Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 11.06.2014
Размер файла 9,0 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.

Страница:

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-220-40/2000У1

220

252

2

40

…

…

102

40

100

40

50/3

Q1-15,QA,Q0

Продолжение табл. 5.1

Тип привода

Время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Минимальная безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Цена

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 2000 А > 1000 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 102 кА > 55.358 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Та=0,03 [с] принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА2с];

[кА2с];

7500 кА2с > 35.816 кА2с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

73.539 кА > 35.575 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 100 кА > 55.358 кА.

Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-220-40/2000У1.

5.1.2 Проверка выключателей, установленных на ОРУ-110

На данном ОРУ предварительно выбран выключатель типа ВЭК-110-40/2000У1.

Таблица 5.2. Параметры блочных выключателей на стороне РУСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кВ/мкс

кА

кА

кА

кА

кА / с

ВЭК-110-40 /2000У1

110

126

2

40

…

…

102

40

102

40

40/2

Q24-30, QA,Q0

Продолжение табл. 5.2

Тип привода

Время отключения (с приводом)

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Минимальная безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Цена

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пружинный

0.065

0.04

0.08

0.3

…

…

…

…

16.5

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 2000 А 2000 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 102 кА > 94.437 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Та=0,03 принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА2с];

3200 кА2с > 104.233 кА2с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

[кА];

73.539 кА > 60.689 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 102 кА > 94.437 кА.

Окончательно выбираем выключатели типа ВЭК-110-40/2000У1.

5.1.3 Проверка выключателя, установленного на стороне НН автотрансформатора (перед РТСН)

Предварительно выбран выключатель типа МГУ-20-90-6300У3 (см. табл. 8).

Таблица 5.3. Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

Q-100

20

24

6.3

90

20

300

105

150/75

60/30

105/4

МГУ-20-90-6300У3

Продолжение табл. 5.4

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Минимальная безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Цена

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

ПС-31

0.2

0.15

0.8

0.5

3100

2030

1410

2950

4.510

Проверим выключатель по длительному режиму:

; 6300 А > 940 А.

Проверим выключатель по электродинамической стойкости:

; 300 кА > 42.93 кА.

Проверим выключатель по термической стойкости (значение Та принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА2с];

44100 кА2с > 50.08 кА2с.

Проверим выключатель по отключающей способности:

;

[кА];

[кА];

152.735 кА > 23.59 кА.

Проверим выключатель по току включения:

; 150 кА > 42.93 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа МГУ-20-90-6300У3.

5.1.4 Проверка генераторных выключателей

Предварительно выбран выключатель типа ВГМ-20-90/11200У3 (см. табл. 6)

Таб. 5.5 Параметры генераторных выключателей

!Синтаксическая ошибка, F

Напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

номинальное

наибольшее рабочее

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

QG-1,2,3

20

24

11.2

90

20

320

125

150/75

60/30

105/4

ВГМ-20-90 /11200У3

Продолжение табл. 5.5

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Минимальная безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Цена

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

ПС-31

0.2

0.15

0.7

0.5

3140

2030

1296

310

7.35

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 11200 А > 10189 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 320 кА > 137.255 кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА2с];

[кА2с];

44100 кА2с > 9708,555 кА2с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

[кА];

212.132 кА > 111.931 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 150 кА > 137.255 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа ВГМ-20-90/11200У3.

5.1.5 Проверка выключателей собственных нужд

Предварительно выбраны выключатели типа ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 5.6 Параметры выключателей в цепях СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Номинальный ток отключения

Нормированное содержание апериодической составляющей

Предельный сквозной ток

Номинальный ток включения

!Синтаксическая ошибка, F

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

Наибольший пик

Начальное действующее значение периодической составляющей

кВ

кВ

кА

кА

%

кА

кА

кА

кА

кА / с

Q-101-108

6.6

7.2

1.6

40

20

128

40

128

40

40/4

ВЭ-6-40/1600У3

Продолжение табл. 5.6

Тип привода

Полное время отключения

Собственное время отключения (с приводом)

Собственное время включения (с приводом)

Минимальная безтоковая пауза при АПВ

Габариты

Масса

Цена

В

Ш

Г

с

с

с

с

мм

мм

мм

кг

т.р.

Пруж.

0.075

0.06

0.075

0.5

1605

1005

630

574

3.96

Проверим выключатели по длительному режиму:

; 1600 А > 1490 А.

Проверим выключатели по электродинамической стойкости:

; 128 кА > кА.

Проверим выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по [3, табл. 3.8, с. 150]):

;

[кА2с];

6400 кА2с > 26.6202 кА2с.

Проверим выключатели по отключающей способности:

;

[кА];

[кА];

67.882 кА > 22.5538 кА.

Проверим выключатели по току включения:

; 128 кА > 32.918 кА.

Окончательно выбираем выключатель типа ВЭ-6-40/1600У3.

5.2 Выбор разъединителей

Выбрать разъединители требуется для ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, для выключателя на стороне НН автотрансформатора и для генераторных выключателей.

Выбор разъединителей производится по:

напряжению Uуст Uном;

току Iмакс.прод Iном.

Проверку разъединителей производим по:

электродинамической стойкости;

термической стойкости;

5.2.1 Выбор разъединителей на ОРУ-220

Предварительно выбираем разъединители типа РГ-220/1000У1 [23]:

Таблица 5.7 Параметры разъединителей на ОРУ-ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Стойкость при сквозных ТКЗ

Масса

Тип привода

Цена, тыс. руб.

главных ножей

заземляющих ножей

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

кВ

кВ

кА

кА

кА / с

кА

кА / с

кг

РГ-220/1000У1

220

230

2

100

40/1

100

40/1

628

ПРГ-6УХЛ1 или ПД-14УХЛ1

0.6

QS1-64,QST1-3, QSTV1-3, 1QSAT1-2

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 1000 А ? 1000 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 100 кА > 55.358 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА2с];

[кА2с];

1600 кА2с > 35.816 кА2с.

Окончательно выбираем разъединители типа РГ-220/1000У1.

5.2.2 Выбор разъединителей на ОРУ-110

Предварительно выбираем разъединители типа РГ-110/2000У1 [23]:

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 2000 А ?2000 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 100 кА > 94.437 кА.

Таблица 5.8 Параметры разъединителей на ОРУ-СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Стойкость при сквозных ТКЗ

Масса

Тип привода

Цена тыс. руб.

главных ножей

заземляющих ножей

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

кВ

кВ

кА

кА

кА / с

кА

кА / с

кг

РГ-1-110/2000У1

110

126

2

100

40/3

100

40/1

283

ПРГ-6УХЛ1 или ПД-14УХЛ1

0.32

QS66-98, QSTV4-6, 2QSAT1-2

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА2с];

[кА2с];

4800 кА2с > 104.233 кА2с.

Окончательно выбираем разъединители типа РГ-110/2000У1.

5.2.3 Выбор разъединителей перед РТСН

Предварительно выбираем разъединители типа РВРЗ-1-20/6300У3.

Таблица 6.9 Параметры разъединителя перед РТСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Стойкость при сквозных ТКЗ

Масса

Тип привода

Цена

тыс. руб.

главных ножей

заземляющих ножей

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

кВ

кВ

кА

кА

кА / с

кА

кА / с

кг

РВРЗ-2-20/6300У3

20

24

6.3

260

100/4

260

100/1

248

ПЧ-50;

ЗН ПЧ-50

0.330

QS100

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 6300 А > 940 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 260 кА > 42.93 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА2с];

[кА2с];

10000 кА2с > 50.08 кА2с.

Окончательно выбираем разъединители типа РВРЗ-2-20/6300У3.

5.2.4 Выбор разъединителей для генераторных выключателей

Предварительно выбираем разъединители типа РВПЗ-2-20/12500У3.

Таблица 5.10 Параметры генераторных разъединителей

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Стойкость при сквозных ТКЗ

Масса

Тип привода

Цена тыс. руб.

главных ножей

заземляющих ножей

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

Предельный сквозной ток

Ток термической стойкости / допустимой время его действия

кВ

кВ

кА

кА

кА / с

кА

кА / с

кг

РВПЗ-2-20/12500У3

20

24

12.5

490

180/4

250

100/1

625

ПД-12У3

1.2

QSG1-QSG3

Проверим разъединители по длительному режиму:

; 12500 А > 10189 А.

Проверим разъединители по электродинамической стойкости (по данным из раздела 8.1):

; 490 кА > 137.255 кА.

Проверим разъединители по термической стойкости (воспользовавшись данными из раздела 8.1):

; [кА2с];

[кА2с];

10000 кА2с > 1165.026 кА2с.

Окончательно выбираем разъединители типа РВПЗ-2-20/12500У3.

5.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производим в соответствии с главной электрической схемой, руководствуясь справочными данными [1, табл. 5.9, с. 294-309; табл. 5.11, с. 316-325].

Выбор трансформаторов тока производится по:

напряжению Uуст Uном;

току Iраб. Iном; iуд. iдин.

5.3.1 Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-220

Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-220Б-VI.

Таблица 5.11 Параметры ТТ на ОРУ-ВН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинамическая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0.5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кВ

кА

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФЗМ- 220Б-IV

220

252

1

1

0.5 10Р

0.5 10Р

…

…

…

50

-

180

-

68/1

18

TA1-17

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 1000 А ? 1000 А.

Проверка по электродинамической стойкости:

; 180 кА > 55.358 кА.

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

4624 кА2с > 35.816 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-IV.

Проверим данный ТТ, установленный на ОРУ-220, по вторичной нагрузке:

Условием работы ТТ в заданном классе точности является:

[Ом], где

R2 - расчетное значение вторичной нагрузки ТТ;

Rприб. - сопротивление приборов;

Rконт. = 0.05 [Ом], (при числе приборов менее или равное трем) - переходное сопротивление контактов [3, с.374].

-= 5 [Ом] для ТФЗМ-220Б-IV, [24].

Вторичная нагрузка ТТ приведена в табл. 5.11.2.

Таблица 5.11.2.

Прибор

Тип

нагрузка создаваемая прибором, В·А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-335

-

0.5

-

Ваттметр

Д-335

0.5

-

0.5

Варметр

Д-335

0.5

0.5

0.5

Самой нагруженной фазой является фаза С.

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы С:

Находим допустимое сопротивление провода:

;

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

,

где - удельное сопротивление меди;

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 100 м для РУ-220);

Rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q=4 (мм2 ) Rпров.= 0.028100/4=0.7 [Ом].

,

следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности и будет нормально работать в заданном классе точности.

5.3.2 Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-110

Предварительно выбираем ТТ типа ТФЗМ-110Б-4У1.

Таблица 5.12 Параметры ТТ на ОРУ-СН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинамическая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0.5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кВ

кА

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФЗМ-110Б-III

110

126

2

1

0.5 10Р

0.5 10Р

…

…

…

20

-

212

-

68/3

30

TA18-26

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А ? 2000 А.

Проверка по электродинамической стойкости:

; 212 кА > 94.437 кА.

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

13872 кА2с > 104.233 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-4У1.

5.3.3 Выбор трансформаторов тока, встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 220

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-220-I-1000/1.

Таблица 5.13 Параметры ТТ, встроенных в блочный трансформатор на 220 кВ

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Первичный ток, включая ответвления

Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе

Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности

Термическая стойкость

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

1

5

0.5

1

3

10

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

с

руб

ТВТ-220-I-1000/1

220

1000

1000

1000/1

1000/5

-

50/2

30/1

-

25

3

2

24

200

TA1T, TA2T, TA3T TA1AT, TA3AT

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 1000 А ? 1000 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

1875 кА2с > 35.816 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220-I-1000/1.

5.3.4 Выбор трансформаторов тока, встроенных в автотрансформаторы на 110

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ-110-I-2000/1.

Таблица 5.14 Параметры ТТ, встроенных в блочные трансформаторы на 110 кВ

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Первичный ток, включая ответвления

Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе

Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности

Термическая стойкость

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

1

5

0.5

1

3

10

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

с

руб

ТВТ-110-I-2000/1

110

2000

2000

2000/1

2000/5

-

50/2

...

…

25

3

2

24

160

TA2AT, TA4AT

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А ?2000 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

7500 кА2с > 104.233 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-2000/1.

5.3.5 Выбор трансформаторов тока, встроенных в трансформаторы собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-4000/1.

Таблица 5.15 Параметры ТТ, встроенных в ТСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Первичный ток, включая ответвления

Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе

Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности

Термическая стойкость

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

1

5

0.5

1

3

10

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

с

руб

ТВТ35-I-4000/1

35

4000

4000

4000/1

4000/5

15/0.6

30/1.2

...

…

28

3

2

16

165

TA1A-TA3A

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 4000 А > 1146 А.

Проверку по термической стойкости не проводим из-за отсутствия коммутационных аппаратов в цепи.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

5.3.6 Выбор трансформаторов тока, встроенных в резервный трансформатор собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбран ТТ типа ТВТ35-I-2000/1.

Таблица 5.16 Параметры ТТ, встроенных в ТСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Первичный ток, включая ответвления

Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе

Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности

Термическая стойкость

Количество трансформаторов тока на одном вводе

Номинальная предельная кратность

Цена за штуку

Кратность тока

Время

ном.

наиб.

1

5

0.5

1

3

10

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

с

руб

ТВТ35-I-4000/1

35

2000

2000

2000/1

2000/5

15/0.6

30/1.2

...

…

28

3

2

16

165

TA100

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А > 1146 А.

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

9408 кА2с > 234.227 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[кА];

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТВТ35-I-4000/1.

5.3.7 Выбор трансформаторов тока, встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН

Предварительно выбран ТТ типа ТШЛК-10У3.

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 2000 А > 1146 А.

Проверка по термической стойкости:

Таблица 5.17 Параметры ТТ, встроенных в вводы НН ТСН

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинамическая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0.5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

кВ

кВ

кА

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШЛК-10У3

10

12

2

5

0.5 10Р

0.5 10Р

1.2

1.2

-

-

35/3

-

25

TA-101-108

; [кА2с];

[кА2с];

14700 кА2с > 26.6202 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШЛК-10У3.

5.3.8 Выбор трансформаторов тока, встроенных в пофазноэкранированный токопровод

Предварительно выбран ТТ типа ТШ20У3.

Проверим ТТ по длительному режиму:

; 12000 А > 10189 А.

Таблица 6.18 Параметры ТТ, встроенных в вводы генераторов

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинамическая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

0.5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность / допустимое время

Допустимый ток / допустимое время

первичный

вторичный

кВ

кВ

кА

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШ20У3

20

24

12

5

0.2

10Р

0.2

10Р

1.2

1.2

-

-

-

160/3

9

TA-1-3С

Проверка по термической стойкости:

; [кА2с];

[кА2с];

76800 кА2с > 1165.026 кА2с.

Определим допустимое время протекания ТКЗ:

[с].

Окончательно выбираем трансформаторы тока типа ТШ20У3.

5.3.9 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности в нейтрали БТ И АТ (ТА1TN-TA3TN, ТА1ATN, ТА2ATN)

Согласно [1, рис. 8.1, с. 454] выбираем ТНПШ-35-1000/1.

5.3.10 Выбор трансформатора для поперечной дифференциальной защиты турбогенератора, БТ и АТ (ТА1G-TA3G, ТА1TG-TA3TG, ТА1ATG, ТА2ATG)

Согласно [1, рис. 8.5, с. 458] выбираем ТШЛО20У3.

5.4 Выбор трансформаторов напряжения

5.4.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-220 кВ

Выбираем ТН типа ЗНОГ-220-58У1по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.20 Параметры ТН, установленных на ОРУ-220

!Синтаксическая ошибка, F

Класс напряжения

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность в классе точности

Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки

Предельная мощность

Схема соединения

Цена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

1

3

кВ

кВ

кВ

В

В

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

руб

ЗНОГ-220-58У1

220

150

400

600

1200

1200

3200

1/1/1-0-0

5450

TV-1-3

Проверим данный ТН, установленный на ОРУ-220, по вторичной нагрузке:

Вторичная нагрузка ТТ приведена в табл. 5.20.1.

Таблица 5.20.1.

Прибор

Тип

Мощность одной катушки, Вт/Вар

Число катушек

Число приборов

Общая потребляемая мощность

P, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-335

2/2

1

1

2

0

Ваттметр

Д-335

2/2

2

1

4

0

Варметр

Д-335

2/2

3

1

6

0

Номинальная мощность в классе точности 0.2S для ЗНОГ-220-58У1

5.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-110 кВ

Выбираем ТН типа ЗНОГ-110-58У1по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.21 Параметры ТН, установленных на ОРУ-110

!Синтаксическая ошибка, F

Класс напряжения

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность в классе точности

Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки

Предельная мощность

Схема соединения

Цена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

1

3

кВ

кВ

кВ

В

В

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

руб

ЗНОГ-110-58У1

110

150

400

600

1200

1200

3200

1/1/1-0-0

4000

TV-4-6

5.4.3 Выбор трансформаторов напряжения в цепях генераторов

Выбираем ТН типа ЗНОМ-24-69У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.22 Параметры ТН, установленных в цепях генераторов

!Синтаксическая ошибка, F

Класс напряжения

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность в классе точности

Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки

Предельная мощность

Схема соединения

Цена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

1

3

кВ

кВ

кВ

В

В

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

руб

ЗНОМ-24-69У2

24

-

100/3

-

75

150

300

-

640

1/1/1-0-0

250

1TV1G, 2TV1G 1TV2G, 2TV2G 1TV3G, 2TV3G

5.4.4 Выбор трансформаторов напряжения в нейтралях генераторов

Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.23 Параметры ТН, установленных в нейтралях генераторов

!Синтаксическая ошибка, F

Класс напряжения

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность в классе точности

Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки

Предельная мощность

Схема соединения

Цена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

1

3

кВ

кВ

кВ

В

В

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

руб

ЗОМ-1/20-63У2

20

-

127-100

-

-

-

-

-

1/1-0

175

TV-1-3-GN

5.4.5 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ТСН и РТСН

Выбираем ТН типа ЗОМ-1-20-63У2 по [1, табл. 5.13, с. 326-339].

Таблица 5.24 Параметры ТН, установленных в на стороне ВН ТСН и РТСН

!Синтаксическая ошибка, F

Класс напряжения

Наибольшее рабочее напряжение

Номинальное напряжение обмотки

Номинальная мощность в классе точности

Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки

Предельная мощность

Схема соединения

Цена за штуку

первичной

основной вторичной

дополнительной вторичной

0.2

0.5

1

3

кВ

кВ

кВ

В

В

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

ВА

руб

ЗОМ-1/20-63У2

20

-

127-100

-

-

-

-

-

1/1-0

175

TV-1-4T

5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжений производится по [1, табл. 5.21, с. 366].

Выбор ограничителей напряжения производим по номинальному напряжению сети.

5.5.1 Выбор ОПН на стороне ВН БТ-220 кВ

Выбираем ОПН типа ОПН-220У1.

Таблица 5.25 Параметры ОПН, установленного на стороне 220 кВ БТ

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Напряжение на ограничителе (действующее значение), допустимое в течение

Расчётный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1.2/2.5 мс)

Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)

20 мин

20 с

3.5 с

1 c

0.15 с

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

А

кВ

ОПН-220У1

220

146

175

190

200

210

225

420

360

1FV1T-1FV3T

Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой

Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)

Масса

Цена за штуку

3000 А

5000 А

7000 А

10000 А

15000 А

30000 А

при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц

при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200 мкс

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кг

руб

430

460

…

500

-

-

-

-

215

2150

5.5.2 Выбор ОПН на стороне АТ-110 кВ

Выбираем ОПН типа ОПН-110У1.

Таблица 5.26 Параметры ОПН, установленного на стороне 110 кВ БТ

!Синтаксическая ошибка, F

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Напряжение на ограничителе (действующее значение), допустимое в течение

Расчётный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1.2/2.5 мс)

Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)

20 м

20 с

3.5 с

1 c

0.15 с

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

А

кВ

ОПН-110У1

110

73

88

95

100

105

112

280

180

1FV2-3T

Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой

Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)

Масса

Цена за штуку

3000 А

5000 А

7000 А

10000 А

15000 А

30000 А

при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц

при косоугольной волне при перезарядном времени 800-1200 мкс

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кг

руб

230

250

…

280

-

-

-

-

115

…

5.5.3 Выбор ОПН на стороне НН блочных трансформаторов (2FV1-3T)

Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.

5.5.4 Выбор ОПН на ВН резервного трансформатора собственных нужд (3FVAT1)

Выбираем ОПН типа ОПН-20У1.

Остальные ОПН принимаются аналогичными, выбранным на данном напряжении.

5.6 Выбор КРУ

Распределительные устройства собственных нужд выполняются комплектными с выключателями. По [1, табл. 9.6, с. 517-518] выбираем КРУ типа КЭ-6/40.

Таблица 5.27 Основные технические данные КРУ внутренней установки типа КЭ-6/40

Номинальное напряжение

Номинальный ток сборных шин

Номинальный ток сборных шкафов

Число и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий

Номинальный ток отключения

Электродинамическая стойкость

Тип выключателя

Тип привода

Габариты

Масса шкафа отходящей линии

Оптовая цена шкафа с выключателем

Ш

Г

В

кВ

А

А

мм2

кА

кА

мм

мм

мм

кг

руб.

6

2000

2000

4 (3240)

40

128

ВЭ-6

Встроенный пружинный

750

1125

1850

1600-280

6430-7060

5.7 Выбор токоведущих частей

Выбор ТВЧ производим в соответствии с рис. 36.

Рис. 36. Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)

5.7.1 Участок 1,2,3 (от генератора до блочного трансформатора)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 по [1, табл. 9.13, с. 539-540].

Таблица 5.28 Основные технические данные пофазно экранированных токопроводов генераторного напряжения с электрически непрерывными кожухами

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Электродинамическая сойкость

Токоведущая шина ds

Кожух (экран) D

Междуфазное расстояние, А

Тип опорного изолятора

Шаг между изоляторами

Тип применяемого ТН

Тип встраиваемого ТТ

Предельная длина блока

1 м

кВ

кА

кА

мм

мм

мм

мм

м

кг/р

20

12.5

400

42015

8705

1200

ОФР-20-500

3000

ЗОМ-1/20 ЗНОМ-20

ТШВ-20-12000/5

6.5

125/295

5.7.2 Участок 4,5,7 (от отпайки на СН до ТСН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-2000-560 УХЛ1 по [11, табл. 1, с. 4].

5.7.3 Участок 6 (от обмотки НН АТ до РТСН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-2000-560 УХЛ1 по [11, табл. 1, с. 4].

5.7.4 Участок 8,9,10,11 (от ТСН/РТСН до шин СН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный трёхфазный токопровод ТЗКР-6-1600-51 с междуфазными перегородками. Выбор производим по [1, табл. 9.14, с. 543-544].

Таблица 5.29 Основные технические данные комплектных токопроводов

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Электродинамическая сойкость

Сечение токоведущих шин

Расположение шин

Междуфазное расстояние, А

Характеристика кожуха (форма и материал)

Габариты

Предельная длина блока

1 м

Ш

В

кВ

А

кА

мм2

мм

мм

мм

мм

м

кг/р

6

1600

51

Двутавр 14600

по треугольнику

1000

цилиндр, Dн = 622 сталь

622

666

12

5.7.5 Участок 12,13,14 (от блочного трансформатора до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм2].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.30 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение

Расчётные данные проводов АС

Допустимый продолжительный ток

Сечение

Диаметр

Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 С

Разрывное усилие провода

Масса

провода

стального сердечника

АТ

АТП

1 км алюминиевой части

1 км стального сердечника

вне помещений

внутри помещений

мм2

мм2

мм

мм

Ом

Н

Н

кг

кг

А

А

240/39

236/38.6

21.6

8

0.12428

78581

80895

650

302

610

505

Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется.

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 2 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

5.7.6 Участок 15 (от АТ до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм2].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.31 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение

Расчётные данные проводов АС

Допустимый продолжительный ток

Сечение

Диаметр

Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 С

Разрывное усилие провода

Масса

провода

стального сердечника

АТ

АТП

1 км алюминиевой части

1 км стального сердечника

вне помещений

внутри помещений

мм2

мм2

мм

мм

Ом

Н

Н

кг

кг

А

А

240/39

236/38.6

21.6

8

0.12428

78581

80895

650

302

610

505

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 1 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

5.7.7 Участок 16 (от АТ до ОРУ-110 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм2].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-110 кВ составляет 70 мм2.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

Таблица 5.32 Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Номинальное сечение

Расчётные данные проводов АС

Допустимый продолжительный ток

Сечение

Диаметр

Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 С

Разрывное усилие провода

Масса

провода

стального сердечника

АТ

АТП

1 км алюминиевой части

1 км стального сердечника

вне помещений

внутри помещений

мм2

мм2

мм

мм

Ом

Н

Н

кг

кг

А

А

240/39

236/38.6

21.6

8

0.12428

78581

80895

650

302

610

505

Таким образом, проверка проводов на коронирование не требуется.

Выбираем в качестве двух несущих проводов провода АС-240/39.

Сечение токоведущих проводов:

[].

Число токоведущих проводов: [шт]. Принимаем n = 4 [шт].

Проверяем по допустимому току: , где [А], [А].

5.7.8 Участок 17 (ОРУ-220 кВ)

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39

5.7.9 Участок 18 (ОРУ-110 кВ)

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-240/39.

5.7.10 Участок 19-22 (кабель СН)

Выбор кабеля к самому мощному электродвигателю собственных нужд на секции - АТД-8000 с номинальной мощностью Р=8000 кВт, номинальным током I=875 А и коэффициентом Кп=5.5 о.е. Ток короткого замыкания на данной секции равен Iкз=17.163 кА. Кабель прокладывается в сыром помещении в канале, х0=35 ?С, Тmax=6600 ч.

По [5, с.106 табл. 3.41] Выбираем кабель марки АПБпШв, U=6 кВ, одножильный.

Определяем экономическое сечение:

[мм2], где [А/мм2] (По [3, табл. 4.5, с. 233] для Тmax > 5000 ч).

Принимаем 2 одножильных кабеля 2Ч500 мм2, Iдоп, ном=650 А, поправочный коэффициент на температуру воздуха К2=0,87 [5, с.107 табл. 3.43], тогда

Для проверки по термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока короткого замыкания:

где =0,07; Та=0,1 с; =0,04 с [3, с. 178].

Минимальное сечение по термической стойкости:

где С=62 для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и алюминиевыми жилами [3,с.194, табл.3.14].

Условие выполняется, так как

Проверим кабель по допустимому нагреву в длительном режиме:

, где

-коэффициент перегрузки, принимаем равным 1.15 [4, с.235, табл. 19.2],

-поправочный коэффициент на число рядом расположенных кабелей, принимаем равным 0.9 [8, п.1.3.18],

-поправочный коэффициент на температуру:

где

-допустимая температура жилы кабеля [8, п. 1.3.12],

-номинальная температура окружающей среды (для прокладки в земле) [8, п. 1.3.13];

-поправочный коэффициент, учитывающий отличие удельного сопротивления земли от номинального, принимаем равным 1,

- коэффициент допустимой кратковременной перегрузки, принимаем равным 1 для данного коэффициента предварительной загрузки:

=

=875·1?(1131·0.9·1.04·1)·1=875?1058.616

Окончательно выбираем кабель марки АПБпШв.

6. Релейная защита блока 300 мВТ

6.1 Выбор типов защит блока генератор-трансформатор и их действие

Поскольку типовым решением для защиты генераторов является решение, разработанное институтом “Атомэнергопроект”, то целесообразно использовать соответствующие панели защит для блоков конденсационной электрической станции.

По согласованию с заказчиком количество дублирующих комплектов может быть изменено.

Унифицированный комплекс защиты блока содержит следующие устройства РЗ:

1. Первая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.

2. Вторая продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотке статора генератора и на его выводах.

3. Первая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.

4. Вторая дифференциальная защита блочного трансформатора от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на его выводах.

5. Первая дифференциальная защита ошиновки ВН от всех видов КЗ со стороны выводов ВН и на ошиновки 220-500 кВ.

6. Вторая дифференциальная защита ошиновки ВН блока.

7. Первая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора, реагирующая на напряжение 1-й и 3-й гармоники и не имеющая зоны чувствительности.

8. Вторая защита генератора от замыкания на землю в обмотке статора, реагирующая на производную напряжение 3-й гармоники.

9. Основная защита генератора от асинхронного режима на трех реле сопротивления.

10. Резервная защита генератора от асинхронного режима на реле сопротивления с блокировкой по току обратной последовательности.

11. Двухступенчатая дифференциальная защита от внешних симметричных КЗ.

12. Защита генератора от внешних несимметричных КЗ и перегрузки статора токами обратной последовательности.

13. Защита генератора от перегрузки ротора током возбуждения.

14. Защита генератора от симметричных перегрузок статора.

15. Трехступенчатая защита от замыкания на землю в сети ВН энергоблока, установленная в нейтрали блочного трансформатора.

16. Двухступенчатая защита от замыканий на землю в цепи обмотки ротора.

17. УРОВ генераторного выключателя.

18. Газовая защита блочного трансформатора (фазы блочного трансформатора) от замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

19. Защита генератора от повышения напряжения.

20. Защита от частичного пробоя изоляции вводов ВН блочного трансформатора (КИВ).

21. Контроль изоляции на стороне НН блочного трансформатора.

22. Реле контроля тока КАГ.

23. Индукционный короткозамкнутый датчик ротора.

24. Поперечная дифференциальная защита генератора от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.

В унифицированном комплексе предусматривается 13 промежуточных реле:

ВР1- выходные промежуточные реле первой защиты ошиновки ВН блока, действуют на полный останов блока, в схему УРОВ выключателей ВН и запрет ТАПВ выключателей, связанных с ВЛ.

ВР2- выходные промежуточные реле второй защиты ошиновки ВН блока, действуют аналогично промежуточным реле группы ВР1.

ВР3- выходные промежуточные реле основных комплектов устройств ПА и основной защиты от асинхронного режима, производящие отключение блока от сети (отключение выключателей ВН блока, действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя, связанного с ВЛ, в блок релейной форсировки турбины и на перегрузку турбины по активной мощности).

ВР4- выходные промежуточные реле основных защит блока, производящие полный останов блока, (отключение выключателей ВН блока, действие в схему УРОВ выключателей ВН блока и запрет ТАПВ выключателя, связанного с ВЛ, на гашение поле генератора и возбудителя, действие на останов турбины, на отключение выключателя 6,3 кВ ТСН, в схему пуска устройств тушения пожара БТ и ТСН).

ВР5- выходные промежуточные реле основных защит генератора, производящие отключение генератора блока (отключение выключателя генератора при его наличии, действие на гашение поля генератора и возбудителя, действие на останов турбины)

ВР6- выходные промежуточные реле резервных защит блока, действующие с контролем работы блока в сети ВН на деление схемы ОРУ ВН.

ВР7 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока, действующие по аналогии на ВР3 на отключение блока от сети с сохранением работы турбогенератора на собственные нужды.

ВР8 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит блока, действующие по аналогии на ВР4 на полный останов блока (за исключением действия в схемы устройств тушения пожара).

ВР9 - выходные промежуточные реле основных и резервных защит генератора, действующие по аналогии на ВР5 на отключение генератора.

ВР10 - выходные промежуточные реле, повторяющее действие резервных защит блока с контролем отключенного положения одного из двух выключателей ВН блока (с помощью ВР10 производится ускоренное селективное отключение блока при не отключившемся КЗ между ТТ и выключателем ВН).

ВР11 - выходные промежуточные реле, повторяющее действие технологических защит блока.

ВР'АХ - выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии основной защиты генератора от асинхронного режима (действие в блок релейной форсировки турбины, разгрузки по активной мощности).

ВР"АХ- выходные промежуточные реле перевода блока в асинхронный режим при действии резервной защиты генератора от асинхронного режима (действует аналогично ВР'АХ).

6.2 Продольная дифференциальная защита генератора

Продольная дифференциальная защита генератора является основной быстродействующей, чувствительной (Iс.з.0,3Iном) защитой от междуфазных КЗ в обмотке статора и на её выводах.

По одному комплекту этой защиты устанавливается на каждой из двух панелей защит генератора. Каждая защита имеет трехфазное трехрелейное исполнение. В настоящее время для реализации защиты с такой чувствительностью могут быть применены только реле ДЗТ-11/5 с торможением.

Реле включается во вторичные цепи трансформаторов тока со стороны линейных и нулевых вводов генератора, причем тормозная обмотка включается на ток трансформаторов тока со стороны линейных вводов. Для большей надежности защиты 1 и 2 включаются на разные трансформаторы тока как со стороны линейных, так и со стороны нулевых вводов.

Насыщающий трансформатор на входе каждого реле обеспечивает эффективную отстройку от токов небаланса при переходных режимах.

Реле имеют рабочую обмотку (144 вика) с одним ответвлением по середине. Тормозная обмотка имеет дискретное регулирование числа витков, общее число которых составляет 36.

Ответвление в рабочей обмотке применяется в схемах защиты генераторов с расщепленными фазными обмотками, в каждой из которых со стороны нейтрали установлен трансформатор тока. Благодаря этому достигается равенство по величине токов плеч защиты. В нормальном режиме или при внешних КЗ токи плеч защиты одинаковы и протекают по рабочей обмотке реле встречено, и м.д.с., создающиеся этими токами, вычитаются. М.д.с., создаваемая в тормозной обмотке, препятствует срабатыванию защиты от токов небаланса. При КЗ в зоне действия защиты токи в рабочей обмотке направлены согласно и м.д.с., сопровождающиеся этими токами, складываются, что приводит к срабатыванию защиты.

Расчет уставок защиты производится в соответствие с методикой изложенной в [ ]

Минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения

Iср. мин=Fср/Wр (6.1)

где Fср=100 А*В - м.д.с. срабатывания реле;

Wр=144 витка.

Ток срабатывания реле составляет 0,7 А, что соответствует току срабатывания дифференциальной защиты генератора порядка (0,15-0,2)Iном. г. и не превышает ток срабатывания 0,3 Iном. г, требуемый ГОСТом.

Кроме того, дифференциальная защита с уставкой 0,7 А надежно отстроена от 3-х фазных КЗ за выпрямительными трансформаторами системы бес щеточного возбуждения, применяемые в настоящее время. Выбор уставок защиты сводится к определению числа витков тормозной обмотки при заданном заводом-изготовителем числе витков рабочей обмотки.

Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от наибольшего значения тока небаланса при внешних КЗ или при асинхронном ходе с углом расхождения э.д.с. системы и генератора 1800.

Iнб. расч=КоднfiI(3) (6.2)

где Кодн - коэффициент однотипности, применяется при однотипных трансформаторах тока в линейных выводах и нейтрали 0,5, а при разнотипных 1;

fi - относительная полная погрешность ТТ, принимается равной 0,1;

I(3) - периодическая составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода, А.

На блоках с выключателем в цепи генератора ток внешнего трехфазного КЗ определяется при КЗ на выводах генератора, а на блоках без выключателя или с выключателем нагрузки - при КЗ на стороне ВН трансформатора блока.

Торможение должно надежно превышать действие м.д.с., создаваемое током небаланса в рабочей обмотке реле. Поэтому при вычислении м.д.с. рабочей обмотки вводится коэффициент отстройки Котс.=1,6.

Fp=(Котс./KI)Iнб. расч Wр (6.3)

где KI - коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов генератора;

Wр - число витков рабочей обмотки, равное 144.

Для выбора числа витков тормозной обмотки определяется её м.д.с.. Fт по тормозной характеристики в условиях минимального торможения (рис. 10.2).

Расчетное число витков тормозной обмотки равно:

Wт.расч. = (FтIт)/KI (6.4)

где Iт - тоже, что I(3).

Принимается ближайшее число витков (большее).

Коэффициент чувствительности определяется следующим образом:

Кч=I(2)/(КтIср.мин) (6.5)

где Iср.мин - определяется по (1) и равен 0,7 А;

I(2) - ток двухфазного КЗ на зажима генератора в указанном режиме.

При наличии торможения работа защиты при двухфазном КЗ на выводах генератора производится графическим путем. Определяется рабочая и тормозная м.д.с.:

; (6.6)

где I(2)к - полный ток в месте КЗ;

I(2)т - ток КЗ со стороны системы;

КI - коэффициент трансформации ТТ со стороны линейных вводов;

Wр - число витков рабочей обмотки (144);

Wт - принятое число витков тормозной обмотки.

электрический замыкание трансформатор генератор

Далее по тормозной характеристике (рис. 6.2) при максимальном торможении определяется м.д.с. срабатывания Fр.ср.

Чувствительность определяется соотношением:

Кч=Fр/Fр.ср (6.7)

6.3 Поперечная дифференциальная защита генератора

Поперечная дифференциальная защита является одной из основных защит генератора и действует при замыкании между витками одной из фаз. Комплект защиты размещается на панели основных защит генератора в месте с первой продольной дифференциальной защитой генератора.

Защита имеет односистемное исполнение и включается на ТТ, установленный в перемычке между двумя нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.

Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник, щзначения которых в ветвях обмотки каждой фазы могут несколько отличаться между собой.

В качестве такого фильтра используют конденсаторы С1 и С2, шунтирующие катушки исполнительного органа, (рис. 10.3) и вторичная обмотка промежуточного трансформатора ТL1.

Характеристика фильтра приведена на рис. 10.4, б. Первичная обмотка имеет ответвления, позволяющие получить четыре диапазона уставок.

Таблица 6.1.

Диапазоны

№ зажимов

Пределы уставок, А

1 диапазон

4-8

1,75-3,5

2 диапазон

6-8

2,9-5,8

3 диапазон

4-6

4,4-8,8

4 диапазон

2-4

8,8-17,6

Ток срабатывания защиты выбирается при наладке по условию отстройки от токов небаланса от токов КЗ.

Страница:


Подобные документы

  • Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

    Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016

  • Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

    Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014

  • Проектирование электрической части конденсационной электростанции

    Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013

  • Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

    Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.

    дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013

  • Релейная защита и автоматика электрооборудования для ТЭЦ мощностью 600 МВт

    Схема электрических соединений и схема собственных нужд. Выбор электрооборудования схемы собственных нужд, его обоснование. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для элементов. Разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор.

    дипломная работа [604,1 K], добавлен 09.04.2012

  • Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

    Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015

  • Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВт

    Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.

    курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010

  • Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

    Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015

  • Разработка конденсационной электрической станции для электрической мощности 300 МВт

    Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей. Разработка вариантов схем и выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования, измерительных приборов и измерительных трансформаторов, типов релейной защиты.

    дипломная работа [231,8 K], добавлен 06.06.2014

  • Проектирование электрической части конденсационной электростанции

    Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.

    курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены