Проектування електричної станції
Вибір та обґрунтування принципової схеми електричної станції. Вибір електрообладнання станції для варіантів її конфігурації: турбогенераторів, трансформаторів зв'язку, секційного реактору. Техніко-економічне порівняння варіантів. Розрахунок струмів КЗ.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 22.10.2012 |
| Размер файла | 3,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
В першу чергу проводиться перевірка на симетричний струм відключення по умові
Потім провіряється можливість відключення аперіодичної складової струму к.з.
,
-номінальне значення відносного вмісту аперіодичної складової в струмі, що відключається.
.
де - власний час вимикача,
- мінімальний час дії релейного захисту
с.
Умова виконується.
Дані занесемо в таблицю 7.1:
Таблиця 7.1.
|
Величини |
Одиниці вимірювань |
Параметри |
||
|
Паспортні |
Розрахункові |
|||
|
Тип |
МГГ_10-5000/45УЗ |
|||
|
Робоча напруга |
кВ |
10 |
10 |
|
|
Робочий струм |
А |
5000 |
4330 |
|
|
Струм відключення |
кА |
45 |
21,445 |
|
|
Струм електродинамічної стійкості |
кА |
120 |
59,139 |
|
|
Термічна стійкість |
|
8100 |
5639 |
8. Відкриті розподільчі установки
8.1 Опис відкритої розподільчої установки
Проектована ТЕЦ має два розподільні пристрої високої напруги, виконані на відкритому повітрі
ВРП 110 кВ.
Для видачі потужності станції на напрузі 110 кВ приймаємо 2 лінії електропередачі.
Визначаємо загальну кількість приєднань 110 кВ:
– трансформатори зв'язку 110/10 кВ - 2;
– блочний трансформатор 110/10 кВ - 1;
– автотрансформатори зв'язку 110/220 кВ - 2;
– резервний трансформатор власних потреб 110/6 кВ - 1;
– лінії електропередачі 110 кВ - 2.
Всього 8 приєднань.
Враховуючи кількість приєднань, приймаємо схему ВРУ_110 кВ з двома робочими системами шин і з обхідною системою шин.
Прийнята схема забезпечує достатню надійність роботи ВРУ_110 кВ.
Наявність обхідної системи шин 110 кВ дає можливість виводити в ремонт вимикачі приєднань 110 кВ із заміною на обхідний вимикач без перерви енергопостачання споживачів. Збірні шини й ошиновку виконують неізольованими сталеалюмінієвими проводами на відтяжних і підвісних гірляндах ізоляторів або твердими алюмінієвими трубами на опорних ізоляторах. Жорсткі шини дозволяють застосувати більш прості несучі конструкції, зменшити займану площу й висоту ВРП. Однак вартість жорстких шинних конструкцій вище вартості гнучких шин, а також для їхнього кріплення потрібні більш дорогі й менш надійні опорні ізолятори. Тому на проектованій станції збірні шини й ошиновка виконані неізольованими сталеалюмінієвими проводами. Майданчик ВРП захищається від іншої території станції внутрішнім забором висотою 1.6 м - суцільним, сітчастим, ґратчастим. На ВРП встановлені елегазові вимикачі ВГУ_110 і роз'єднувачі РНД3-110В/100.
ВРП 220 кВ
Для з'єднання електростанції з системою та видачі або прийому потужності в енергосистему або з енергосистеми приймаємо 2 лінії електропередачі 220 кВ.
Визначаємо загальну кількість приєднань 220 кВ:
лінії електропередачі 220 кВ - 3;
– блочний трансформатор 110/10 кВ - 1;
– автотрансформатори зв'язку 220/110 кВ - 2;
Всього 6 приєднань 220 кВ.
Враховуючи кількість приєднань, приймаємо схему ВРУ 220 кВ полуторну з трьома вимикачами на 2 приєднання.
В нормальному режимі відключення будь-якого елементу схеми не призводить до порушення зв'язку з енергосистемою та до перерви енергопостачання споживачів.
ГРП - 10 кВ
У ГРП 10 кВ використовуються гнізда КРУ з вакуумними малооб`ємними вимикачами МГГ_10-5000/45 УЗ - 10. В ГРП 10 кВ передбачено 2 секції збірних шин до кожної з яких приєднаний генератор 60 МВт. Будівля споруджується із стандартних залізобетонних конструкцій, несучі колони розволожені в два ряди кожні 6 м. На колони опираються балки перекриття прольотом 15 м. Висота будівлі до балок 9.6 м. Стіни із залізобетонних плит не мають віконних промів. Основою комірок є стальний каркас, на який опираються плити міжповерхового перекриття на висоті 4.8 м. Таким чином, будівля ГРУ - двохповерхова. Все обладнання розташоване в два ряди у відповідності зі схемою. Робоча СШ розташована в центральному відділі, резервна - в бокових відділах, по довжині будівля розділена поперечними стінами, що відділяють одну секцію від іншої. Перегородки комірок першого поверху - із залізобетонних плит, другого - із абсоцементних плит, закріплених на металічному каркасі. Збірні шини коробчасті, алюмінієві, з відстанню між фазами по горизонталі 840 мм, по вертикалі 1180 мм, з прольотами між ізоляторами 800 мм, розраховані на ударний струм 300 кА. Блоки збірних шин і шинних роз'єднувачів опираються на металічний каркас комірок першого поверху. Тяжке обладнання - генераторні вимикачі, секційні реактори, комірки КРУ - на першому поверсі, фундаментом для них служать залізобетонні конструкції тунелей для силових і контрольних кабелів. Спеціальні вентиляторні тунелі не споруджуються, підвід охолоджуючого повітря в камери реакторів для збірних шин здійснюється із центрального коридору першого поверху.
8.2 Вибір і розрахунки гнучких шин
У РП 35 кВ і вище застосовуються гнучкі шини, виконані проводами АС. Гнучкі струмопроводи для з'єднання генераторів і трансформаторів з РП 6-10 кВ виконуються пучком проводів, закріплених по окружності в кільцях-обіймах. Два проводи з пучка - сталеалюмінієві - несуть в основному механічне навантаження від власної маси струмопровода, ожеледі й вітру. Інші проводи - алюмінієві - є тільки струмоведучими. Перетин окремих проводів у пучку рекомендується вибирати максимально великим (500, 600 ммІ), тому що це зменшує число проводів і вартість струмопровода.
Перетин гнучких шин і струмопроводів вибирається:
по економічній щільності струму:
і перевіряється по тривалому припустимому струму з умови нагрівання
,
- по припустимій термічній дії струму к.з.
або
- по електродинамічній дії струму к.з.
Гнучкі шини й струмопроводи звичайно кріпляться на гірляндах підвісних ізоляторів з досить великою відстанню між фазами. Так, для збірних шин прийняті відстані: при напрузі 35 кВ - 1,5 м; 110 кВ - 3,0 м; 220 кВ - 4,0 м; для струмопроводів генераторної напруги - 3,0 м. При таких відстанях сили взаємодії між фазами невеликі, і тому розрахунки на динамічну стійкість гнучких шин звичайно не роблять. Однак при більших струмах к.з. проведення у фазах можуть настільки зблизитися один з одним, що відбудеться їх схльостування.
Найбільше зближення фаз спостерігається при двофазному короткому замиканні сусідніх фаз, коли проводи спочатку відкидаються в протилежні сторони, а потім, після відключення струму к.з., рухаються назустріч один одному. Їхнє зближення буде тим більше, чим менша відстань між фазами, чим більша стріла прогину й чим більша тривалість протікання й величина струму к.з.
Розрахунок струма к.з ВРУ_110кВ по методу загальної зміни
Визначимо реактивний опір системи з урахуванням того, що Uб110 = 110 кВ Відносний опір системи, наведений до базисної напруги 110 кВ:
Знайдемо еквівалентний опір системи відносно точки К3:
Рис. 8.1. Схема заміщення
Розрахуємо струм короткого замикання
Потужність променя
Номінальний струм променя:
Розрахунковий опір променя при трьохфазном к.з.:
Розрахунковий опір променя при трьохфазном к.з.:
1) Для трьохфазного к.з по розрахунковим кривим знаходимо:
Струми в кА:
Ударний струм:
2) Для двофазного к.з() по розрахунковим кривим знаходимо:
Струми в кА:
Результати занесемо до табл. 8.1. і табл. 8.2.
Таблиця 8.1.
|
№ п/п |
Місце к.з. |
Вид к.з. |
Uб |
XЭ1 |
XЭ2 |
XЭ0 |
XЭ() |
Параметри променів |
||||
|
SЛ |
CЛ |
IНЛ |
XРОЗР. |
|||||||||
|
1 |
K3 |
(3) |
110 |
0,041 |
- |
- |
0,041 |
498,1 |
1 |
2,614 |
0,272 |
|
|
2 |
K3 |
(2) |
110 |
0,041 |
0,041 |
- |
0,082 |
498,1 |
1 |
2,614 |
0,544 |
Таблиця 8.2.
|
m() |
I'0.0 |
I'0.1 |
I'? |
I0.0 |
I0.1 |
I? |
Iуд |
|
|
1 |
3 |
3,7 |
2,35 |
9,672 |
7,842 |
6,143 |
26,673 |
|
|
1,8 |
1,6 |
1,72 |
8,15 |
7,244 |
7,787 |
- |
Розрахунок однофазного к.з на ВРУ_110 кВ
Розрахуємо однофазне к.з. на шинах 110 кВ. Приймемо, що від ВРУ - 110кВ відходить три ЛЕП довжиною , з погонним опором та за нею знаходяться три трансформатори з .
Знайдемо величини опорів у відносних одиницях. За базисну приймемо потужність Sб = 75 МВА. За базисну візьмемо напругу 110 кВ.
Опір понижуючих трансформаторів:
Опір ліній:
Опір автотрансформаторів і системі:
Побудуємо схему заміщення для нульової послідовності:
Еквівалентний опір схеми нульової послідовності буде дорівнювати:
Розрахуємо струм к.з. методом загальної зміни:
Потужність променя:
Номінальний струм променя:
:
Розрахунковий опір променя при однофазному к.з.:
Для однофазного к.з() по розрахунковим кривим знаходимо:
Струми в кА:
Результати занесемо до табл. 8.3. і табл. 8.4.
Таблиця 8.3.
|
№ п/п |
Місце к.з. |
Вид к.з. |
Uб |
XЕ1 |
XЕ2 |
XЕ0 |
|
Параметри променів |
||||
|
SЛ |
CЛ |
IНЛ |
XРАСЧ |
|||||||||
|
1 |
K3 |
(1) |
110 |
0,041 |
0,041 |
0,021 |
0,103 |
498,1 |
1 |
2,614 |
0,684 |
Таблиця 8.4.
|
m() |
I'0,0 |
I'0,1 |
I'? |
I0,0 |
I0,1 |
I? |
|
|
3 |
1,43 |
1,32 |
1,51 |
11,214 |
10,351 |
11,841 |
Перевірка за умовами корони
Номінальний струм гнучких шин:
Необхідний перетин гнучких шин:
По таблиці приймаєм провід АС_1000/56, який має наступні параметри:
q = 1000 ммІ, d = 42.4 мм, Iдоп = 1180А, 2769 кг. Відстань між фазами D =3 м, фази розташовані горизонтально
Перевірка необхідна для гнучких провідників при напрузі 35 кВ та вище.
Розряд у вигляді корони виникає навколо проводу при високих напруженостях електричного поля і супроводжується потріскуванням і світінням.
Процеси іонізації повітря навколо проводу призводять до додаткових втрат електроенергії, до виникнення електромагнітних коливань, які створюють радіоперешкоди, до виникнення озону, який шкідливо впливає на поверхню контактних з'єднань.
Правильний вибір провідників повинен забезпечити зменшення дії корони до допустимих значень.
Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля, кВ/см.
,
де - коефіцієнт, який враховує шершавість поверхні провода, для багатопроволочних проводів ;
- радіус проводу, см. .
.
Напруженість електричного поля біля поверхні нерозщепленого проводу визначається за виразом:
де - лінійна напруга. Приймаємо =126 кВ (найбільша робоча напруга для мережі 110 кВ згідно з Л_6 - «Правила технічної експлуатації електричних станцій і мереж», п. 12.12.22).
- середньо-геометрична відстань між проводами фаз, см. При горизонтальному розташуванні дротів .
.
При горизонтальному розташуванні проводів напруженість на середньому проводі приблизно на 7 % більше величини .
Проводи не будуть коронувати, якщо найбільша напруженість поля біля поверхні проводу не більша 0,9.
Тоді умова перевірки на корону має вигляд:
.
Виконуємо перевірку:
.
Таким чином, коронування не виникає.
Перевірка шин на схлестування при к.з.
При великих значеннях струмів к.з. проводи в фазах внаслідок взаємодії можуть наблизитися так, що виникне схлестування або перекриття між фазами.
Найбільше зближення фаз спостерігається при двофазному к.з. між сусідніми фазами, коли проводи спочатку відкидаються в протилежні сторони, а потім після відключення к.з. рухаються назустріч один одному. Їх наближення буде тим більшим, чим менша відстань між фазами і чим більша стріла провису, а також чим більша тривалість протікання і величина струму к.з.
Перевіримо гнучкий струмопровід на умови схлестування.
Визначимо зусилля від тривалого протікання струму двофазного к.з.
,
де, - відстань між фазами.
Приймаємо D=3 м.
- періодична складова струму при 2ф к.з. на шинах 110 кВ для t=0.
за розрахунком.
Тоді
.
Визначимо силу тяжіння 1 м струмопроводу, кг.
,
де - маса 1 м стумопроводу, кг.
Для АС_1000/5 .
.
Задаючись стрілою прогину h, визначаємо параметр
,
де - еквівалентний за імпульсом час дії швидкодіючого захисту.
,
де, - дійсна витримка часу захисту від струмів к.з.,
0,05 - враховується вплив аперіодичної складової.
Максимальна стріла прогину h залежить від довжини прольоту, тяжіння проводів, мінімально припустимої відстані від землі, умов монтажу та інших факторів.
Зазвичай, h не більше 2 - 2,2 м.
Приймаємо h = 2 м, тоді .
По діаграмі рис. 4.8 (Л_2), в залежності від і , визначаємо відхилення проводу b та кут .
. Знаходимо .
Звідси .
Знайдене значення порівнюємо з максимально-допустимим.
,
де, - діаметр проводу, ;
- найменша припустима відстань між проводами в момент їх найбільшого зближення.
при 110 кВ згідно з ПУЕ.
.
.
Схлестування не відбувається.
Вибір розрядників
Вибір розрядників в нейтралі 110 кВ трансформаторів.
Мережі 110 кВ працюють в режимі з ефективно заземленою нейтраллю трансформаторів. Це означає, що нейтраль 110 кВ заземлюється не на всіх трансформаторах.
Згідно з вимогами Правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж розземлення нейтралі обмоток 110 кВ силових трансформаторів, а також вибір дії релейного захисту і системної автоматики повинні бути здійснені таким чином, щоб у разі різних оперативних і автоматичних вимкнень не були виділені ділянки без трансформаторів із заземленими нейтралями.
На електростанціях трансформатори зв'язку 110/10 кВ та блочні трансформатори 110/10 кВ в деяких аварійних режимах можуть залишатися в роботі під напругою тільки з низької сторони (від шин генераторної напруги 10 кВ або від блочного генератора). Тому у таких трансформаторів нейтраль 110 кВ, як правило, залишається завжди заземленою.
Для зменшення струмів однофазного та двофазного на землю короткого замикання інші трансформатори 110 кВ на електростанціях і в електричних мережах, які не залишаються в роботі з живленням з низької сторони, можуть працювати з роземленою нейтраллю.
На теперішній час трансформатори для мереж з ефективно заземленою нейтраллю (110-220 кВ) випускаються з ізоляцією з боку нейтралі, зниженою на клас (для мережі 110 кВ - з ізоляцією на 35 кВ).
В аварійних режимах мережі 110 кВ напруга в нейтралі трансформаторів, які працюють з розземленою нейтраллю, може підвищуватись до , де - найбільша робоча напруга електроустаткування, що складає 121 кВ.
.
Для резервного трансформатора власних потреб 110/6 кВ нейтраль 110 кВ передбачається заземленою.
Вибираємо в нейтралі вентильний розрядник РВС_110 з номінальною напругою 110 кВ і найбільшою допустимою напругою 100 кВ.
Вибір комплектного струмопроводу на 10 кВ
Вибираємо комплектний пофазно-екранований струмопровід ТЭНЕ_10-5000 250 УХЛ1, Т1. Струмопровід з компенсованим зовнішнім електромагнітним полем призначений для електричних з'єднань на електричних станціях, в ланцюгах трифазного струму частотою 50 Гц турбогенераторів потужністю до 1200МВт
Таблиця 8.5. Номінальні характеристики
|
Тип струмопроводу |
ТЭНЕ_10-5000 - 250 УХЛ1, Т1 |
|
|
Номінальна напруга, кВ |
10 |
|
|
Номінальна струм, А |
5000 |
|
|
Струм термічної стійкості, кА |
100 |
|
|
Струм динамічної стійкості, кА |
250 |
|
|
Зовнішній діаметр екрану, D, мм |
408 |
|
|
Відстань між осями фаз, А, мм |
500 |
Перевіряємо струмопровід за умовами максимального струму:
Умова стійкості виконується.
9. Схеми релейного захисту
9.1 Призначення релейного захисту. Типи реле
Релейний захист (РЗ) є найважливішою частиною автоматики електроустановок і енергосистем. Її основне завдання полягає в тому, щоб знайти ушкоджену ділянку електричної системи і якомога швидше видати керуючий сигнал на його відключення. Додаткове завдання релейного захисту полягає в сигналізації про виникнення ненормальних режимів.
Релейний захист виконується за допомогою різних типів реле.
Реле підрозділяються на первинні й вторинні, а також на реле прямої й непрямої дії. Первинні реле включаються безпосередньо в первинний ланцюг, а вторинні реле - через трансформатори струму й напруги. Реле прямої дії впливають безпосередньо на механізм привода вимикача, а реле непрямої дії - побічно, через електромагніт відключення. Нижче розглядаються тільки захист, виконаний за допомогою вторинних реле непрямої дії.
Розрізняють основні й допоміжні реле. При аварійних і ненормальних режимах в енергосистемі змінюються струми ланцюгів і їх фази, напрузі в різних точках мережі, напрямку потоків потужностей, частота змінного струму в мережі, взаємні опори між різними точками мережі й т. п. Тому в якості основних реле використовують реле струму, напруги, напрямку потужності, частоти й опори. У якості допоміжних реле застосовують реле часу, проміжні й вказівні реле.
На схемах положення контактів реле, як правило, вказується для так званих нормальних умов, якщо котушки реле не обтікається струмом.
9.2 Вимоги до релейного захисту
До пристроїв релейного захисту, який діє на відключення, у загальному випадку пред'являються наступні чотири вимоги: селективність (вибірковість) дії; швидкість дії; чутливість; надійність роботи.
Селективна дія - це така дія релейного захисту, при якому забезпечується відключення тільки ушкодженого елемента системи.
Ушкоджений елемент системи завжди бажано відключити якомога швидше. Однак швидкість відключення обмежується власним часом релейного захисту й вимикача, а також умовами забезпечення селективної роботи релейного захисту. У загальному випадку час відключення рівняється:
де tв.ч.г.з - власний час релейного захисту;
tз - витримка часу, установлена на захисті;
tв.ч.\в-власний час вимикача, тобто час від подачі імпульсу на котушку відключення до моменту початку розімкнення дугогасних контактів вимикача;
tд - час горіння дуги;
tд - повний час відключення вимикача.
Для захисту, якій діють без витримки часу, залежно від типів реле й вимикачів час відключення дорівнює:
с
Таким чином, при існуючих типах реле йівимикачів нижня границя часу відключення коротких замикань може становити 3-12 періоди струму частотою 50 Гц.
Релейний захист має бути досить чутливим до ушкоджень на елементі енергосистеми, який захищається, а в ряді випадків - також і до ушкоджень на суміжних елементах системи. При цьому забезпечується резервування дії захистів у випадку відмови однієї з них.
Вимога надійності роботи релейного захисту, як властивості виконувати задані функції, зберігаючи свої експлуатаційні показники в заданих границях протягом необхідного проміжку або часу необхідного виробітку, зводиться до того, щоб захист надійно відпрацьовував у тих випадках, якщо вона повинна працювати, і надійно не відпрацьовувала в інших випадках. Чим простіша схема захисту, менша кількість реле й контактів у схемі, краща якість реле і якість монтажу вторинних ланцюгів, тим надійніше працює захист у цілому. Якщо на той самий вимикач діє кілька незалежних захистів, то надійність спрацьовування підвищується, а надійність неспрацьовування знижується. Цю обставину необхідно враховувати при проектуванні пристроїв релейного захисту
9.3 Релейний захист генераторів
Сучасні генератори є складними й дорогими машинами. Тому до релейного захисту генераторів пред'являються вимоги підвищеної чутливості при розрахункових видах ушкодження, збільшення швидкодії, зменшення або повного усунення мертвих зон.
До основних видів ушкоджень генераторів відносяться:
1. Міжфазні КЗ в обмотці статора. Це найбільш важкий вид ушкодження, тому що супроводжується протіканням великих струмів і, як наслідок, значними ушкодженнями обмотки й заліза статора;
2. Однофазні замикання на землю в обмотці статора;
3. Виткові замикання обмотки статора;
4. Замикання між витками однієї фази в обмотці статора;
5. Замикання на землю в двох точках ланцюга ротора;
6. Проходження в обмотці статора струму вище номінального, обумовленого зовнішнім КЗ;
7. Проходження в обмотці статора струму, обумовленого симетричним перевантаженням.
Для захисту від багатофазних КЗ в обмотці статора генератора встановлюється швидкодіючий поздовжний диференціальний захист, що діє на відключення. Мережі генераторної напруги в РБ працюють із ізольованою нейтраллю і тому диференціальний захист може виконуватися на двох фазах. Однак у цьому випадку не забезпечується відключення генератора при подвійних замиканнях на землю (одне із замикань у мережі, інше - на фазі генератора, що не має диференціального захисту). Тому додатково до двофазного дифзахисту передбачають релейний захист від замикань на землю. Таким чином, з метою підвищення надійності захисту генераторів установлюємо трифазний дифзахист.
Для захисту генератора від однофазних замикань на землю в обмотці статора використовуємо блок-реле БРЭ1301 у виконанні ЗЗГ_12.
Для захисту від виткових замикань застосовується поперечний дифзахист, що базується на порівнянні струмів двох паралельних віток статора.
Для захисту ланцюгів порушення (ротора) генератора від замикання на землю передбачаємо спеціальний релейний захист; дія її засноване на принципі мосту постійного струму, плечі якого становлять опори ланцюга збудження і спеціального потенціометра. Захист включається в роботу тільки з появою стійкого замикання на землю в одній точці ланцюга порушення і є захистом від появи другого замикання на землю в ланцюзі збудження. Захист передбачається в одному комплекті на всю станцію, який виконується переносним. При замиканні на землю в одному місці ланцюга збудження генератор може продовжувати працювати. У вимірювальному ланцюзі встановлюється максимальний струмовий захист, що діє на сигнал.
Для захисту обмотки статора генератора від симетричного перевантаження передбачаємо захист на реле РТВК із високим коефіцієнтом повернення, включеному в одну з фаз вторинного ланцюга ТА.
Фільтровий захист зворотної послідовності застосовується для захисту генератора від зовнішніх КЗ і для захисту генератора від несиметричних перевантажень.
9.4 Релейний захист трансформаторів
Для силових трансформаторів, а також ТНС використовується релейний захист від наступних видів ушкоджень і ненормальних режимів роботи:
Багатофазних замикань в обмотках і на їхніх виводах;
Внутрішніх ушкоджень (виткових замикань в обмотках і «пожежі сталі» магнітопроводу);
Однофазних замикань на землю;
Надструмів в обмотках, обумовлених зовнішніми КЗ;
Надструмів в обмотках, обумовлених перевантаженням (якщо вона можлива).
Зниження рівня масла.
При виконанні захисту трансформатора необхідно враховувати деякі особливості його нормальної роботи, стрибки струму намагнічування при включенні трансформатора під напругу, вплив коефіцієнта трансформації й схем з'єднання обмоток трансформатора.
Для захисту від багатофазних замикань в обмотках і на виводах блокових трансформаторів, а також ТСН передбачається повздовжний диференціальний захист із циркулюючими струмами, що діє на відключення вимикачів силового трансформатора без витримки часу. Особливістю дифзахисту трансформаторів у порівнянні з дифзахистом генераторів, є нерівність первинних струмів різних обмоток трансформатора і їх розбіжність у загальному випадку по фазі.
Для компенсації зміщення струмів по фазі вторинні обмотки трансформаторів струму, установлених з боку зірки силового трансформатора, з'єднують у трикутник, а вторинні обмотки трансформаторів струму, установлених з боку трикутника силового трансформатора, - у зірку. Компенсація нерівності первинних струмів досягається правильним підбором коефіцієнтів трансформації трансформаторів струму. Якщо не вдається підібрати коефіцієнт трансформації трансформаторів струму таким чином, щоб різниця вторинних струмів у плечах дифзахисту була менше 10 % (тому що трансформатори струму мають стандартне значення коефіцієнта трансформації), при виконанні захисту для компенсації нерівності струмів використовують диференціальні реле типу ДЗТ_21.
На робочих і пускорезервних трансформаторах власних потреб електростанції застосовується поздовжній дифзахист.
Найбільш простою схемою виконання поздовжнього дифзахисту є диференціальна струмова відсічка, яке застосовується у випадках, коли вона задовольняє вимогам чутливості. Якщо ця умова не виконується, у поздовжньому дифзахисті використовують реле типу ДЗТ_21.
На трансформаторах з регулюванням напруги під навантаженням передбачаємо дифзахист з гальмуванням і установкою реле типу ДЗТ або їх замінники. Попередньо захист розраховується для випадку застосування реле без гальмування. Якщо вона виявляється недостатньо чутливою, застосовують реле з мінімальним числом гальмуючих обмоток, що забезпечують необхідну чутливість.
Для захисту від внутрішніх ушкоджень (виткових замикань в обмотках, що супроводжуються виділенням газу) і від зниження рівня масла на всіх трансформаторах ТЕЦ, застосовується газовий захист із дією на сигнал при слабких і на відключення при інтенсивних газоутвореннях.
Газовий захист встановлюється на трансформаторах, що мають розширники, з масляним охолодженнямі здійснюється за допомогою поплавкових, лопатевих і чашкових газових реле. Газовий захист є єдиним захистом трансформаторів від «пожежі сталі» магнітопроводу, що виникає при порушенні ізоляції між листами стали.
У зв'язку із широким застосуванням трансформаторів 6/0,4 кВ зі схемою з'єднання обмоток трикутник - зірка, що мають глухо-заземлену нейтраль на стороні 0,4 кВ, застосовуємо максимальний струмовий захист, встановлений на стороні ВН.
Для захисту блокових трансформаторів від зовнішніх КЗ, застосовуємо струмовий захист нульової послідовності.
9.5 Релейний захист шин
Короткі замикання на шинах ТЕЦ виникають через забруднення або ушкодження шинних ізоляторів, втулок вимикачів і вимірювальних трансформаторів струму, а також при помилкових діях персоналу із шинними роз'єднувачами. Ушкодження на шинах малоймовірні. Однак, враховуючи досить важкі наслідки, до яких ці ушкодження можуть привести, необхідно мати захист, що діє при ушкодженні шин. У якості захисту шин застосовуємо диференціальний струмовий захист.
Для виконання диференціального захисту використовують трансформатори струму з однаковими коефіцієнтами трансформації незалежно від потужності приєднання.
Диференціальний струмовий захист шин напругою 220 кВ електричної станції охоплює всі елементи, які приєднані до системи.
При цьому число трансформаторів струму виявляється значним і ймовірність обриву їх вторинних ланцюгів підвищена. Це враховується при виборі струму спрацьовування захисту. При виникненні обриву захист автоматично з витримкою часу виводиться з дії. Для цього в зворотній провід диференціального ланцюга ланцюга включається реле струму, що спрацьовує при обриві вторинних ланцюгів будь-якого трансформатора струму. Як і будь-який диференціальний захист, диференціальний захист шин не повинен спрацьовувати при зовнішніх коротких замиканнях. Для підвищення чутливості захисту використовуємо реле типу РНТ. Чутливість захисту вважається достатнім, якщо при КЗ на шинах кч 2.
Диференціальний струмовий захист шин напругою 6-10 кВ виконується за спрощеною схемою. У її ланцюги струму не включаються трансформатори струму споживачів електричної енергії. Такий захист називається неповним диференціальним струмовим.
Захист виконується двоступінчастим. Він містить перший і третій ступені. Перша ступінь, струмова відсічка без витримки часу, є основною. Третя ступінь, максимальний струмовий захист, резервує першу захист відходящих ліній, не охоплених диференціальним захистом.
10.6. Релейний захист двигунів.
Диференціальний захист у трифазному виконанні використовується для захисту від міжфазних КЗ двигунів потужністю 4000 кВт і вище. Диференціальний захист виконується з використанням трьох реле з гальмуванням типу ДЗТ_11.
Струмова відсічка застосовується на двигунах потужністю менш 4000 кВт від тих же ушкоджень, що й дифзахист.
Струмовий захист нульової послідовності призначена для захисту двигунів від замикань на землю, виконаної на реле типу РТЗ_51.
Захист від подвійних замикань на землю виконується з реле струму типу РТ_40.
Захист мінімальної напруги призначений для полегшення умов самозапуску двигунів відповідальних механізмів.
Струмовий захист від перевантаження встановлюється на двигунах, підвержених перевантаженням.
10. Схеми управління, сигналізації, блокування, регулювання й автоматики
На електростанціях застосовується дистанційне керування комутаційними апаратами (в основному, вимикачами) при проведенні оперативних перемикань у нормальних режимах роботи й при ліквідації аварійних станів.
Дія систем керування супроводжується роботою пристроїв сигналізації, які дають оперативному персоналу необхідну інформацію про стан устаткування й спрацьовування захисту й автоматики. Для запобігання неправильних операцій передбачаються спеціальні блокування.
Пристрої керування, сигналізації і блокування з відповідними джерелами живлення утворюють на електричних станціях систему вторинних ланцюгів. До цієї системи відносяться схеми автоматики, релейного захисту й технологічного контролю.
Схеми керування повинні передбачати блокування від «стрибання» можливість, що виключає, при к.з. багаторазових включень вимикача при одному командному імпульсі; схема повинна передбачати можливість не тільки ручного керування, але й подачі відповідного імпульсу від пристроїв релейного захисту й автоматики.
Команди дистанційного керування подаються вручну, як правило, за допомогою керування.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Виконавчими елементами схем керування вимикачів з електромагнітними приводами є електромагніти включення ЭВ і відключення ЭО. ЭВ повинні розвинути велике зусилля, тобто крім переміщення контактної системи вимикача з його допомогою необхідно взвести відключаючі пружини. Тому такі електромагніти споживають великий струм, їх живлення здійснюється від джерела живлення через спеціальні шинки живлення привода ШП. Операцію включення й відключення ланцюгів ЭВ виконує проміжний контактор КП, котушка якого живиться від шинок керування через контакти ключа, що замикаються при подачі команди на включення.
ЭО призначений для звільнення засувки привода, після чого вимикач відключається під дією пружин. ЭО живиться від шинок керування безпосередньо через контакти ключа або реле керування.
Команда на включення виконується в два прийоми. Команда «включити». Утворюється ланцюг: +ШУ, контакти 5-8 ключа керування, замкнені допоміжні контакти вимикача В, обмотка проміжного контакту КП, - ШУ. По обмотці проміжного контактора КП протікає струм, у результаті чого контакти замикають ланцюг живлення ЭВ і вимикач включається.
Ланцюг команди на відключення: +ШУ, контакти 6-7 ключа, допоміжний контакт вимикача В (який замкнувся при включенні вимикача), обмотка електромагніту ЭО, - ШУ. Сердечник електромагніту ЭО втягується, звільняє засувку привода, і вимикач відключається.
У цій схемі є можливість подати імпульс на включення вимикача від пристроїв автоматики й на відключення від пристроїв релейного захисту.
Сигналізація положення комутаційних апаратів (вимикачів, роз'єднувачів) служить для інформації оперативного персоналу про стан схеми електричних з'єднань у нормальних і аварійних умовах.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Сигналізація положення вимикачів виконується, як правило, за допомогою сигнальних ламп (мал. 9.2). Підготовчі перемикання в ланцюгах сигналізації проводяться контактами ключа одночасно з подачею команди, а зміна положення вимикачів фіксується допоміжними контактами вимикача. Живлення сигнальних ламп проводиться з тих же шинок, що й живлення ланцюгів керування.
Сигналізація про основні положення вимикача «включено» і «відключено» здійснюється при відповідності положення рукоятки ключа положенню контактів вимикача. Наприклад, якщо ключ перебуває в положенні «відключено» і вимикач відключений, у схемі (мал. 9.2) утворюється ланцюг: +ШУ, контакти 15-14 ключа, резистор 2R, нормально замкнений допоміжний контакт вимикача В, зелена лампа ЛЗ, - ШУ. Зелена лампа горить рівним світлом. Ланцюг червоної лампи розімкнутий.
Якщо ключ перебуває в положенні «включено» і вимикач включений, то утворюється ланцюг сигналізації: +ШУ, контакти 23-21 ключа, резистор 1R, допоміжний контакт вимикача В (замикається при включенні вимикача), лампа ЛК, - ШУ. Червона лампа горить рівним світлом.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рис.9.3. Принципова схема пристрою блокування «стрибання» (пунктиром показано ланцюг утримання реле РБМ в підтягнутому положенні при включені вимикача на к.з.)
Для звернення уваги оперативного персоналу при автоматичному включенні або відключенні вимикачів виконується миготливе світіння сигнальних ламп (якщо відбувається включення вимикача, мигає червона лампа, а при автоматичному відключенні - зелена).
Схема виконується з використанням невідповідності між положеннями ключа й контактів вимикача.
При положенні ключа «включене» і відключеному положенні вимикача струм проходить по ланцюгу: (+) ШМ, контакти 13-14 ключа, резистор 2R, допоміжні контакти вимикача В, лампа ЛЗ, - ШУ. Зелена лампа горить миготливим світлом.
На мал. 8.3 зображена схема електричного блокування від «стрибання» з використанням спеціального проміжного реле РБМ. Реле має дві обмотки: послідовну РБМ1 в ланцюзі ЭО і паралельну РБМІ.
При включенні вимикача на к.з. ключем керування або пристроями автоматики спрацьовує релейний захист даного приєднання, подаючи команду на відключення вимикача. Створюється положення, коли одночасно існують дві команди: на включення - контактами ключа (якщо оператор ще не встигнув відпустити рукоятку ключа) або від пристрою автоматичного включення і на відключення - контактами релейного захисту. Неправильна робота вимикача в цьому випадку блокується за допомогою реле РБМ.
Після включення вимикача на к.з. і спрацьовування реле захисту утворюється ланцюг відключення: +ШУ, контакти релейного захисту, обмотка РБМ1, допоміжні контакти вимикача В, обмотка ЭО, - ШУ. Відбувається відключення вимикача й одночасне спрацьовування реле РБМ. Спрацьовуючи, реле РБМ розмикає контакти РБМ1 в ланцюзі команди «включити» і замикає іншу пару контактів у ланцюзі самовтримання паралельної обмотки РБМІ, що забезпечує його підтягнутий стан після відключення вимикача протягом усього часу, поки зберігається положення ключа «включити» або будуть замкнені контакти пристроїв автоматичного включення. Контактами РБМ1 реле РБМ блокує ланцюг включення й забороняє повторне включення вимикача. Після зняття команди на включення (наприклад, відпусканням рукоятки ключа) схема керування вертається у вихідне положення.
Список використаної літератури
1. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Проектування електричних станцій та підстанцій». Частина 1 / Уклад.: П.Л. Денисюк, - К.: ФЕА НТУУ «КПІ», 2003. - 73 с.
2. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Проектування електричних станцій та підстанцій». Частина 2 / Уклад.: П.Л. Денисюк, - К.: ФЕА НТУУ «КПІ», 2004. - 72 с.
3. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Проектування електричних станцій та підстанцій». Частина 3 / Уклад.: П.Л. Денисюк, Г.М. Гаєвська, Л.П. Федосенко, - К.: ФЕА НТУУ «КПІ», 2004. - 61 с.
4. Неклепаєв Б.Н., Крючков І. П. Електрична частина електростанцій і підстанцій: Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування: Навчальний посібник для вузів. - 4_е видавництво, перероб. і доп. - М.: Енергоатоміздат, 1989. - 608 с.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Розрахунок варіантів розподілу генераторів між розподільними пристроями у різних режимах роботи, вибір потужності трансформаторів зв'язку, секційних та лінійних реакторів, підбір вимикачів та струмоведучих частин для проектування електричної станції.
курсовая работа [463,9 K], добавлен 28.11.2010Вибір генераторів та силових трансформаторів. Техніко-економічне порівняння варіантів схем проектованої електростанції. Розрахунок струмів короткого замикання та захисного заземлення. Конструкція розподільчого пристрою. Вибір теплотехнічного устаткування.
дипломная работа [319,7 K], добавлен 08.04.2015Загальні положення проектування електричних мереж. Покриття потреб мережі в активній та реактивній потужності. Вибір трансформаторів. Критерії раціональної схеми електромережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентоздатних варіантів.
курсовая работа [725,2 K], добавлен 21.02.2012Вибір силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі. Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі. Розрахунок втрати потужності в обмотках трансформатора. Розподіл напруг по ділянкам ліній електропередач.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.09.2013Вибір числа й потужності трансформаторів ТЕЦ-90. Техніко-економічне порівняння структурних схем. Вибір головної схеми електричних сполук, трансформаторів струму і струмоведучих частин розподільних пристроїв. Розрахунок струмів короткого замикання.
курсовая работа [210,4 K], добавлен 16.12.2010Вибір і обґрунтування двох варіантів схеми проектованої підстанції та силових трансформаторів, техніко-економічне порівняння варіантів. Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин для заданих кіл. Заземлювальний пристрій для заданого кола.
курсовая работа [692,4 K], добавлен 31.03.2009Проблема забезпечення технологічної цілісності роботи внутрігосподарських зрошувальних систем. Технічна характеристика основного технологічного устаткування насосної станції. Розробка принципової електричної схеми керування. Вибір силового обладнання.
курсовая работа [2,3 M], добавлен 20.01.2011Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі. Визначення довжин ліній. Аварійний режим роботи електричної схеми Б. Режим мінімального її навантаження.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.02.2014Дослідження можливості використання насосної установки як регулятора електроспоживання. Техніко-економічні показники насосної станції. Розрахунок витрат електричної енергії на роботу додаткових споживачів. Встановлення датчиків руху в приміщенні станції.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 21.03.2013Розрахунок режиму та застосування методу динамічного програмування для визначення оптимальної схеми електричної мережі. Вибір потужності трансформаторів для підстастанцій, схеми розподільчих пристроїв. Визначення витрат на розвиток електричної мережі.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 10.05.2012
