92,816

37,069

330,767

K7

0,07

1,87

27,672

8,248

3,355

0,94

26,012

73,18

22,958

75,543

K8

0,035

1,7

13,898

33,22

1

1

13,898

33,413

6,268

12,555



6. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И КИП ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

6.1 Выбор релейной защиты

При выборе типов релейной защиты будем руководствоваться требованиями ПУЭ.

Для защиты трансформаторов напряжения в РУ 10 кВ и РУ СН 6 кВ применяются плавкие предохранители ПКТ 101-10-2-30 У3 с параметрами:U_н = 10 кВ, I_н = 2 А, I_откл. = 30 кА.

Разрядники размещаются на сборных шинах ОРУ 110 кВ и присоединяются к ним совместно с трансформаторами напряжения через общий разъединитель. Кроме того, ограничители перенапряжений устанавливаются на выводах высшего напряжения блочного трансформаторов и РТСН.

На отходящих ВЛЭП 110 кВ применим конденсаторы связи для образования каналов связи по проводам воздушной линии электропередачи (бумажно-масляные), фильтры связи типа ОФП-4-110 и высокочастотные заградители ВЗ-2000-0,5У1 по [2]. На линиях 110 кВ аппараты высокочастотной обработки установим в двух фазах, количество последовательно соединённых конденсаторов связи в каждой фазе - два.

Защита блока генератор трансформатор.

На генераторах работающих в блоке с трансформатором устанавливается следующий комплекс защит:

- продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах. С целью повышения чувствительности дифференциальной защиты применяются схемы с применением реле с торможением типа ДЗТ-11/5. Защита выполняется трехфазной трехрелейной. Отстройка от токов небаланса обеспечивается с помощью тормозных обмоток;

- максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени - защита от перегрузок ротора. Назначение: предотвращение повреждений генератора при перегрузке обмотки ротора. Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а вторая действует на отключение;

- защита максимального напряжения нулевой последовательности - защита от замыканий на землю (корпус) в обмотке статора. Защита выполняется упрощено, подключается к трансформатору напряжения. На генераторе в качестве названой защиты принимаем к установке блок реле БРЭ 1301 в исполнении 33Г-12, состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности. В защите 33Г-12 реле напряжения присоединяется к трансформатору напряжения на выводах генератора;

- максимальная токовая защита с выдержкой времени - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности. В защите используется фильтр - реле РТФ-6М с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени. РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП), орган с интегрально зависимой характеристикой выдержки времени, два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На входе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство, предназначенное для настройки устройства на заданный вторичный ток генератора при его значении (0,7-1);

- максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора;

- для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают комплект защит КЗР-3, выполняемую с наложением на цепь возбуждения переменного тока частотой 25 Гц;

- защита от потери возбуждения. Назначение: выявление потери возбуждения и перевод генератора в допустимый асинхронный режим (разгрузка генератора, торможение турбины и шунтирование обмотки ротора гасительным сопротивлением или отключение блока, если асинхронный режим недопустим). Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и для ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным. Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита автоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора;

- защита от асинхронного режима без потери возбуждения. Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются средства противоаварийной автоматики (устройства автоматического прекращения асинхронного хода - АПАХ), воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы;

- пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). УРОВ пускается защитами, действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле);

На трансформаторе работающего в блоке с генератором устанавливается следующий комплекс защит:

- продольная дифференциальная токовая защита - устанавливается для защиты от всех видов короткого замыкания в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках. В качестве измерительного органа продольной дифференциальной токовой защиты примем реле РНТ-565;

- газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора, от понижения уровня масла в баке. Принимаем газовую защиту с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно;

- токовая защита нулевой и обратной последовательности - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий и от замыканий на землю;

- максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок. МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляется одним реле РТ-40, включенным на ток одной фазы. Защита присоединяется к ТТ, установленных на трансформаторе блока со стороны высокого напряжения. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Поскольку защита выполняется с двумя ступенями выдержки времени, то выдержка времени первой ступени должна быть согласована с наибольшим из резервных защит от междуфазных коротких замыканий присоединений, отходящих от шин станции;

- устройство для тушения пожара в трансформаторе - приходит в действие при одновременном срабатывании токовой защиты в контуре заземления бака и газовой защиты.

Защита рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.

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

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

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

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

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

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

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

В качестве резервной защиты ТСН применяется дистанционная защита. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган (или омметр), определяющий удаленность (дистанцию) КЗ от места включения защиты. В качестве дистанционного органа используются реле минимального сопротивления включенные по 90-градусной схеме на междуфазное напряжение и разность фазных токов, реагирующие на сопротивление, пропорциональное расстоянию до места КЗ на защищаемом присоединении. Для защиты используется реле КРС-2 имеющее уставку по сопротивлению срабатывания, регулируемую от 0,25 до 40 Ом. Выдержка времени защиты составляет 0,3 с, применяется реле времени РВ-01.

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

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

Защита и АПВ шин. Защита на ОВ, ШСВ и СВ.

В энергосистеме для защиты шин 110 кВ следует применять дифференциальные токовые защиты, охватывающие все элементы, которые присоединены к системе или секции шин двух типов:

- дифференциальная токовая защита на реле типа РНТ;

- дифференциальная токовая защита с торможением (ДЗШТ).

Дифференциальная защита должна быть выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных ТТ, действующей с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

На подстанции с двойной системой сборных шин используют один комплект ДЗШ. На шинах основных подстанций энергосистемы с целью повышения надежности отключения повреждений на шинах без выдержки времени устанавливают по два комплекта ДЗШ. Эти комплекты резервируют друг друга на случай неисправности или вывода в ремонт какого-либо из комплектов.

Селективность действия дифференциальной защиты шин обеспечивается только при строгой, заранее определенной, фиксации присоединений за системой шин. При обычных эксплуатационных отключениях присоединений без нарушения фиксаций защита сохраняет свою селективность. На обходном выключателе 110 кВ при наличии ШСВ (секционного) предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и ТТ любого из элементов, присоединенных к шинам):

- трехступенчатая дистанционная защита или ТО от многофазных коротких замыканий;

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

- двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

- трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

6.2 Выбор автоматики оборудования станции

Произведем описание автоматики на основном оборудовании ТЭЦ.

Автоматическое повторное включение (АПВ).

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

Предусматриваем следующие виды АПВ:

- устройство АПВ воздушных линий 110 кВ;

- устройство АПВ шин ТЭЦ;

- устройство АПВ ответственных электродвигателей, отключенных для самозапуска других электродвигателей;

- устройство АПВ обходного и секционного выключателей.

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

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

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

Для генераторов предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.

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

Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ).

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

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

Указанные устройства выполнены так, чтобы они, способствовали проведению мероприятий, направленных на облегчение ресинхронизации:

- быстрому набору нагрузки турбинами;

- частичному отключению потребителей;

- уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).

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

Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:

- автоматический ввод резерва (по частоте);

- автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

- дополнительную разгрузку;

- включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.

6.3 Выбор контрольно-измерительных приборов

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

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на расширяемой ТЭЦ.

Турбогенератор:

- в цепь статора - амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, регистрирующие приборы (ваттметр, амперметр и вольтметр);

- в цепь ротора - амперметр, вольтметр, регистрирующий амперметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя, регистрирующие приборы - амперметр.

Блок генератор-трансформатор:

- турбогенератор - приборы по пункту 1;

- блочный трансформатор - на стороне высшего напряжения амперметр.

Линии 10 кВ к потребителям - амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Линия 110 кВ - амперметр, счетчик активной и реактивной энергии, фиксирующий направление мощности (при избытке мощности включается один счетчик, при потреблении мощности из энергосистемы включается другой счетчик).

Трансформатор собственных нужд. На одну секцию - со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.

Сборные шины. На каждой секции или системе шин - вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп).

Сборные шины высшего напряжения - вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, регистрирующие приборы (частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр), приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп, осциллограф).

Шины 6 кВ собственных нужд - вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр для измерения фазных напряжений.

Шиносоединительный и секционный выключатель - амперметр.

Обходной выключатель - амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, счетчики расчетные и фиксирующий прибор.



7. ВЫБОР АППАРАТОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах.

Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению, роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению. Кроме того каждый аппарат зависимости от его назначения выбирается по ряду специфических параметров.

7.1 Выбор выключателей и разъединителей

Будем производить выбор выключателей по ряду параметров:

- по напряжению установки:

- по длительному току:

где - максимальный рабочий ток, протекающий через выключатель; - по отключающей способности:



где - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие соблюдается, а , то допускается производить проверку по полному току КЗ:

- по включающей способности:

- проверка на электродинамическую стойкость:

где - ток электродинамической стойкости;

- проверка на термическую стойкость:

где - ток термической стойкости;

- время протекания тока термической стойкости;

- тепловой импульс тока КЗ;

- время отключения КЗ (определяем по [1] в зависимости от точки КЗ).

Выбор разъединителей будем производить по 4 условиям: по напряжению, по току, по электродинамической и по термической стойкости.

7.1.1 Выбор выключателей ОРУ 110 кВ

Определяем расчётный максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок:

Примем к установке элегазовый выключатель DT1-145 фирмы Alstom.

Результаты расчёты показаны в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Выбор выключателей ОРУ 110 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель DT1-145	Разъединитель РНДЗ-1-110/1250 У1
		?
		?
		?

7.1.2 Выбор генераторных выключателей

Данные выключатели будем выбирать по наибольшему току КЗ или от самого генератора или от всех остальных источников.

Найдём максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок в цепи генератора Г4.

Результаты выбора генераторного выключателя в цепи генератора Г4 приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Выбор выключателей в цепи генераторов Г4

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель FKG-1M ALSTOM	Разъединитель РНДЗ-1-20/8000 У1
		?
		?
		?

Найдём максимальный ток присоединения с учётом возможных длительных перегрузок в цепи генератора Г1-Г3.

Результаты выбора генераторного выключателя в цепи генераторов Г1-Г3 приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Выбор выключателей в цепи генераторов Г1-Г3

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель FKG-1M ALSTOM	Разъединитель РНДЗ-1-20/8000 У1
		?
		?

7.1.3 Выбор выключателей КРУ 10 кВ и РУ СН

Для установки в потребительское КРУ 10 кВ и РУ СН выбираем шкафы SP15-Mile и выключатели серии LD либо Shell (в зависимости от тока присоединения) производства компании Tavrida Electric для установки в данные шкафы КРУ.

Выключатели в цепях ТСН будем выбирать по наибольшему току КЗ или от двигателей СН 1 секции или от всех остальных источников вместе, включая подпитку от второй секции СН.

Найдём максимальный ток, текущий через выключатели СН:

Ток, проходящий через выключатели цепей выводов реакторов СН, определён ранее при предварительном выборе реакторов.

Результаты выбора данных выключателей показаны в таблице 7.4 (Под для шкафов КРУ понимается ток главных цепей (ошиновки)).



Таблица 7.4 - Выбор выключателей в цепи ТСН

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ISM15-LD1-1	Шкаф Mile SP15
		?
		?
		?

Для резервных цепей СН выбираем аппараты по номинальному рабочему току и номинальному напряжению.

Для связи резервной магистрали питания СН с шинами СН выбираем такие же аппараты, как и для цепи основного источника питания СН (таблица 7.4).

Рассчитаем ток цепи выводов РТСН:

Выбираем выключатель ISM15-Shell-1 и шкаф КРУ SP15 Mile с номинальным током главных цепей 2000 А и номинальным током отключения 31,5 кА.

Выбор выключателей в потребительском КРУ 10 кВ отобразим в таблицах 7.5-7.7, соответсвенно для секционных выключателей, выключателей в цепях выводов токоограничивающих реакторов и выключателей отходящих к потребителям линий 10 кВ.

Рассчитаем токи присоединений для всех цепей с номинальным напряжением 10 кВ:

- цепи выводов реакторов:

- цепи секционных выключателей:

- цепи отходящих линий:

Таблица 7.5 - Выбор выключателей цепей выводов реакторов нагрузки

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ISM15-LD1-1	Шкаф Mile SP15

Таблица 7.6 - Выбор секционных выключателей в потребительском КРУ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ISM15-LD1-1	Шкаф Mile SP15
1	2	3
		?
		?



Таблица 7.7 - Выбор выключателей отходящих линий 10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ISM-LD-1	Шкаф КРУ SP15 Mile
		?
		?

7.2 Выбор реакторов

Выбранные предварительно реакторы ограничивают токи КЗ до необходимого по условию отключающей способности выключателей КРУ уровня.

Произведём их проверку на электродинамическую и термическую стойкость в режиме КЗ, проверим величину остаточного напряжения за реактором:

Необходимое остаточное напряжение не менее 60?75 % от .

Результаты выбора реакторов сведём в таблицу 7.8.

Таблица 7.8 - Проверка и окончательный выбор реакторов

Расчётные данные	Каталожные данные
Реакторы потребительского КРУ РБД-10-2500-0,20-У3
	-

7.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока (ТТ) производится по условиям:

- напряжению установки:

- максимальному рабочему току:

- электродинамической устойчивости:



где - кратность электродинамической стойкости.

Электродинамическая прочность шинных ТТ определяется таковой у самих шин. Проверку для шинных ТТ производить не нужно.

- термической стойкости:

где ? кратность термической стойкости;

- вторичной нагрузке

где - действительная и номинальная допустимая вторичные нагрузки ТТ соответственно. Трансформаторы тока в цепи генератора выполнены встроенными в токопровод.

Сравнение расчётных и справочных данных по ТТ указано в таблице 7.9.

Таблица 7.9 - Выбор ТТ в цепи генераторов

Расчётный параметр	Трансформатор тока ТЭНЕ-10-5000-250	Трансформатор тока ТЭНЕ-20-8000-300
Г1, Г2 и Г3	Г4
=10,5 кВ	=10,5 кВ	=10 кВ	=20 кВ
= 4330 А	=7939 А	=6000 А	=8000 А



Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому.

где ? сопротивление приборов:

где ? мощность потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток приборов;

? сопротивление соединительных проводов;

? сопротивление контактов, при 2-3 приборах , при большем количестве приборов .

Мощность потребляемая приборами приведена в таблице 7.10.

Таблица 7.10 - Мощности приборов

Прибор	Тип	Нагрузка, В•А
		Фаза А	Фаза B	Фаза С
Амперметр	Э-377	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1,0	-	1,0
Варметр	Д-365	1,0	-	1,0
Счётчик активной энергии	СА4У-И672М	2,5	-	2,5
Датчик активной мощности	-	0,5	-	0,5
Датчик реактивной мощности	-	0,5	-	0,5
Регистрирующий ваттметр	Н-395	0,1	-	0,1
Регистрирующий амперметр	Н-393	0,1	-	0,1
Итого		5,8	-	5,8



Сопротивление приборов для наиболее загруженной фазы:

По каталогу в классе точности 1. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов:

Будем использовать провода с алюминиевыми жилами. Принимаем длину проводов 60 м [1] и определяем необходимое сечение:

По условию механической прочности сечение не должно быть меньше 4 мм² для алюминиевых проводов. Поэтому выбираем контрольный кабель АКВВГ с сечением жилы 4 мм². Аналогично проводим выбор ТТ в других цепях главной схемы. Результаты выбора приведены в таблице 7.11.

Таблица 7.11 - Выбор ТТ

Место установки	Выбранные ТТ
Обмотки Г1-Г4	ТГВ24-1-0,5/P/P-6000/5 ТПЛО10-Р-1500/5
ОРУ 110 кВ	ТФЗМ110Б-3-0,5/P/P-1500/5
Т1-Т4 сторона ВН, нейтраль Т1-Т4 сторона НН	ТВТ-110-1-1/P-1000/5 ТШ-10-0,2/P-8000/5
ТСН сторона ВН ТСН сторона НН	ТПЛК-10-0,5/10P-600/5 ТПЛК-10-0,5/10P-800/5
Ввод в РУ СН блоков	ТШ-10-0,2/Р-8000/5
РТСН сторона ВН, нейтраль	ТВТ110-1-1/P-300/5
РТСН сторона НН	ТШЛ-10-0,5/P-2000/5
Ввод в потребительское КРУ	ТШ-10-0,2/Р-8000/5
Кабельные линии	ТЛ10-11-0,5/P-1500/5
Ячейка секционного выключателя потребительского КРУ	ТЛ10-11-0,5/P-1500/5

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) выбираются по условиям:

- напряжению установки:

- вторичной нагрузке:

где ? номинальная допустимая вторичная нагрузка ТН;

- нагрузка измерительных приборов и реле, подключённых к ТН.

В цепи генераторного токопровода применяем встроенные ТН: ЗНОМ-6 и ЗОМ-1/6 для блоков Г1 и Г2, тогда:

Приборы подключенные к ТН, их мощности показаны в таблице 7.12.

Таблица 7.12 - Измерительные приборы и их мощности

Прибор	Тип	Кол-во	Sобм, В·А			P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-377	1	2	1	-	2	-
Ваттметр	Д-365	2	1,5•2	1	-	6	-
Варметр	Д-365	2	1,5•2	1	-	6	-
Счётчик активной энергии	СА4У-И672М	1	2•2	0,38	0,925	1,52	3,81
Датчик активной мощности	Е-829	1	5	1	-	5	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	5	1	-	5	-
Ваттметр	Н-395	1	10•2	1	-	20	-
Вольтметр	Н-393	1	10	1	-	10	-
Частотомер	Н-397	1	3	1	-	-	-
Итого						55,52	3,81

Для данных ТН для работы в классе точности 1.

Сечение проводов в цепях напряжения принимаем по условию механической прочности и выбираем кабель АКРВГ с сечением жилы 2,5 мм².

Остальные ТН выбираем аналогично. Так число приборов, присоединённое к ТН других цепей, значительно меньше, то проверку по вторичной нагрузке не производим. Результаты выбора ТН показаны в таблице 7.13.

Таблица 7.13 - Выбор ТН

Место установки	Выбранный ТН
ОРУ 110 кВ	НКФ-110-83У1
Потребительское КРУ	НАМИ-10-95У3
РУ СН	НАМИ-6-66У3

Для защиты трансформаторов напряжения помимо ОПН будем использовать предохранители ПКН001-6У3.



8. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор сборных шин в ОРУ 110 кВ. В данном РУ сборные шины выполним гибкими проводами марки АС. Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току самого большого присоединения.

Выбираем 1 провод АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм, ). Проверяем выбранное сечение на термическое действие тока КЗ в соответствии с [1]:

где С - функция, значение которой для проводов АС в соответствии с [1] равно 90 А•с^1/2/мм².

Для напряжения 110 кВ ПУЭ устанавливают минимальное сечение провода по условиям короны для ВЛ 70 мм². Но так как расстояние между проводами в ОРУ меньше чем на ВЛ проведём проверку по условиям коронирования.

Начальная критическая напряжённость:

где - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности для многопроволочных проводов;

- радиус провода.

Напряженность вокруг провода:

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при их горизонтальном расположении.

Напряжение при расчёте примем 121 кВ так как на шинах станции поддерживается напряжение 1,1 U_ном.

Условия отсутствия короны выполняются. Окончательно утверждаем в качестве проводов для сборных шин провода марки АС-330/27.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочных трансформаторов до сборных шин также выполняем гибкими проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока j_э = 1 А/мм² [1].

Блоки генераторов Г1-Г3:



Округляем до ближайшего стандартного сечения и выбираем 1 провод АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм, ).

Расстояния между проводниками такие же, как и для сборных шин.

Блок генератора Г4:

Округляем до ближайшего стандартного сечения и выбираем 2 провода АС-330/27 на фазу (q = 351,6 мм², d = 24,4 мм, ). Расстояния между проводниками такие же, как и для сборных шин.

Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования для блока Г1-Г4:

Так же выберем гибкий провод для соединения РТСН со сборными ОРУ 110 кВ.



Так как в ОРУ станции желательно иметь не более 2 марок провода, то выбираем провод АС-330/27.

Участок от генераторов до блочных трансформаторов выполним комплектным, пофазно экранированным токопроводом, который включает в себя также отпайки СН и к потребительским КРУ.

Для блоков Г1-Т1, Г2-Т2 и Г3-Т3 выбираем токопровод ТЭНЕ-10-5000-250 производства ОАО «АБС ЗЭиМ Автоматизация» на номинальное напряжение , номинальный ток , ток электродинамической стойкости .

Для блока Г4-Т4 выбираем токопровод ТЭНЕ-20-8000-300 производства ОАО «АБС ЗЭиМ Автоматизация» на номинальное напряжение , номинальный ток , ток электродинамической стойкости .

Соединение от РТСН до РУ СН выполним комплектным токопроводом, выбираем его по экономической плотности тока.

Выберем токопровод по номинальному току (для комплектных токопроводов 6 кВ q = 14600 мм²):

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-6-3150-128 с ,

Участок от ТСН до РУ СН блока Г1-Т1 выполним аналогичным токопроводом:

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-6-3150-128.

Проверим выбранный токопровод на электродинамическую стойкость:

Участки от токопроводов до реакторов и от реакторов до шкафов КРУ в потребительском КРУ и РУ СН блоков Г1-Т1, Г2-Т2, Г3-Т3 и Г4-Т4, а также сборные шины в данных РУ выполним жёсткими медными шинами.

Расстояние между фазами исходя из конструкции ячеек КРУ шины расположены в вершинах прямоугольного треугольника. Длина пролёта

РУ СН блоков:

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку в пределах РУ выбираем по максимальному длительному току.

Выбираем для установки однополосные шины с сечением полосы 10Ч80 мм² и допустимым током 1250 А. Выбираем номинальный ток сборных шин для шкафов КРУ типа MP15 Mile.

Потребительское КРУ:

Выбираем двухполосные медные шины с сечением полосы 10Ч80 мм² и номинальным током 2000 А. Выбираем номинальный ток сборных шин для шкафов КРУ всех типов 2500 А.

Отходящие кабельные линии от потребительского КРУ выполним кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Определим рабочий ток одного присоединения:



Максимальный ток в кабеле равен:

Определяем по экономической плотности тока необходимое сечение:

Выбираем трёхжильный кабель АПвЭП-3,6/6 с сечением жил

Проверим выбранное сечение по допустимому току.

где ? коэффициент учитывающий прокладку рядом двух кабельных линий (расстояние между линиями 100 мм);

? коэффициент учитывающий температуру окружающей среды (кабели проложены в земле).

= 1 - коэффициент учитывающий глубину прокладки (0,7 м).

Так как увеличиваем сечение и выбираем 3 одножильных кабеля АПвЭП-3,6/6 с сечением жилы 625 . А также увеличиваем расстояние между кабельными линиями до 400 мм (одножильные кабели расположены треугольником).

Допустимый ток такого кабеля:



Произведём проверку на термическую стойкость.

Минимальное сечение кабеля определяется:

где по [1];

Для кабеля данной марки и сечения жилы завод изготовитель предлагает сечение экрана от 35 до 70 мм². Условие выбора сечения экрана:

где ? ток двухфазного КЗ:

? допустимый ток экрана жилы, для необходимого нам он определяется:

Необходимое минимальное сечение экрана равно:



Округляем его до стандартного и выбираем сечение экрана

Все выбранные аппараты и токоведущие части представлены на главной схеме электрических соединений в листе 2 графической части проекта.



9. ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов - питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, циркуляционных насосов и т. д.

Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов СН, что возможно лишь при надежном электроснабжении их.

Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.

Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно «Нормам технологического проектирования тепловых электрических станций» (НТП) электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании.

Напряжения, применяемые в системе СН, 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВ) и 0,4 кВ (для остальных электродвигателей и освещения).

Питание СН осуществляется отпайками от энергоблоков и поводами от ОРУ 110 кВ.

При повреждениях в генераторах или в тепломеханической части нарушается питание СН электростанции. Поэтому кроме рабочих источников СН предусматривается резервный источник. Таким источником является резервный трансформатор, присоединенный к шинам ОРУ 110 кВ, связанных с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов станции питание СН будет осуществляться от энергосистемы. На тот случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение в СН не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии, предусматривается аккумуляторная батарея.

Мощности рабочих трансформаторов СН рассчитаны ранее.

Резервное питание секции СН осуществляется от резервной магистрали, связанной с резервным трансформатором СН.

Многочисленные потребители СН напряжением 0,4 кВ присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6-0,4 кВ. Трансформаторы 6-0,4 кВ мощностью 630 кВ·А установлены преимущественно в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, на ОРУ и т. д. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически. Секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели ВА50-41.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на СН трансформаторы имеют РПН.

Потребление электроэнергии на собственные нужды газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4-0,9 %, а при покрытии пиков 0,6-1,7 %. В тепловых схемах парогазовых ТЭЦ помимо приводов ДК и других вспомогательных механизмов ГТУ необходимо учитывать следующие потребители электроэнергии собственных нужд: питательные насосы КУ; циркуляционные насосы испарительных поверхностей КУ; насосы циркуляционной воды системы охлаждения; вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения; насосы систем регенерации и водоподготовки; прочие вспомогательные механизмы и системы.

Для электростанций с ПГУ или электростанции с ГТУ единичной мощностью агрегата более 25 МВт рекомендуется устанавливать дизель-генераторные установки на напряжение 0,4 кВ для электроснабжения приводов механизмов, обеспечивающих безаварийный останов газовой и паровой турбин. Для пуска с нуля газотурбинных установок после их полного останова при системных авариях или чрезвычайных ситуациях предусматриваются дизель-генераторы 0,4 кВ.

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин. Количество блочных секций РУСН 6 кВ и 0,4 кВ выбирается из расчета не менее двух секций на блок при наличии парных ответственных механизмов собственных нужд, независимо от мощности агрегата, либо одна секция на ГТУ при отсутствии парных механизмов СН. Питание общестанционных секций 6 кВ рекомендуется выполнять одним из следующих способов:

- от отдельных общестанционных трансформаторов, подключаемых к разным секциям или системам шин одного РУ или к РУ разных повышенных напряжений;

- от одного трансформатора с расщепленными обмотками, подключенного к РУ повышенного напряжения;

- от отдельных обмоток рабочих трансформаторов собственных нужд блоков ПГУ или ГТУ.



10. ВЫБОР КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Открытое распределительное устройство (ОРУ) состоит из комплекса опорных конструкций (порталы, фундаменты, опорные стойки и др.), сооружаемых из металла или железобетона, и устанавливаемого на этих конструкциях электрооборудования (силовые выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, ошиновка и др.), а так же кабельных каналов, подъездных дорог и ограждений.

В ОРУ предусматривают проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий; габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте.

Гибкие шины монтируют из многопроволочных проводов. Соединения гибких шин выполняют в петлях у опор сваркой, а ответвления в пролете - способом, не требующим разрезания шин. Шины ОРУ подвешивают на одинарных гирляндах изоляторов. Сдвоенные гирлянды применяют лишь в случаях, когда одинарная гирлянда не удовлетворяет условиям механической прочности. Применение разделительных (врезных) гирлянд не допускается закрепления гибких шин и тросов в натяжных и подвесных зажимах в отношении прочности должны соответствовать требованиям, приведенным в ПУЭ. При определении нагрузок на гибкие шины учитывают вес гирлянд изоляторов и спусков к аппаратам и трансформаторам, а при расчете нагрузок на конструкции дополнительно вес человека с инструментом и монтажными приспособлениями. Коэффициент запаса механической прочности для подвесных изоляторов при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к испытательной нагрузке. Расчетные механические усилия, передающиеся при коротком замыкании жесткими шинами на опорные изоляторы, принимают в соответствии с требованиями ПУЭ. Коэффициент запаса механической прочности в сцепной арматуре для гибких шин при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к разрушающей нагрузке.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики, воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

ОРУ должно быть ограждено. Открытые распределительные устройства 110 кВ занимают обычно довольно значительную территорию, что в современных условиях объясняется большим числом рабочих ячеек, крупными размерами электроаппаратов, значительными габаритными расстояниями между токоведущими частями, а также между ними и землей.

В данном проекте применена схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рисунок 10.1).

В данной компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается, показано лишь место его установки.

Из рисунка 10.1 видно, что каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин.

Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.



Рисунок 10.1 - Компоновка ОРУ 110 кВ

Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. Чтобы избежать схлестывания проводов устанавливают дистанционные распорки.

Для ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку, в которой все выключатели размещаются в один ряд, что облегчает их обслуживание. Вдоль ряда выключателей предусмотрен проезд: шириной 4000 мм и высотой 4300 мм. С другой стороны проезда размещаются в один ряд измерительные трансформаторы тока. Далее установлены линейный и обходной разъединители.

Рабочие системы шин расположены с одной стороны от ряда выключателей, обходная - с другой.

Опоры выполнены стандартными железобетонными конструкциями. Высота линейных порталов 11360 мм, шинных - 7850 мм расстояние между стойками 3000 мм.

Сборные шины и ошиновка выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами АС-330/27. Расстояние между фазами 3000 мм, высота подвески сборных шин 7850 мм.

Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Шаг ячейки 9000 мм, длина ячейки 41000 мм, расстояние между крайними токоведущими частями соседних ячеек 2000 мм. Минимальное расстояние от земли до кромки фарфора изолятора 4000 мм.

Шинные разъединители первой системы шин выполнены трёхфазными и установлены в один ряд. А шинные разъединители второй системы шин установлены непосредственно под осью системы шин (применено килевое расположение разъединителей). Так как длина шлейфа от выключателя до разъединителя велика, то во избежание схлёстывания установлены опорные изоляторы.

Применены подвесные изоляторы марки 9 ПО-6А, число изоляторов в гирлянде - 7.

Токоведущие части расположены в 3 яруса.

На выходных порталах установлены молниеприёмники, их высота 19360 мм.

Ячейка обходного выключателя дополнительно используется для подключения шинных аппаратов 2 системы шин, на второй системе шин для этих целей используется линейная ячейка.

В линейных ячейках на линейных порталах подвешены в 2 фазах ВЧ заградители, конденсаторы связи также установлены в 2 фазах и расположены рядом с порталом на опорных стойках.

Территория ОРУ ограждена забором, высота забора 1600 мм.

К ОРУ 110 кВ присоединены 3 линии связи с потребителями, 3 лини связи с энергосистемой, два силовых трансформатора ТРДН-63000/110, трансформатор ТРДН-80000/110, трансформатор ТДЦ-160000/110 и резервный трансформатор собственных нужд ТДНС-16000/110. Все выключатели в ОРУ 110 кВ (элегазовые, баковые, марки DT1-145, производителя: «Alstom»), согласно рекомендации из [2] располагаются в один ряд около второй системы шин.

На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. Данное РУ выполнено размещено в здании зального типа и выполнено комплектным. Реакторы установлены горизонтально по углам прямоугольного треугольника. Расстояние между осями реакторов фаз 2500 мм.

В данном РУ использованы шкафы КРУ Mile марки SP-15 с выключателями ISM15-LD1 и ISM15-Shell-1 на выкатных тележках. Применение шкафов КРУ позволяет снизить стоимость, ускорить монтаж и повысить безопасность обслуживания. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена двухполосными прямоугольными медными шинами (10Ч80 мм), которые крепятся на опорных изоляторах.

КРУ выполнено по схеме с двойной секционированной системой сборных шин. Секций питается от трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения

Шкафы КРУ расположены в 2 ряда. В выбранных ячейках КРУ (SP15) сборные шины расположены в верхней части шкафа (необходимо двухстороннее обслуживание), поэтому шкафы расположены на расстоянии 800 мм от стены. Также по этой причине ряды шкафов КРУ выровнены по задней стенке.

Расстояние от пола до шинных конструкций 1640 мм, от шинных конструкций до потолка 1100 мм.

Шинные мосты, а также шинные перемычки между секциями выполнены комплектными (поставляются вместе со шкафами КРУ).

Для возможности последующего расширения РУ предусмотрены пустые ячейки с торцов каждой секции. Отходящие кабельные линии выполнены тремя кабелями с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке (3ЧАПвЭП 3,6/6).

РУ СН также выполнено комплектными шкафами SP15 Mile, что позволяет снизить стоимость, ускорить монтаж и повысить безопасность обслуживания. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена однополосными прямоугольными медными шинами (10Ч40 мм), которые крепятся на опорных изоляторах.



11. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ СТОЙКОСТИ ГИБКИХ ШИН

11.1 Механический расчет гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах

Монтаж гибкой ошиновки распределительных устройств может выполняться в широком диапазоне температур окружающего воздуха, важно правильно выбрать соответствующие стрелы провеса в реальных условиях монтажа.

Если стрела провеса занижена по сравнению с расчетной, в режиме низших температур напряжение может превысить допустимое. При завышении стрелы провеса в режиме высших температур и при гололеде могут нарушиться габариты до земли и пересекаемых сооружений.

Для определения необходимой стрелы провеса и максимального тяжения провода при монтаже проводов, необходимо иметь монтажные кривые для данного проводника и монтируемого пролета токоведущей части. Для получения монтажных кривых, необходимо произвести механический расчет гибких проводников.

На кафедре «Электрические станции» БНТУ была разработана компьютерная программа MR214, представляющая собой интегральную среду, которой мы пользовались при проведении механических расчетов гибких шин ОРУ 110 кВ.