поде ^-/0,07=10,4+9,12е ^-0,1/0,07=10,4+2,2=126кА.

Аперіодична складова струмуКЗ

і_а = і_ас+ і_ад=I_п.о.се ^-/Та +I_п.о.де ^-/Та = 10,40,1+9,120,1 =2,75 кА

Таблиця 7.1 - Зведена таблиця розрахунку струмів короткого замикання

Точка к. з.	Іп.о., кА	іу., кА	іа., кА	Іп., кА
К-1 шини 220 кВ	9,9	9,4	25,8	6,9
К-2 шини 6,3 кВ	19,42	12,6	47,9	2,75

8. Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин для заданих кіл

Вибір вимикачів і роз'єднувачів на напругу 220 кВ

І_норм. = І_мах;

В_к. = І_п.о.²(t_відкл. +t _рз) = 9,9²(0,1+0,8) = 17,6 кА²с;

Попередньо вибираємо вимикач типу: ВВБ-220Б

Таблиця 8.1 - Розрахункові і каталожні дані вимикача і роз'єднувача

Розрахункові величини	Каталожні дані
	Вимикач ВВБ-220Б-31,5/2000У1	Роз'єднувач РНДЗ-1/220/2000
Uуст.= 220 кВ Iмах. = 656 А Iп. = 9,4 кА іа. = 6,9 кА Iп.о. = 9,9кА іуд. =25,8 кА Bк. =17,6 кА2с	Uном.= 220 кВ Iном. = 2000 А Iвідк =40 кА іа.ном =в Iвідк= =0,2340=13 кА Iдин =40кА ідин =102 кА I2терм t терм=4023= =4800 кА2с	Uном.= 220 кВ Iном. = 2000 А - - - - ідин =102 кА I2терм t терм=4023= =4800 кА2с

Таблиця 8.2 - Розрахункові і каталожні дані вимикача

Розрахункові величини	Каталожні дані Вимикача ВЭ-6-40/2000УЗ
Uуст.= 6,3 кВ Iмах. = 1150 А Iп. = 12,6кА іа. = 2,75 кА Iп.о. = 19,42 кА іуд. =47,9 кА Bк. =1502 кА2с	Uном.=6,3 кВ Iном. = 2000 А Iвідк =40 кА іа.ном =в Iвідк= =0,240=11,28 кА Iдин =40кА ідин =128 кА I2терм t терм=4024= =6400 кА2с

І_норм. = І_номт;

В_к. = І_п.о.²(t_відкл. +t _рз) = 19,42²(4+0,075) = 1502 кА²с;

Вибір вимірних трансформаторів

Контроль за режимом роботи основного і допоміжного устаткування здійснюється контрольно-вимірювальними приладами, які приєднуються до трансформаторів струму і напруги.

Вибір трансформатора струму на напругу 220 кВ

Попередньо приймаємо трансформатор струму ТФЗМ-220Б-ІV-р/р/р/0,5-1000/ІУ1

Таблиця 8.3 - Розрахункові і каталожні величини

Розрахункові величини	Каталожні дані Вимикача ВЭ-6-40/2000УЗ
Uуст.= 220 кВ Iмах. = 656 А іуд. =25,8 кА Bк. =17,6 кА2с r2=5.15Ом	Uном.= 220 кВ Iном. = 1000 А - I2терм t терм=19,623=1152 кА2с r2н= 30Ом

Таблиця 8.4 - Вторинне навантаження трансформатора струму

Прилад	Тип	Навантаження фаз, ВА
		А ВА	В ВА	С ВА
Амперметр Ватметр Варметр Лічильник активної енергії	Э-377 Д-335 Д-335 СА3-И680	0,5 0,5 0,5 2,5	0,5 - - -	0,5 0,5 0,5 2,5
Разом		4,0	0,5	4,0

Загальний опір приладів

r_прил. = S/I₂² = 4/1² = 4 Ом;

Допустимий опір проводів

r_пров. = r_{2 ном.} -r_прил. -r_конт. = 30-4-0,1 = 25,9 Ом;

Для РП 220 кВ приймаємо кабель із мідними жилами довжиною l = 150 м. [2, сторінка 375]

тоді переріз жил

q = l/r_пров. = 0,0175150/25,9 = 0,1 мм²;

приймаємо кабель КРВГ із мідними жилами перерізом 2,5 мм^2, тоді

r_пр. = l/q = 0,0175150/2,5 = 1,05 Ом, тоді

r₂ = r_прил. +r_пр.+r_конт. = 4+1,05+0,1 = 5,15 Ом;

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатор напруги на напругу 220 кВ приймаємо НКФ-220-58У1,

S_ном=400ВА в класі точності 0,5, номінальна напруга обмоток - первинної 220000/, вторинної 100/ В, вторинної додаткової 100 В. навантаження трансформатора заносимо в таблицю 8.5

Таблиця 8.5 - Вторинне навантаження трансформатора напруги

Прилад	Тип	S однієї обмотки ВА	Число обмоток шт	Загальна потужність
				Р Вт	Q ВА
Вольтметр Вольтметр реєструючий Прилади колонки синхроніз: Два вольтметри Два частотоміри Синхроноскоп Осцилограф Лічильник активної енергії	Э-377 Н-348 Э-377 Э-372 Э-327 Н-680	2 10 2 3 10 10 2	1 2 2 2 1 1 2	2 20 4 6 10 10 4	- - - - - - 9,7
Разом				100	9,7

Вторинне навантаження

S₂ = ;

Вибраний трансформатор має потужність 3х400=1200ВА> S_н = 100,5ВА

Вибір трансформаторів напруги на напругу 6 кВ.

Приймаємо трансформатор 3хНОМ-6-7744, S_н =50 ВА.

Навантаження трансформатора напруги: вольтметр для вимірювання міжфазної напруги - Э-377, Р=2Вт і вольтметр з перемиканням для вимірювання трьох фазних напруг - Э-377, Р=2Вт. Значить S_н =50 ВА>4Вт.

Вибір шин

Для відкритого розподільного пристрою на напругу 220 кВ вибираємо гнучкі шини. Переріз збірних шин вибираємо за допустимим максимальним струмом при максимальному навантаженні на шинах

І_ном.= І_мах = А;

Вибираємо провід АС-400/64, d =27,7 мм; q = 389,2 мм²; І_доп. = 860 А. [2, таблиця ПЗ.3]

Проводимо перевірку по умові корони.

Початкова критична потужність:

Е₀ = 30,3m(1+) = 30,30,82(1+) = 31,1 кВ/см;

Напруженість навколо провода:

Е = кВ/см;

Умова перевірки: 1,07Е 0,9Е₀ тоді

1,0724,2 0,931,1

25,9 28

Таким чином провід АС-400/64 по умові корони проходить

Вибір шин на напругу 6 кВ

Розрахункові струми короткого замикання із таблиці 8.2

I_п.о. = 19,42 кА; і_уд. =47,9 кА; B_к. =1502 кА²с

Розрахунковий сирум довгочасного режиму

І_норм. = І_мах = 1150 А; [таблиця 9.2]

Вибираємо переріз алюмінієвих шин

2(6010) см²; І_доп. = 2010 А,

Перевіряємо шини на термічну стійкість.

q_мін. = 42,6 мм², що менше прийнятого перерізу.

Перевіряємо шини на механічну міцність.

Відстань між ізоляторами l із умови, що частота власних коливань буде більше 200 Гц -

200 , звідси l² .

якщо шини розміщені горизонтально, то

J = hb³/12 = 112³/12 = 144 см⁴;

J = b h ³/6 = 16³/16 = 36 см⁴;

l² м²; l = 1,22 м;

приймаємо проліт l=1,2 м,

відстань між фазами а= 0,8м.

визначаємо відстань між прокладками [2.4.22]

l _п , де

;

Е = 710¹⁰ [2, таблиця 4.2]

k_ф = 0,55. [2.рис.4.5]

а_п = 2в =2 см.

Маса смуги т_п на 1м по перерізу q і по густині матеріалу шин ( для алюмінію 2,7 10^-3 кг/см³ при довжині 1м(100см).

т_п=2,7 10^-3 6 1=1,62 кг/м.

Кількість прокладок в прольоті

;

Приймаємо п= 2.

При двох прокладках в прольоті розрахунковий прольот

;

Визначаємо силу взаємодії між смугами

;

де в =10мм=0,01м.

напруженість в матеріалі смуг по [2.4.20]

;

;

напруженість в матеріалі шин від взаємодії фаз

;

;

;

що менше ;

таким чином,шини механічно стійкі.

9. Вибір електричних апаратів за номінальними параметрами для решти кіл

На напругу 330 кВ вибираємо вимикачі ВВ-330Б-31,5/2000У1 і роз'єднувачі РНД31-330/3200У1

Трансформатори струму: ТФЗМ- 330Б [4, таблиця 5.9]

Трансформатори напруги: НКФ-330 [4, таблиця 5.13]

Обмежувачі перенапруг ОПН-330,фільтр ФПУ-7000, конденсатор зв'язку 3СМР 166/-0,014, високочастотний загороджувач ВЗ-2000-1,2.

На напругу 220 кВ обмежувач перенапруг ОПН-220,фільтр ФПУ-7000, конденсатор зв'язку 2СМР 166/-0,014, високочастотний загороджувач ВЗ-2000-1,2.

10. Вибір способу синхронізації

На ТЕС синхронні генератори вмикаються до паралельної роботи із потужною мережею способом точної синхронізації із дотриманням певних умов:

1. Порядок чергування фаз генератора повинен співпадати із порядком чергування фаз у мережі.

2. Рівність напруги генератора і мережі.

3. Співпадання цих напруг по фазі.

4. Рівність частот генератора і мережі.

Співпадання фаз генератора і мережі перевіряється після закінчення монтажу, або робіт в першому колі, які б могли порушити чергування фаз.

Виконання решти умов здійснюється при допомозі колонки синхронізації. На сучасних ТЕС процес синхронізації автоматизовано. Після вмикання генератора в мережу його необхідно навантажити активною і реактивною потужністю.

Генератори потужністю 220 МВт допускається в аварійних випадках вмикати в систему способом самосинхронізації.

11. Розробка технології монтажу охолоджуючих пристроїв системи дц трансформатора

Для виносної системи охолодження використовують стояки на окремих фундаментах, на яких встановлюють охолоджувачі, електронасоси і термосифонні фільтри. Потім розмічають труби для з'єднання охолоджувачів із баком трансформатора.

Заповнення системи охолодження виконується оливою із бака трансформатора. Для цього попередньо в розширювач заливають оливу трошки вище від верхньої мітки. Заповнюють систему через частково відкритий нижній кран на баку трансформатора і при повністю відкритому верхньому крані. Під час заливання відкривають верхні отвори для випуску повітря. Потім, коли заповнена вся система оливою і випущено повітря отвори закривають, а засувки на баку повністю відкривають. Складають електричну схему охолоджуючого пристрою.

Після закінчення монтажу всі електричні кола перевіряють мегомметром на 500 В. При цьому опір ізоляції відносно корпусу не повинен бути меншим як 0,5 МОм.

Перед пробним пуском перевіряють, чи правильно підключено електронасос. Для цього перевіряють тиск оливи ( має бути 1,3 кгс/см²).

Перевірка системи охолодження триває 3-5 годин.

Перевіряється чи правильно працює система управління і сигналізації.

Перевіряють опір ізоляції всієї системи управління мегомметром на 500 В.

12. Розробка заходів з охорони праці і протипожежної безпеки

Закон України “Про охорону праці ” прийнятий 14 жовтня 1992 року визначає основні положення щодо реалізації конституційного права громадян про охорону їх життя і здоров'я в процесі трудової діяльності, регулює за участь відповідних державних органів, відносини між власником підприємства, установи і організації або уповноваженим ним органом і працівником з питань безпеки, гігієни праці та виробничого середовища і встановлює єдиний порядок організації охорони праці в Україні.

Згідно ДЕСТу 12.0.003-74 небезпечні шкідливі виробничі фактори поділяються на групи:

9. фізичні;

10. хімічні;

11. біологічні;

12. психофізіологічні.

На енергопідприємствах та на інших промислових підприємствах є небезпечні шкідливі фактори. Найбільш характерними є:

13. електрична напруга;

14. підвищена напруженість електричного поля;

15. розміщення робочого місця на висоті;

16. можливість утворення вибухо- і пожежонебезпечних сумішей;

17. ємності, які працюють під тиском, наявна висока температура;

18. понижена температура;

19. підвищена і понижена відносна вологість;

20. шкідливий пил, гази та рідини, іонізуючі випромінювання;

21. енергетичний персонал піддається високій нервово-емоційній напрузі, що пов'язана із змінністю роботи та великою відповідальністю за нормальний режим роботи електроустаткування.

Техніка безпеки при ремонті генераторів

1. Обертовий не збуджений генератор з вимкненим пристроєм АГП повинен розглядатися, як такий, що знаходиться під напругою (за виключенням випадку обертання від валовоповоротного пристрою).

2. При випробуваннях генератора встановлення і знімання спеціальних закороток на ділянках його схеми або схеми блоку після їх заземлення допускаються при робочій частоті обертання генератора зі знятим збудженням і вимкненим пристроєм АГП.

3. При виконанні робіт в схемі зупиненого блочного генератора заземлювати його виводи не вимагається, якщо підвищуючий трансформатор заземлений зі сторони вищого, а трансформатори власних потреб на відгалуженні - зі сторони нижчої напруги.

4. В колах статора обертового не збудженого генератора з вимкненим пристроєм АГП допускається вимірювати значення залишкової напруги, визначати порядок чергування фаз і т.п.

Ці роботи повинен виконувати персонал спеціальних служб, лабораторій, налагоджувальних організацій з застосуванням електрозахисних засобів по наряду або під наглядом чергового персоналу.

5. Вимірювання напруги на валі і опору ізоляції ротора працюючого генератора дозволяється виконувати працівнику з чергового персоналу одноосібно або двом працівникам з групами ІV і ІІІ з персоналу спеціалізованих підрозділів по розпорядженню.

6. Обточку і шліфовку контактних кілець ротора, шліфовку колектора збудника може виконувати по розпорядженню одноосібно працівник з неелектротехнічного персоналу. При роботі слід користуватися захисними окулярами.

7. Обслуговувати щітковий апарат на працюючому генераторі допускається одноосібно працівнику з чергового персоналу або виділеному для цієї цілі працівнику з групою ІІІ. При цьому необхідно дотримуватися таких застережних заходів:

працювати в головному уборі і защіпненому спецодязі, остерігаючись захоплення його частинами машини, що обертаються;

користуватися діелектричними калошами або гумовими діелектричними килимами, не застосовуючи діелектричних печаток;

не торкатися руками одночасно струмоведучих частин двох полюсів або струмоведучих і заземлених частин.

13. Розрахунок релейного захисту для заданого кола

Релейний захист робочого трансформатора власних потреб.

На цих трансформаторах в якості швидкодіючого захисту від між фазних коротких замикань в обмотках і на виводах 6 кВ трансформатора, а також в з'єднаннях його із шинами 6 кВ застосовують струмову відсічку без витримки часу.

Струмова відсічка встановлюється на стороні 6 кВ трансформатора і виконується з допомогою двох реле струму, які включені на фазні струми. Дворелейна схема у порівнянні із однорелейною, яка раніше застосовувалась, збільшує чутливість струмової відсічки і збільшує процент захищених витків обмоток трансформатора.

На масляних трансформаторах потужністю 630 кВ та 1000 кВА, якщо вони розміщені в камерах, з яких виходять двері в приміщення, де може знаходитись черговий персонал, у відповідності із ПУЭ повинен встановлюватись газовий захист.

Максимальний струмовий захист виконаний із пуском по напрузі. Захист складається із трьох реле струму і реле напруги КV1 та КVZ1, які підключені до трансформатора напруги, з'єднаного у відкритий трикутник.

В максимальному струмовому захисті на стороні 6 кВ пусковий орган напруги використовується одночасно для здійснення пуску по напрузі і на максимальних струмових захистах вводів резервного живлення 0,4 кВ, якщо це потрібно, для збільшення чутливості захисту. Кола напруги захисту живляться від трансформатора напруги 380/100 В, який встановлений на найбільш віддаленому від резервного трансформатора вводі резервного живлення 0,4 кВ. При цьому забезпечується достатня чутливість реле напруги захисту при короткому замиканні на віддалених вводах.

В схемі захисту передбачене шунтування пуску по напрузі, включенням пристрою відключення. Це необхідно для забезпечення дії максимального струмового захисту із сторони 6 кВ при короткому замиканні в трансформаторі, коли при включенні його під напругу він відключений від магістралі резервного живлення 0,4 кВ, а реле напруги захисту можуть бути під напругою через живлення магістралі від іншого трансформатора. Захист може бути виконаний без пуску по напрузі.

Трансформатори власних потреб 6/0,4 кВ працюють із заземленою нейтраллю 0,4 кВ і тому для них передбачений захист від однофазних коротких замикань в обмотці і на виводах 0,4 кВ трансформатора, а також в мережі 0,4 кВ. Цей захист виконується у вигляді струмового захисту нульової послідовності з допомогою одного реле струму, включеного на трансформатор струму, який встановлений в колі заземлення нейтралі 0,4 кВ трансформатора. По реле протікає повний струм однофазного короткого замикання. Захист діє із витримкою часу на відключення трансформатора.

Слід відзначити, що максимальний струмовий захист на стороні 6 кВ трансформатора реагує на однофазні короткі замикання на стороні 0,4 кВ, але реле струму захисту не обтікаються повним струмом короткого замикання, і тому чутливість цього захисту може бути недостатньою.

На робочих трансформаторах, які живлять дві секції шин, додатково до розглянутого захисту від замикань на землю встановлюється на кожному вводі робочого живлення 0,4 кВ струмовий захист нульової послідовності. Цей захист виконується з одним реле струму, яке включене в нульовий провід трансформатора струму максимального струмового захисту 0,4 кВ, з'єднаних в повну зірку. Захист діє із витримкою часу на відключення відповідного автомата 0,4 кВ. Такий самий захист встановлюється на вводах резервного живлення до секції РУСН 0,4 кВ.

Захист від перевантаження встановлюється із сторони 6 кВ трансформатора, виконується з допомогою реле струму, включеного на фазний струм і діє сигнал із витримкою часу.

Для швидкого і своєчасного виявлення однофазного замикання на землю в кабелі зв'язку трансформатора власних потреб із шинами РУСН 6 кВ передбачається захист від однофазних замикань на землю із дією на сигнал.

Розрахунок струмової відсічки та максимального струмового захисту резервного трансформатора власних потреб потужністю 630 кВА

Вибираємо вставки захистів резервного трансформатора власних потреб потужністю 630 кВА, який живить дану секцію шин 0,4 кВ. Трансформатор підключений до секції 6 кВ, яка живиться від трансформатора 24/6,3-6,3. Основні дані трансформатора:

S_ном. = 630 кВА; U_ном. = 6,3/0,4 кВ; І_ном. = 57,8/910 А; U_к% = 5,5 %.

Розрахунок струмової відсічки.

Струм спрацювання реле:

І_с.р. = ,

де k_н = 1,4 - коефіцієнт надійності;

k_сх = 1 - коефіцієнт схеми;

І_к⁽³⁾ - струм, який проходить через трансформатор струму захисту при трифазному короткому замиканні на стороні 0,4 кВ.

І_к⁽³⁾ = А.

К_І = 300/5 - коефіцієнт трансформації трансформатора.

І_с.р. = А.

Коефіцієнт чутливості струмової відсічки при двофазному короткому замиканні на виводах 6 кВ трансформатора:

k_ч = > 2, де

І_к.мін⁽³⁾ =А; І_к.мін⁽²⁾ = І_к.мін⁽³⁾ = 9844 А.

Струм спрацювання захисту:

І_с.з. = ,

де k_н = 1,2 - коефіцієнт надійності;

k_п = 0,8 - коефіцієнт повертання.

Максимальний струмовий захист на стороні 6 кВ

Для визначення струму самозапуску (І_сам), коли немає даних про приєднані двигуни, можна прийняти коефіцієнт самозапуску 3-3,5, тобто вважати, що при самозапуску струм трансформатора зростає в 3-3,5 рази в порівнянні із номінальним струмом.

І_сам.6,3 = k_сI_ном = 357,8 = 173,4 А;

І_с.з. = 1,2/0,8173,4 = 260 А;

Струм спрацювання реле: І_с.р. = І_с.з./k_І = А.

Приймаємо, згідно [15, cторінка 100 ], реле струму типу РТ-40/10.

14. Опис конструкції розподільчого пристрою

При компоновці відкритого розподільчого пристрою напругою 330 кВ по схемі 3/2 вимикача на приєднання широко застосовується компоновка із трьох рядним розміщенням вимикачів. При цьому передбачається можливість розширення відкритого розподільчого пристрою (ВРП) при збільшенні кількості приєднань. Дороги для монтажно-ремонтних механізмів проходять вздовж трьох рядів вимикачів і механізми можуть вільно під'їжджати до любого вимикача при ремонті. Це збільшує довжину комірки до 157,4 м. Із врахуванням мінімальних радіусів заокруглення дороги відстань між фазами вимикачів повинна бути 8 м і відстань від осі вимикача до осі дороги 7,4 м.

При проведенні ремонтних робіт на вимикачах у ВРП по схемі 3/2 вимикача на приєднання монтажно-ремонтні механізми розміщуються тільки в межах комірки і вимикача, що ремонтується. При ремонті крайніх фаз вимикача два механізми встановлюються між середньою фазою і фазою, що ремонтується, а при ремонті середньої фази вимикача вони можуть бути встановлені з обох її сторін. Ремонтний персонал, який знаходиться в екранованих кошиках гідропідйомника проводить за допомогою автокрана розбирання і збирання вимикача. На дорозі біля вимикача розміщується машина, на яку складають демонтовані деталі, з якої беруть вузли для встановлення на вимикачах.

Висота підвішування верхнього ярусу ошиновки і висота опор визначається із врахуванням проведення монтажно-ремонтних робіт на вимикачі при наявності напруги на верхньому ярусі гнучкої ошиновки і становить 12 м.

Найвища точка крана знаходиться на висоті 16 м, відстань від крана до проводів, які знаходяться під напругою, повинна бути 4 м, а стріла провису проводів 3 м, тому висота прийнята 23 м.

Компоновка ВРП 500 кВ виконана аналогічно. У відповідності із більш високою напругою і більшими розмірами обладнання 500 кВ розміри комірок і габарити ВРП збільшені у порівнянні із ВРП 330 кВ. Ширина ВРП 500 кВ становить 11200 м. Всі несучі конструкції стальні. Висота колон і траверс верхнього ярусу рівна 34,5, висота траверс для кріплення проводів збірних шин - 24 м. Крок комірки становить 28 м. За умовами ремонту вимикачів із застосуванням монтажно-ремонтних механізмів відстань між фазами вимикачів прийнята 12 м (в осях). Відстань від осі вимикача до осі дороги рівна 10 м.

Комплектні розподільчі пристрої (КРП) мають широке застосування в електричних установках промислових підприємств в якості пристроїв системи власних потреб електростанції. КРП виготовлений на напругу 6-10 кВ з повітряною ізоляцією і двома системами шин для внутрішнього встановлення. Він має несучий каркас із захисним кожухом, електричні апарати і провідники первинних кіл, а також прилади для вимірювання, управління і захисту з усіма з'єднаннями. Компактність і зручність обслуговування досягається шляхом встановлення вимикачів на викатних візках і заміною звичайних роз'єднувачів рубаючого типу роз'єднувачами штепсельного типу із встромляючими контактами.

Комплектний розподільчий пристрій складається із комірок, які в свою чергу складаються із таких основних частин:

корпус комірки, в задній частині якого розміщені верхні і нижні нерухомі контакти роз'єднувачів, кабельні збірки із кінцевими заробками;

викатного візка з вимикачем та приводом;

відсік збірних шин;

відсік приладів вимірювання, релейного захисту, управління і сигналізації.

Корпус комірки розділений горизонтальною стальною перегородкою на два відсіки: верхній із контактами шинних роз'єднувачів і нижній із трансформаторами струму і кабельною збіркою. Передбачені також рухомі металеві шторки, які автоматично закривають, при викочуванні візка, задню частину комірки із апаратами, що залишились під напругою, щоб запобігти випадкового дотикання до них. Візок із вимикачем може бути в трьох положеннях: робочому, випробувальному і ремонтному. При ремонті вимикача, візок повинен бути викочений із камери. Передбачене також блокування, яке перешкоджає викочуванню візка при ввімкненому вимикачі, а також включенні його при ввімкненому роз'єднувачі для заземлення.

15. Розрахунок захисного заземлення

Із врахуванням розмірів ВРП 330 кВ приймаємо відстань між горизонтальними заземлювачами (крок комірки) рівну а = 10 м.

Згідно завдання приймаємо питомий опір чорнозему ₁ = 50 Омм, а питомий опір суглинку ₂ = 40 Омм, довжину вертикальних заземлювачів l_в = 5 м і глибину закладання сітки заземлення t =1м. Час дії релейного захисту становить 0,12 с, а час відключення вимикача 0,08с.

Загальна довжина горизонтальних заземлювачів:

L_г = (1608)+(1770) = 2470 м;

Загальна довжина вертикальних заземлювачів: L_в = 465 = 230 м.

Час дій напруги дотику:

_в = t_р.з.+t_в = 0,12+0,08 = 0,2 c.

Згідно / 5, сторінка 596 / U_{дот.доп.} = 400 В

₁/₂ = 50/40 = 1,25.

Параметр, що залежить від ₁/_2: М = 0,5 [5, сторінка 598]

Площа заземляючого пристрою: S = 16070 = 11200 м².

Коефіцієнт, який враховує опір тіла людини R_л і опір розтікання струму від ступнів R_с. В розрахунку приймаємо:

R_л = 1000 Ом; R_л = 1,5₁ = 1,550 = 75 Ом;

= R_л /(R_л +R_с) = 1000/(1000+75) = 0,93;

Коефіцієнт напруги дотику:

k_д = .

Визначаємо напругу на заземлювачі:

U_з. = U_{дот.доп.}/k_д = 400/0,15 = 2667 В.

Це менше U_з.доп.= 10 000 В.

Струм однофазного короткого замикання:

згідно [5, сторінка 171] І_п.о.⁽¹⁾/І_п.о.⁽³⁾ 1,5;

І_к⁽¹⁾ = (0,40,6) І_п.о.⁽¹⁾ = 0,51,514,52 = 10,89 кА.

Опір заземляючого пристрою:

R_з.доп. = U_з./I_к⁽¹⁾ = 2667/10890 = 0,24 Ом.

Згідно ПУЭ R_з.доп. 0,5 Ом.

Відносна глибина:

0,1, тоді А = (0,44-0,84) = (0,444-0,84) = 0,4;

а/l_в = 2; h₁ = t+l_в/2 = 1+ 5/2 = 3,5 м;

;

_э /₂ = 1 [5, таблиця 7.6]

Звідси еквівалентний питомий опір рівний:

_э = 1₂ = 140 = 40 Ом.

Визначаємо фактичний опір заземлення:

R_з.= AОм;

R_з.= 0,17 Ом R_з.доп. = 0,24 Ом.

Умова виконується.

Напруга дотику становить:

U_дот. = k_д.I_к⁽¹⁾ R_з. = 0,15108900,24 = 392 В;

U_дот. = 392 В U_{дот.доп} = 400 В.

Умова виконується.

Визначаємо найбільший допустимий струм, який стікає з заземлювачів при однофазному к.з.:

І_з.макс. = А.

16. Охорона праці

Закон України “Про охорону праці” прийнятий 14 жовтня 1992 року визначає основні положення щодо реалізації конституційного права громадян про охорону їх життя і здоров'я в процесі трудової діяльності, регулює за участь відповідних державних органів, відносини між власником підприємства, установи і організації або уповноваженим ним органом і працівником з питань безпеки, гігієни праці та виробничого середовища і встановлює єдиний порядок організації охорони праці в Україні.

Згідно ДЕСТу 12.0.003-74 небезпечні шкідливі виробничі фактори поділяються на групи:

фізичні;

хімічні;

біологічні;

психофізіологічні.

На енергопідприємствах та на інших промислових підприємствах є небезпечні шкідливі фактори. Найбільш характерними є:

електрична напруга;

підвищена напруженість електричного поля;

розміщення робочого місця на висоті;

можливість утворення вибухо- і пожежонебезпечних сумішей;

ємності, які працюють під тиском, наявна висока температура;

понижена температура;

шкідливий пил, гази та рідини, іонізуючі випромінювання;

енергетичний персонал піддається високій нервово-емоційній напрузі, що пов'язана із змінністю роботи та великою відповідальністю за нормальний режим роботи електроустаткування.

Техніка безпеки при ремонті генераторів:

Обертовий не збуджений генератор з вимкненим пристроєм АГП повинен розглядатися, як такий, що знаходиться під напругою (за виключенням випадку обертання від валовоповоротного пристрою).

При випробуваннях генератора встановлення і знімання спеціальних закороток на ділянках його схеми або схеми блоку після їх заземлення допускаються при робочій частоті обертання генератора зі знятим збудженням і вимкненим пристроєм АГП.

При виконанні робіт в схемі зупиненого блочного генератора заземлювати його виводи не вимагається, якщо підвищуючий трансформатор заземлений зі сторони вищого, а трансформатори власних потреб на відгалуженні - зі сторони нижчої напруги.

В колах статора обертового не збудженого генератора з вимкненим пристроєм АГП допускається вимірювати значення залишкової напруги, визначати порядок чергування фаз і т.п.

Ці роботи повинен виконувати персонал спеціальних служб, лабораторій, налагоджувальних організацій з застосуванням електрозахисних засобів по наряду або під наглядом чергового персоналу.

Вимірювання напруги на валі і опору ізоляції ротора працюючого генератора дозволяється виконувати працівнику з чергового персоналу одноосібно або двом працівникам з групами ІV і ІІІ з персоналу спеціалізованих підрозділів по розпорядженню.

Обточку і шліфовку контактних кілець ротора, шліфовку колектора збудника може виконувати по розпорядженню одноосібно працівник з неелектротехнічного персоналу. При роботі слід користуватися захисними окулярами.

Обслуговувати щітковий апарат на працюючому генераторі допускається одноосібно працівнику з чергового персоналу або виділеному для цієї цілі працівнику з групою ІІІ. При цьому необхідно дотримуватися таких застережних заходів:

працювати в головному уборі і защіпненому спецодязі, остерігаючись захоплення його частинами машини, що обертаються;

користуватися діелектричними калошами або гумовими діелектричними килимами, не застосовуючи діелектричних печаток;

не торкатися руками одночасно струмоведучих частин двох полюсів або струмоведучих і заземлених частин.

17. Спеціальне завдання

Впровадження нової системи автоматичного регулювання частоти і потужності

Включення Бурштинської ТЕС у Бурштинський «острів» для паралельної роботи з енергосистемою Європи - важливий етап історії нашої електростанції.

На кінець 90-х років в енергосистемах країн Європи, об'єднаних у союз з координації виробництва і передавання електроенергії (UCPTE), до 20.03.1998 р. до автоматичного первинного регулювання частоти і потужності висувались такі вимоги:

· обов'язкова наявність резерву первинного регулювання (обертового резерву потужності), величиною не менше ніж 2,5% робочої потужності всього об'єднання;

· зона нечутливості автоматичного регулятора частоти (АЧР) кожного енергоагрегату повинна бути не більше ніж 0,02%, або 10 мГц.;

· величина еквівалентних статизмів регулювання частоти в кожному об'єднанні енергосистеми повинні становити не більше ніж 12%.

Згідно з чинними нормативними документами для всього парку турбін, які експлуатуються в Україні, основні параметри, що характеризують якість роботи систем регулювання парових турбін, повинні відповідати таким значенням:

· ступінь нерівномірності регулювання частоти (статизм) за мінімальних параметрів - 4-5%;

· ступінь нечутливості по частоті обертання (зона нечутливості) - менше ніж 0,3% або 0,15 Гц.

В Україні відсутні загальні нормативні документи, які регламентували б паралельну роботи ОЕС України з енергооб'єднаннями сусідніх держав. З огляду на це, а також на те, що енергооб'єднання сусідніх держав керуються правилами UCPTE, технічну політику розвитку ОЕС України в частині первинного регулювання має бути погоджено із зазначеними правилами.

Системами автоматичного регулювання (САР) турбін, які працюють в ОЕС України, відповідали нашим нормативним вимогам для ступеня нечутливості менше ніж 0,3%, або 0,15 Гц, але це є значно нижчі норми, ніж вимоги UCPTE. Тобто вимоги до величини зони нечутливості не більше ніж 10 мГц (за нашої норми 150 мГц) можна було б виконати лише після відповідної реконструкції САР турбін і системи автоматичного регулювання частоти і потужності (САРЧП).

На рис. 14.1 наведено статитичні частотні характеристики еквівалентної турбіни з автоматичним регулятором частоти обертання із зоною нечутливості, зображені двома крутими частотними характеристиками М_t(_(t)), для яких - зона нечутливості, - електромагнітний момент на зажимах еквівалентного генератора.

Із рисунка 14.1 видно, що чим більший обертовий резерв , тим менший статизм S енергосистеми і чим менше зона нечутливості 3Н, тим також менше статизм S енергосистеми. Наявність великих зон нечутливості АРЧ до 0,3% або 150 мГц, які допускають наші нормативні документи, і відсутність резерву первинного регулювання призводить до втрати жорстокості режимів енергосистеми.

Аналіз характеристик стійкості енергосистеми ще раз підтвердити необхідність проведення певної реконструкції САР і САРЧП. Для забезпечення виконання вимог UCPTE.

Тому в САР наших турбін, а також у САРЧП згідно з проектом EUROMATIC, spol. s.r.o. виконано такі зміни:

· впроваджено новий датчик контролю частоти обертання ротора турбіни з високою точністю виміру;

· встановлено датчик положення ГСМ;

· встановлено електромагніт на відсічний золотник ГСМ для роботи його в режимі первинного регулювання частоти;

· замінено електродвигун механізму керування турбіною на кроковий електродвигун;

· на кожному блоці встановлено також нові САРЧП типів МРІІ-С і МРІІ-Б, призначені для підтримання високої якості електроенергії (далі - FANUC);

· на ЦЩК встановлено ТELEBU, комунікаційний комп'ютер (КК) і SPRUT.

Принципову структуру схеми керування активною потужністю Бурштинського «острова» наведено на рис.14.2.

Система керування активною потужністю Бурштинського «острова» служить для підтримання рівноваги між миттєвим споживанням і виробництвом електроенергії, а також сприяє створенню умов для підключення «острова» до енергосистем, об'єднаних у UCPTE.

Важливим елементом системи регулювання потужності в Бурштинському «острові» є система вторинного регулювання частоти і потужності. Виробництво електроенергії залежить від оцінки балансованої незрівноважності між відпуском і споживанням електроенергії. Оцінка балансової незрівноважності енергосистеми виконуються в центрально регуляторі (ЦР) вторинного регулювання, результатом якої є регуляційне відхилення на вході регулятора потужності. Виходом ЦР є необхідна величина потужності «острова».

ТELEBU - це обладнання, яке є з'єднувальним елементом між центральною диспетчерською системою керування і системою керування та обслуговуючим персоналом на електростанції. ТELEBU - технічний засіб, який забезпечує за допомогою основного комп'ютера процес регулювання активної потужності і виконую функцію інформаційної системи, яка здійснює контроль і оцінювання функціонування об'єктів, що регулюються в реальному часі.