В горелке предусмотрена комбинированная раздача газа. "Центральный" газ проходит в кольцевом зазоре между трубой центрального воздушного канала и трубой диаметром 325 мм и выходит через отверстия на боковой поверхности конического насадка под углом к движению воздушного потока. В коническом насадке имеется два ряда по 18 отверстий диаметром 27 и 32 мм для прохода газа. "Периферийный" газ подается в кольцевой коллектор одной трубой и выходит через конфузорные сопла под прямым углом к направлению воздушного потока.

Необходимое расчетное давление газа перед горелкой при номинальной нагрузке составляет 0,4 кгс/см², а производительность 4640 нм³/ч.

Горелка снабжена защитно-запальным устройством типа ЗЗУ, работающим на природном газе или на пропан-бутоновой смеси.

Минимально допустимое давление газа перед электромагнитным вентилем запальника 0,01 кгс/см², максимально допустимое равно 5 кгс/см².

Горелки укомплектованы паромеханическими мазутными форсунками "Титан-М", обеспечивающими при давлении 35 кгс/см²производительность 4,4 т/ч. Конструкция форсунки допускает глубокое регулирование ее производительности путем изменения давления мазута.

2.2.2 Определение расхода топлива котлоагрегата

Расход топлива необходимый для сжигания в котле определяется по следующей формуле:

(2.72)

где - расчетная производительность котлоагрегата, кг/с;

- энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды, кДж/кг;

- расход пара на вторичный (промежуточный) перегрев, кг/с;

- энтальпия вторичного перегрева соответственно на входе и на выходе пароперегревателя, кДж/кг;

- располагаемая теплота топлива кДж/кг;

- КПД котлоагрегата.

Расчет для мазута.

(2.73)

Тогда согласно формуле (2.72):

Расчет для газа.

(газопровод «Торжок-Минск-Ивацевичи»).

где - низшая теплота сгорания на сухую массу;

-низшая рабочая теплота сгорания;

- энтальпия топлива.

Перечень вспомогательного оборудования

- топливо: мазут, природный газ;

- тип дымососаДОД-31,5 ФГМ; мощность привода,1100 кВ;

-тип дутьевого вентилятораВДН-25х2; мощность привода1100 кВт;

- тип дымососа рециркуляции ГД-31; мощность привода, 397кВт.

Таблица 2.8-Параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням

Точка процесса	Параметры пара и воды
	Р, ата	t, С	h, ккал/кг	Р?, ата	tн, С	h?, ккал/кг	tп, С	hп, ккал/кг
1	56,25	368	742,3	52,37	265,6	277,7	262,4	273,5
2	40	326	724,7	36,85	244,4	252,8	237,4	246,0
2?	35	540	860,0	-	241,4	249,5	-	-
3	15,6	445	801,3	14,22	194,9	198,2	192,9	199,2
Д	15,6	445	801,3	-	164,2	165,7	164,2	165,7
4	6,7	331	748,0	6,04	158	159,4	153,3	154,7
5	4,04	274	720,2	3,7	140,2	140,9	135,2	136,2
6	2,28	215	693,2	2,26	123,1	123,3	-	-
6тп	2,48	252	710,0	2,26	123,5	123,7	118,5	119,2
7	1,21	158	666,6	1,1	101,8	101,9	99,6	99,7
8	0,583	96	638,7	0,525	82,1	82,1	77,1	77,5
9	0,254	64	612,0	0,229	62,6	62,6	58,6	59,2
К	0,035	26,36	571,2	-	26,36	26,4	26,36	26,4

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. Выбор основного электрооборудования и разработка схемы выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы.

3.1 Выбор числа и мощности генераторов

При выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (КЭСмощностью 600 МВт). На основании предыдущих расчётов принимается генераторТГВ-300-2У3 соизмеримый с мощностью турбины. Паспортные данные генераторов представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Паспортные данные генераторов

Тип генератора	SНОМ, МВА	PНОМ, МВт	cosц	UНОМ, кВ	IНОМ, кА	xd??, о.е.	цТ, у.е.
ТГВ-300-2У3	353	300	0,85	20	10,2	0,195	900000

У всех генераторов принята следующая система охлаждения: а) обмотка статора - Н/В; б) сталь статора - Н/В; в) обмотка ротора - Н/В. Система возбуждения - ТС (тиристорная система самовозбуждения).

3.2 Разработка структурных схем

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

Поскольку в проектируемой КЭС выдача энергии потребителям осуществляется на двух напряжениях, то предусматривается сооружение РУВН 330 кВ и РУСН 110 кВ. Связь с системой осуществляется по линиям 110 и 330 кВ.

По первому варианту два генератора станции мощностью 300 МВт соединяются в блоки с трансформаторами на напряжение 330 кВ и 110 кВ согласно рисунку3.1.

Рисунок 3.1 - Структурная схема КЭС по первому варианту

По второму варианту генераторы станции мощностью 300 МВт соединяются в блоки с повышающими автотрансформаторами на напряжение 330 кВ и 110 кВ согласно рисунку3.2.

Рисунок3.2 - Структурная схема КЭС по второму варианту

3.3 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

Схема 1

Мощность блочных трансформаторов выбирается из единственного условия:

(3.1)

где - расчетная мощность блочных трансформаторов;

- мощность генератора в блоке;

- активная мощность генератора;

- коэффициент мощности генератора;

- мощность, отводимая на собственные нужды в блоке;

k_СН - расход на собственные нужды, задается k_СН=8%;

- коэффициент мощности собственных нужд [3];

- коэффициент спроса, задается

Мощность трансформаторов Т1, Т2:

Марка трансформаторов Т1, Т2- ТДЦ-400000/330, ТДЦ-400000/110.

Мощность автотрансформаторов связи определяется исходя из перетока мощности от шин высшего напряжения к шинам среднего напряжения S_ПН в нормальном режиме и при остановке одного генератора S_{ПЕР.МАКС}. Мощность каждого из двух автотрансформаторов связи с учетом перегрузочной способности определяется:

(3.2)

где - мощность перетока, МВт;

- коэффициент мощности нагрузки 110 кВ [3].

Мощность автотрансформаторов АТ1 и АТ2:

Принимаетсямарка автотрансформаторов АТ1, АТ2 - АТДЦТН-200000/330/110.

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблицах3.2 и 3.3.

Таблица 3.2 - Паспортные данные выбранных трансформаторов по схеме 1

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Uк, %	цТ, тыс. у.е.
	ВН	НН	ХХ	КЗ
ТДЦ-400000/330	347	20	300	790	11,5	398,5
ТДЦ-400000/110	121	20	320	900	10,5	373

Таблица 3.3 - Паспортные данные выбранных автотрансформаторов по схеме 1

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Uк,%	цТ, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН-СН	ВН-НН	СН-ВН
АТДЦТН-200000/330/110	330	115	38,5	155	560	10,5	38	25	291

Схема 2

При выборе трансформаторов АТ1, АТ2 используется изложенная выше методика.

Выбор блочных автотрансформаторов АТ1, АТ2:

ПринимаетсяавтотрансформаторАТДЦТН-400000/330/110.

Паспортные данные автотрансформаторов приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Паспортные данные выбранных автотрансформаторов по схеме 2

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Uк,%	цТ, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН-СН	ВН-НН	СН-ВН
АТДЦТН-400000/330/110	330	115	21	180	720	10,5	38	25	500

4. Выбор главной схемы электрических соединений и схемы питания собственных нужд

4.1 Определение числа присоединений в РУ

Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в каждом РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_лэп), числа линий связи с системой (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св) или питающих трансформаторов (n_т), подключенных к данному РУ:

n_ру=n_лэп+n_св+n_т.св+n_т, (4.1)

Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(4.2)

где Р_л- наибольшая активная мощность, передаваемая на одну цепь, МВт [3];

Р_макс - наибольшая активная мощность, выдаваемая потребителям, МВт.

По (4.2) определяется:

Принимается

Результаты расчета по первому и второму варианту сведены в таблицы 4.1 и 4.2

Таблица 4.1 - Число присоединений по первой схеме

	РУ 330 кВ	РУ 110 кВ
1	2	3
nлэп	-	4
nсв	2	2
nт.св.	2	2
nт	1	1
Итого:	5	9

Таблица 4.2 - Число присоединений по второй схеме

	РУ 330 кВ	РУ 110 кВ
nлэп	-	4
nсв	2	2
nт.св.	2	2
nт	-	-
Итого:	4	8

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.2.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

Необходимая мощность собственных нужд, МВА:

(4.3)

где - расход на собственные нужды;

- коэффициент спроса.

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд:

(4.4)

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд в блоке:

Принимается мощность рабочего трансформатора собственных нужд S_ном=32 МВА, марка трансформатора - ТРДНС-32000/35.

Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Паспортные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	SНОМ, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	UКВН-НН, %	UКНН1-НН2, %	PХ, кВт	PК, кВт	цТ, тыс. у.е.
ТРДНС-32000/35	32	20	6,3	12,7	40	29	145	69,6

4.2.2 Выбор пускорезервных трансформаторов собственных нужд

Мощность пускорезервных трансформаторов СН выбирается на один порядок выше (в 1,6 раза) мощности наибольшего рабочего трансформатора СН. Для первого варианта пускорезервный трансформатор присоединяется к низшей стороне автотрансформаторов связи - ТРДНС-63000/35, для второго варианта к сборным шинам ОРУ 110 кВ - ТРДНС-63000/110

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Каталожные данные пускорезервного трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	SНОМ, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	UКВН-НН, %	UКНН1-НН2, %	PХ, кВт	PК, кВт	цТ, тыс. у.е.
ТРДНС-63000/35	63	36,75	6,3	12,7	40	44	250	109
ТРДНС-63000/110	63	115	6,3	10,5	30	50	245	110

4.3 Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

На основании имеющихся данных производится технико-экономическое сравнение двух вариантов главной схемы электрических соединений с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

(4.7)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

Е_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, принимается равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии (не учитывается).

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

(4.8)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта принимаетсяР_а=6,4 %, Р_о=2,5 %;

ДЭ - потери энергии в МВт·ч;

в - стоимость одного МВт·ч потерянной энергии: в=80 у.е./(МВт·ч).

Потери энергии, кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе и автотрансформаторе:

(4.9)

где ДР_хх - потери холостого хода;

ДР_кз - потери короткого замыкания;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

S_макс - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принятьТ=8760 час;

ф - число часов максимальных потерь, принимается ф=3500 час.

Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схем, результаты сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Результаты расчёта капиталовложений

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у.е.	Вариант 1	Вариант 2
		Кол.	Общая стоимость	Кол.	Общая стоимость
ТДЦ-400000/330	398	1	535	-	-
ТДЦ-400000/110	373	1	505	-	-
АТДЦТН-20000/330/110	291	2	815	-	-
АТДЦТН-400000/330/110	500	-	-	2	1250
ТРДНС-63000/35	109	1	181	-	-
ТРДНС-63000/110	110	-	-	1	190
Ячейка ОРУ 110 кВ	46	9	414	8	368
Ячейка ОРУ 330 кВ	170	5	850	4	680
Итого			3300		2488

Схема 1:



Потери в трансформаторах:

- блочные трансформаторы:

МВт·ч,

МВт·ч,

- автотрансформаторы связи:

МВт·ч,

И_пот=80·(4430,9+4857,2+5027,7)·10^-3=1145,3 тыс. у.е.,

И=И_а+И_пот=303,1+1145,3=1448,4 тыс. у.е.,

З=0,12·3300+1448,4=1844,4 тыс. у.е.

Схема 2:

тыс. у.е.

Потери в трансформаторах:

- блочные автотрансформаторы:

МВт·ч,

И_пот=80·10354·10^-3=828тыс. у.е.,

И=И_а+И_пот=221,4+828=1049,4тыс. у.е.,

З=0,12·2488+1049,4=1348тыс. у.е.

Результаты сравнения приведены в таблице 4.9.

Таблица 4.9 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Показатели	Вариант 1	Вариант 2
К, тыс. у.е.	3300	2488
И, тыс. у.е.	1448,4	1049,4
ЗП, тыс. у.е.	1844,4	1348

Согласно проведенному технико-экономическому сравнению приведенные затраты на сооружение системы З_П1и З_П2 отличаются друг от друга на36 %.Предпочтение отдается более дорогому первому варианту, в котором используются2 автотрансформатора связи общей мощностью 400 МВА, обеспечивающих передачу мощности из одной системы в другую в аварийном режиме.

4.4 Разработка схемы питания собственных нужд

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.

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. Напряжение питания крупных электродвигателей (мощностью более или равной 200 кВт) принимается равным 6кВ, для остальных электродвигателей переменного тока принимается напряжение питания380 В.

Питание потребителей в схеме собственных нужд производится от трансформаторов собственных нужд, подключенных отпайкой к соответствующему генератору. Трансформаторы собственных нужд выполняются с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Резервное питание секций собственных нужд осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами собственных нужд.

Число рабочих ТСН соответствует числу блоков. Подключаются они на ответвлении между генераторным выключателем и повышающим трансформатором. Выбранные ТСН трансформируют напряжение с 20 на 6кВ.

РУ 6 кВ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины разделяются на секции, таким образом, на каждый блок приходится по две секции, которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Каждая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.

Питание собственных нужд каждого блока от двух секций дает возможность при отказе или ремонте на одной из секций сохранить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке (50-60 %). На каждой секции предусматривается ввод автоматически включаемого резервного питания (АВР).

Для питания шин 0,4 кВ, к которым подключаются мелкие двигатели, электроприемники и прочие нагрузки, необходима установка понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ.

Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступени 6/0,4 кВ складывается из мощностей многочисленных, но мелких электроприемников.

Опираясь на опыт проектирования электростанций, для обеспечения технологического процесса и надежности электроснабжения, предусмотрена установка цеховых трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ, которые распределяются следующим образом. В зависимости от мощности потребителей на 0,4 кВ блока, на каждом блоке устанавливается 2 или 3 трансформатора6/0,4 кВ мощностью 1000 кВА. Один питает потребителей машинного отделения, другие - котельного. Устанавливают также дополнительные трансформаторы для питания нагрузок, расположенных на ОРУ, вентиляторов, системы охлаждения трансформаторов, освещения, компрессоров. Резервирование рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ осуществляется установкой дополнительных трансформаторов. Основные секции РУ 0,4 кВ питаются от трансформаторов 6/0,4 кВ через автоматические выключатели.

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчетные условия короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ.

На схеме намечаются расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

-на сборных шинах РУ каждого напряжения;

- на выводах генераторов;

- за рабочими и резервными трансформаторами собственных нужд.

Общее число расчетных точек не должно превышать 5-7. Расчетное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчета. Если необходима проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время берется равным 0. Если необходима проверка выключателей на отключающую способность, то время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01с) и собственного времени отключения выключателя.

В качестве расчетного вида короткого замыкания принимается трехфазное замыкание.

5.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:

-для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

- по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

- путем постепенного преобразования схема замещения приводится к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующийся определенным значением результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

- зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяются начальное значение периодической составляющей тока КЗI_п.о., затем определяется ударный ток, при необходимости, периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

5.3 Определение параметров элементов схемы замещения

Принимается

S_б=1000 МВА,

U_б1=340 кВ,

U_б2=115 кВ.

Сопротивления схемы при базисных величинах:

Сопротивление системы:

(5.1)

Сопротивление генераторов:

(5.2)

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

(5.3)

Сопротивление трехобмоточных и автотрансформаторов:

(5.4)

(5.5)

(5.6)

Сопротивление линий:

(5.7)

где Ѕ_нг, Ѕ_нт - номинальные мощность генератора и трансформатора;

U_к% - напряжение КЗ трансформатора;

Х_о - удельное сопротивление линии (Х_о=0,4 Ом/км);

L- длина линии.

Тогда сопротивление системы по (5.1):

Сопротивление генераторов по (5.2):

СопротивлениеТ₁, Т₂по (5.3):

Сопротивление ТСН₁, ТСН₂ по (5.4),(5.5), 5.6):



Автотрансформаторы АТ₁,АТ₂:

Трансформатор ПРТСН:

Воздушные линии по (5.7).

5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ

Расчет токов КЗ производится с помощью программы TKZ. Файл с результатами расчета представлен в приложении.

Приводится подробный расчет для одной точки КЗ (К1), все остальные результаты сведены в таблицу 5.1

Расчетная схема замещения представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема замещения

5.5 Расчет ударного тока КЗ

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

(5.8)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.9)

Ветвь генератора Г2:

(5.10)

Суммарный ток:

(5.11)

5.6 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени

Устанавливаютсяэлегазовые выключатели типа ВГТ:

(5.12)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.13)

(5.14)

по [3],

(5.15)

Ветвь генератора Г2:

Суммарный ток:

(5.16)

5.7 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 330 кВ:

(5.17)

Ветвь системы, связанной со сборными шинами 110 кВ:

Ветвь генератора Г1:

(5.18)

Ветвь генератора Г2:

(5.19)

Суммарный ток:

(5.20)

Расчет для остальных точек аналогичен и результаты занесены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Данные по токам короткого замыкания

Точка КЗ	Источники	Iпо, кА	Iпф, кА	iу, кА	iаф, кА
1	2	3	4	5	6
К1 на шинах 330 кВ	С1 С2 Г1 Г2 У	2,766 0,745 2,022 1,334 6,877	2,766 0,745 1,86 1,26 6,64	6,806 1,738 5,632 3,715 17,891	0,939 0,144 2,443 1,609 5,135
К2 на шинах 110 кВ	С1	4,471	4,471	11,002	1,515
	С2 Г1	3,443 3,269	3,443 3,138	8,033 9,107	0,628 3,943
	Г2 У	6,160 17,343	5,06 16,112	17,162 45,304	7,451 13,537
К3 на выводах генератора Г1	С1 С2 Г1	15,831 12,181 11,770	15,831 12,181 11,54	38,956 28,424 32,791	5,365 2,331 14,237
	Г2 У	50,980 90,562	42,82 82,372	142,031 242,202	61,667 83,6
К4 за ТСН	С1 С2 Г1 Г2 У	2,442 1,879 1,784 7,863 13,968	2,442 1,879 1,76 7,86 13,941	6,008 4,384 4,969 21,905 37,266	0,827 0,358 2,153 9,508 12,846
К5 за стороной НН АТ	С1 С2 Г1 Г2 У	2,494 1,916 1,822 3,430 9,662	2,494 1,916 1,79 3,33 9,53	6,136 4,471 5,076 9,555 25,238	0,844 0,366 2,202 4,149 7,561
К6 за ПРТСН	С1 С2 Г1 Г2 У	3,884 2,984 2,838 5,342 15,048	3,884 2,984 2,79 5,27 14,928	9,558 6,963 7,907 14,884 39,312	1,315 0,570 3,433 6,462 11,78

6. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов и приборов

6.1 Выбор коммутационных аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

6.1.1 Выбор выключателей

Так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

- по напряжению установки

(6.1)

- по длительному току

(6.2)

- по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

(6.3)

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

(6.4)

где- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие соблюдается, ато допускается проверка по отключающей способности по полному току КЗ:

(6.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ:

(6.6)

где I_пр,с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ;

i_пр.с - амплитудное значение сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(6.7)

где - тепловой импульс по расчету:

 (6.8)

где I_т - предельный ток термической стойкости (по каталогу);

t_т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Значение периодической составляющей тока КЗI_п,о берется из пункта расчета токов КЗ.

6.1.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по напряжению установки:

(6.9)

По длительному току:

(6.10)

На электродинамическую стойкость разъединитель проверяется по предельному сквозному току КЗ:

(6.11)

На термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу:

(6.12)

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 330 кВ.

Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:

 (6.13)

где k - коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок. Для генераторов равен 1,05.

Тепловой импульс:

(6.14)

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.1.

На ОРУ330 кВ выбираются выключатели ВГК-330II^*-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ.2-330/1000У1 с приводом ПДН-1У1.

Таблица 6.1 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ВГК-330II*- 40/3150У1	Разъединитель РНДЗ.2-330/1000У1
Uуст=330 кВ	Uном=330 кВ	Uном=330 кВ
Imax=648А	Iном=3150 А	Iном=1000 А
Iп,ф=6,64 кА	Iотк.ном=40 кА	-
iа,ф=5,135 кА	iном=·вном·Iотк.ном= =0,3·40=16,97 кА	-
Iп,о=6,87кА	Iпр.с=40 кА	-
iу=17,89кА	iпр.с=102 кА	iпр.с=160 кА
Вк=14,1 кАІс	Iт2tт=402·3=4800 кАІс	Iт2tт=632·1=3969 кАІс

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 110 кВ.

Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:



где k - коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок. Для генераторов равен 1,05.

Тепловой импульс по (6.14):

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.2.

На ОРУ110 кВ выбираются выключатели ВГТ-110II^*-40/2500У1 и разъединитель РНДЗ.2-110/2000У1 с приводом ПДН-1У1.

Таблица 6.2 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ВГТ-110II*-40/2500У1	Разъединитель РНДЗ.2-110/2000У1
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=1945А	Iном=2500 А	Iном=2000 А
Iп,ф=16,11 кА	Iотк.ном=40 кА	-
iа,ф=13,54 кА	iном=·вном·Iотк.ном= =·0,3·40=16,97 кА	-
Iп,о=17,34кА	Iпр.с=40 кА	-
iу=45,3кА	iпр.с=102 кА	iпр.с=100 кА
Вк=90,2 кАІс	Iт2tт=402·3=4800 кАІс	Iт2tт=402·1=1600 кАІс

Выбор выключателей за трансформаторами собственных нужд.

Ток нормального режима:

(6.15)

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для этого случая равен 1.

Тепловой импульс:

(6.16)

Результаты выбора выключателя сводим в таблицу 6.3.

Выбирается элегазовый выключатель FPX074016 в выкатном исполнении в ячейке КРУ UniGearтипа ZS1.

Таблица 6.3 - Расчетные и каталожные данные выключателей

Расчётные данные	Выключатель FPX074016
Uуст=6,3 кВ	Uном=7,2 кВ
Imax=1466 А	Iном=1600 А
Iп,ф=13,94 кА	Iотк.ном=40 кА
iа,ф=12,85 кА	iном=·вном·Iотк.ном= =·0,3·40=16,92 кА
Iп,о=13,97кА	Iпр.с=40 кА
iу=37,27кА	iпр.с=40 кА
Вк=2656 кАІс	Iт2tт=402·3=4800 кАІс

Выбор выключателей за сторной НН АТ.

Ток нормального режима по (6.15):

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для этого случая равен 1.

Тепловой импульс по (6.16):

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.4.

Выбирается выключатель ОНВ 36.12.32 и разъединитель РНДЗ.1-35/2000У1 с приводом ПРН-110У1.

Таблица 6.4 - Расчетные и каталожные данные аппаратов

Расчётные данные	Выключатель ОНВ 36.12.32	Разъединитель РНДЗ.1-35/2000У1
Uуст=35кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
Imax=1040А	Iном=1250 А	Iном=2000 А
Iп,ф=9,53 кА	Iотк.ном=32 кА	-
iа,ф=7,56 кА	iном=·вном·Iотк.ном==·0,3·32=10,6 кА	-
Iп,о=9,66 кА	Iпр.с=32 кА	-
iу=25,24 кА	iпр.с=32кА	iпр.с=63 кА
Вк=534,5 кАІс	Iт2tт=322·3=3072 кАІс	Iт2tт=252·1=625 кАІс

Выбор выключателей за ПРТСН.

Ток нормального режима по (6.15):

Коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок для этого случая равен 1.

Тепловой импульс по (6.16):



Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 6.5.

Выбирается элегазовый выключатель FPX074031 в выкатном исполнении в ячейке КРУ UniGearтипа ZS1.

Таблица 6.5 - Расчетные и каталожные данные выключателей

Расчётные данные	ВыключательFPX074031
Uуст=6 кВ	Uном=7,2 кВ
Imax=2886А	Iном=3150 А
Iп,ф=14,93 кА	Iотк.ном=40 кА
iа,ф=11,78 кА	iном=·вном·Iотк.ном=·0,3·40=16,92 кА
Iп,о=15,05 кА	Iпр.с=40 кА
iу=39,31 кА	iпр.с=40 кА
Вк=242,4кАІс	Iт2tт=402·3=2976,8 кАІс

6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются:

- по напряжению установки:

(6.17)

- по току:

(6.18)

при этом номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

(6.19)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

К_эд- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1,ном- номинальный первичный ток трансформатора тока (электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по такому условию не проверяются);

- по термической стойкости:

(6.20)

где В_к - тепловой импульс по расчету;

К_т- кратность термической стойкости по каталогу;

t_т - время термической стойкости по каталогу.

- по вторичной нагрузке:

(6.21)

где- вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Вторичная нагрузка r₂?z₂ состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактовr_к:

r₂=r_приб+r_пр+r_к. (6.22)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(6.23)

Где S_приб-мощность, потребляемая приборами;

I₂²-вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо:

r_приб+r_пр+r_к?z_2ном,откуда

r_пр=-r_приб-r_к+z_2ном.

Зная r_пр, можно определить сечение соединительных проводов:

(6.24)

где с - удельное сопротивление материала провода. Принимаетсяравным0,0175 для проводов с медными жилами;

l_расч - расчетная длина.

Будет произведён выбор трансформатора тока для присоединения измерительных приборов в цепь генератора блока. Значения токов КЗ приняты из таблицы 5.1. Выбор представлен в форме таблицы 6.6. Для расчета вторичной нагрузки все приборы сведены в таблицу 6.7.

Таблица 6.6 - Выбор трансформатора тока для генератора

Условия выбора	Расчетные данные	Трансформатор тока ТШЛ20Б-II
	20 кВ	20 кВ
	10200 А	12000А
	6185кАІс	14400 кА2с

Таблица 6.7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Фаза А, В?А	Фаза В, В?А	Фаза С, В?А
Амперметр	Э-351	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА4У-И672	2,5	-	2,5
Датчик реактивной энергии	Е-830	0,5	-	0,5
Датчик активной энергии	Е-829	0,5	-	0,5
Амперметр	Н-393	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Н-395	0,5	-	0,5
Общая нагрузка	6,0	1,0	6,0

По (6.23) можно определить сечение проводов:

Вторичная номинальная нагрузка в классе точности 0,2 составляет 1,2 Ом; сопротивление контактов - 0,1 Ом.

r_пр.=1,2-0,24-0,1=0,86 Ом.

Принимая длину соединительных проводов 30 м, определяется:

По условиям прочности сечение не должно быть менее 2,5 мм². По [3] принимается контрольный кабель КРВГ(4Ч2,5) мм².

Аналогично выбираются трансформаторы тока в остальных цепях схемы. Результаты выбора сведеныв таблицу 6.8.

Таблица 6.8 - Трансформаторы тока в цепях схемы

Место установки	Тип трансформатора тока	Контрольныйкабель
Цепь блочного трансформатора №1	ТВТ330-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь блочного трансформатора №2	ТВТ110-I-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
ОРУ 330 кВ	ТФУМ330А-IV-500/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
ОРУ 110 кВ	ТФЗМ 110Б-III-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь ТСН (сторона НН)	ТПОЛ-10-1500/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь ТСН (сторона ВН)	ТВТ-35-I-3000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь ПРТСН (сторона ВН)	ТВТ-35-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь ПРТСН (сторона НН)	ТШЛ-10-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь АТ (сторона ВН)	ТВТ-330-I-1000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь АТ (сторона СН)	ТВТ-110-I-2000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Цепь АТ (сторона НН)	ТВТ-35-I-4000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Токопровод ТГВ-300	ТШ-20-12000/5	КРВГ(4Ч2,5) мм2
Разземлённаянейтраль ТДЦ-400000/330	ТВТ-110-I-2000/5	КРВГ(4Ч4) мм2
Разземлённаянейтраль ТДЦ-400000/110	ТВТ-35-I-3000/5	КРВГ(4Ч4) мм2

6.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки

- по конструкции и схеме соединения обмотки

- по классу точности

- по вторичной нагрузке ,

где- номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенные к трансформатору напряжения, определяется как:

 (6.25)

Будет выбран трансформатор напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора блока 300 МВт. Для определения вторичных нагрузок все приборы занесены в таблицу 6.9.

Вторичная нагрузка по (6.25):

Таблица 6.9 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной катушки	Число катушек	Р, МВт	Q, Вар
Вольтметр	Э-350	2,0	1	2,0	-
Ваттметр	Д-365	1,5	2	3,0	-
Варметр	Д-365	1,5	2	3,0	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	10	-
Счетчик активной энергии	САЧУ-11672	2	2	4,0	9,7
Ваттметр	Д-365	2	2	4,0	-
Частотомер	Э-351	3	1	3,0	-
Общая нагрузка				39,0	9,7

Выбираются трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 и ЗОМ-1/20-63У2. Аналогично выбираются трансформаторы напряжения в других цепях схемы. Результаты сведены в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Трансформаторы напряжения в цепях схемы

Место установки	Тип трансформатора напряжения
На выводах генераторного напряжения блочноготрансформатора	3ЧЗНОМ-20-63У2
На сборных шинах 330 кВ	НКФ-330-73У1
На сборных шинах 110 кВ	НКФ-110-58У1

6.4 Выбор токоведущих частей РУ

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

В блоке 300 МВтпо методу экономической плотности тока выбранпофазно-экранированный токопровод для участка до отпайки и отпайки к ТСН, а также отпайка на рабочий трансформатор, j_э=1,1 А/мм²:

(6.26)

Ток нормального режима:

(6.27)

Выбирается токопровод ТЭН-Е-20-11200-400.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение: 20 кВ.

Номинальный ток: 11200 А.

Электродинамическая стойкость: 400 кА>i_у=242,2 кА.

Токоведущая шина: dЧs=4200Ч10 мм.

Кожух (экран): DЧ=890Ч5 мм.

Междуфазное расстояние: А=1280 мм.

Тип опорного изолятора: ОФР-20-750с.

Шаг между изоляторами: 5000-8000 мм.

Тип применяемого ТН: ЗОМ-1/20; ЗНОМ-20.

Тип применяемого ТТ: ТШ-20-12000/5.

Для участка от трансформатора собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд выбирается по [3, таблица 9.14] закрытый токопровод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Ток нормального режима по (6.27):

Выбирается ТЗК-6-1600-51.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение 6 кВ.

Номинальный ток 1600А>I_рмакс=1468 А.

Электродинамическая стойкость 51 кА>i_у=37,27 кА.

Токоведущая шина s=14600 мм².

Кожух (цилиндрический) D=622 мм.

Для участка от стороны низкого напряжения АТ до резервного трансформатора собственных нужд выбирается гибкий провод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Ток нормального режима по (6.27):



По [3, таблица 7.35] принимается провод 2хАС-300/39 сечением q=300 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=710А.

Проверка провода по допустимому току:

(6.28)

Провод на термическое действие не проверяется, так как он выполнен голым и расположен на открытом воздухе.

Проверку на коронирование согласно ПУЭ не выполняется.

Для участка от резервного трансформатора собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд выбирается по [3, таблица 9.14] закрытый токопровод по методу экономической плотности тока, j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Ток нормального режима по (6.27):

Выбирается ТЗК-6-1600-51.

Параметры токопровода.

Номинальное напряжение 6 кВ.

Номинальный ток 1600 А>I_рмакс=1476,6 А.

Электродинамическая стойкость 51 кА>i_у=37,27 кА.

Токоведущая шина s=14600 мм².

Кожух (цилиндрический) D=622 мм.

Выбор сборных шин 330 кВ.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимается сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор 300 МВт:

Ток нормального режима по (6.27):

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 353 МВА, поэтому:

По [3, таблица 7.35] принимается сталеалюминиевый провод марки АС-600/72 сечением q=600 мм²; диаметром d=33,2 мм; с допустимым продолжительным током I_доп1050 А. Расстояние между фазами D=200 см. Фазы расположены горизонтально.

Проверка на термическое действие. Шины, выполненные голыми проводами, на термическое действие не проверяются.

Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ330 кВ составляет АС-600/72.

Проверка шин на схлестывание не производится.

Таким образом, принимается провод АС-600/72.

Выбор сборных шин 110 кВ.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимают сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор 300 МВт:

Ток нормального режима по (6.27):

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 353 МВА, поэтому:

По [3, таблица 7.35] принимается сталеалюминиевый провод марки 2АС-500/64 сечением q=490/63,5 мм²; диаметром d=30,6/10,2 мм; с допустимым продолжительным током I_доп=945 А. Расстояние между фазами D=100 см. Фазы расположены горизонтально.

Проверка на термическое действие не производится.

Проверка по условиям короны не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ составляет АС-70.

Проверка шин на схлестывание не производится.

Таким образом, принимается два провода в фазе АС-500/64.

Присоединение блочного трансформатора блока 300 МВт к ОРУ 330 кВ.

Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до сборных шин выполняются гибкими проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):



Принимается провод 2хАС-500/64 сечением q=500 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=945 А.

Проверяется провод по допустимому току:

Проверку на термическое действие и коронирование не производится.

Все остальные присоединения к ОРУ выполнены проводом такого же сечения.

Присоединение блочного трансформатора блока 300 МВткОРУ 110 кВ.

Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до сборных шин выполняются гибкими проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²согласно (6.26):

Принимается провод 2хАС-1000/56 сечением q=1000 мм² с допустимым продолжительным током I_доп=1180 А.

Проверяется провод по допустимому току:

Проверка на термическое действие. Шины, выполненные голыми проводами, на термическое действие не проверяются. Проверку на коронирование не производится. Все остальные присоединения к ОРУ выполнены проводом такого же сечения.

7. Разработка конструкций ОРУ 110, 330 кВ

В задании на проект проектируемая КЭС мощностью 600 МВт выдает электроэнергию на двух напряжениях 110 кВ и 330 кВ.

Принимаются следующие схемы распределительных устройств:

ОРУ 110 кВ - 9 присоединений - схема с двумя рабочими и обходной системами шин; ОРУ 330 кВ - 5 присоединений - схема три вторых выключателя на цепь.

Строительные элементы открытых распределительных устройств выполняются из сборных железобетонных конструкций.

Для обеспечения сохранности электрооборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами укладывается крупный чистый гравий, гранитный или иной непористый щебень с толщиной слоя не менее 25 см выше поверхности планировки и обеспечен сток масла из под гравия в системы отвода ливневых вод на безопасное в пожарном отношении расстояние.

Планировка площадки ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод. Приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах имеют уклон 0,5 % в сторону водосборников. Кабельные каналы выполняются из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,75 ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала станции. Масса отдельной плиты перекрытия 60 кг. Плита имеет приспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом рассчитаны на нагрузку от механизмов.

С целью обеспечения безопасности обслуживания и ремонта электрооборудования на территории распределительного устройства предусмотрена система заземления.

Территория ОРУ освещается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах.

Конструкции распределительных устройств выполняются по стандартным типовым проектам. В РУ 110 кВ сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами. Две системы шин примыкают друг к другу, перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов шириной 4 м, высотой 4,3 м, причем соблюдены минимальные расстояния до токоведущих частей 1,65 м.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования на территории распределительного устройства соблюдены достаточные изоляционные расстояния между соседними фазами в 2,5 м, также соблюдены расстояния между токоведущими частями и землей. Шаг ячейки 9 м, высота порталов сборных шин составляет 7,5 м. Для предотвращения прямого попадания молнии в оборудование предусмотрено наличие молниеотводов высотой 19 м.

Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов.

Схема РУ на 110 кВ рассчитана на присоединение к сборным шинам шести линий, двух автотрансформаторов, блока “генератор-трансформатор”, шиносоединительного выключателя, двух комплектов измерительных трансформаторов напряжения.

В РУ 330 кВ сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами. Имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов шириной 4 м, высотой 4,3 м, причем соблюдены минимальные расстояния до токоведущих частей 3 м.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования на территории распределительного устройства соблюдены достаточные изоляционные расстояния между соседними фазами в 4,5 м, также соблюдены расстояния между токоведущими частями и землей. Шаг ячейки 24 м, высота порталов сборных шин составляет 11 м. Для предотвращения прямого попадания молнии в оборудование предусмотрено наличие молниеотводов высотой 30 м.

Для предотвращения попадания посторонних лиц на территорию распределительных устройств они обнесены по периметру сетчатым ограждением.

Все аппараты располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из металла или железобетона. Кабели располагаются в лотках из железобетонных плит и служат одновременно переходными дорожками.

Конструктивные размеры и расположение оборудования в ОРУ 110, 330 кВ приведены в графическом материале.

8. Разработка релейной защиты блока, защиты от перенапряжений

8.1 Выбор РЗА элементов электрооборудования КЭС

На генераторах ТГВ-300 работающих в блоке с трансформатором согласно руководящих указаний по РЗА устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах.

- Поперечная дифференциальная защита - от коротких замыканий одной фазы в обмотке статора.

- Защита максимального напряжения нулевой последовательности - защита от замыканий на землю (корпус) в обмотке статора.

- Максимальная токовая защита с выдержкой времени - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности.

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора.

- Комплект защиты ротора КЗР-2 - защита от замыканий во второй точке цепи возбуждения.

- Максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени - защита от перегрузок ротора.

На трансформаторах ТДЦ-400000/330 и ТДЦ-400000/110 работающих в блоке с генератором устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

- 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.

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

На автотрансформаторах связи АТДЦТН-200000/330/110 устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

- 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.

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

На рабочем и резервном трансформаторах собственных нужд ТРДНС-32000/35 и ТРДНС-63000/35 устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

- Максимальная токовая защита - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий.

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

На трансформаторе собственных нужд 0,4 кВ устанавливается следующий комплекс защит:

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

- Максимальная токовая защита - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий.

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

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

Защита шин распределительных устройств 110 кВ и 330 кВ осуществляется резервными защитами питающие данные шины элементов, так как шины входят в зону указанных защит.

8.2 Выбор автоматики оборудования станции

Описание автоматики на основном оборудовании КЭС.

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 воздушных линий 330 кВ;

- устройство АПВ шин КЭС;

- 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.