Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергоносителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшение удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д.

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

В настоящем курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 220 МВт.



1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

1.1 Разработка вариантов схем выдачи энергии

Схема выдачи электроэнергии - это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними, а также от РУ к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы, трансформаторы, блоки генератор-трансформатор, нагрузка и токоведущие части, соединяющие генераторы, трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. Никакой аппаратуры: выключателей, трансформаторов тока и т. д. - в схеме не показывают. Схемы выдачи электроэнергии составляют при выборе главных схем электрических станций и подстанций.

Исходя из расположения в энергосистеме проектируемой ТЭЦ-220 МВт (рис. 1), необходимо на первом этапе проектирования разработать два варианта схем выдачи мощности. По заданию станция должна иметь два распределительных устройства (РУ): 6 кВ (РУ НН), 110 кВ (РУ ВН). Максимальные нагрузки на напряжении 6 кВ (РУ НН) составляют Р_макс.6=55 МВт, на напряжении 110 кВ (РУ ВН) - Р_макс.110=110 МВт; минимальные нагрузки по заданию следует принять 76% от максимальных; расходы на собственные нужды (СН) - 8,2%. Связь с КЭС осуществляется через РУ ВН воздушной двухцепной линией протяжённостью 115 км.

Рисунок 1 - Схема энергосистемы

Для данной мощности ТЭЦ - 220 МВт разработаем 2 варианта схем выдачи мощности. Выберем генераторы:

1 вариант: 2 генератора мощностью 63 МВт и 1 генератор мощностью 100 МВт;

2 вариант: 2 генератора мощностью 40 МВт и 1 генератор мощностью 160 МВт.

Питание потребителей генераторного напряжения целесообразно осуществлять от главного распределительного устройства (ГРУ) через отпаечные реакторы.

Для соединения РУ ВН и РУ НН используем двухобмоточные трансформаторы.

В результате полученные 2 структурные схемы будут отличаться мощностью генераторов и друхобмоточных трансформаторов.

Рисунок 2 -Структурная схема



1.2 Выбор генераторов

При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:

Ш все генераторы на ГРУ принимаются одинаковой мощности;

Ш число генераторов должно быть не менее 2-ух и не более 8-ми;

Ш единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы.

В нашем случае мощность проектируемой ТЭЦ составляет 220 МВт.

Для 1 варианта схемы выдачи электроэнергии возьмем 2 генератора типа ТВФ-63-2У3 и 1 генератор типа ТВФ-100-2У3 [2, стр.76-81]. Выбранные генераторы удовлетворяют всем 3-м условиям: 2 генератора одинаковой мощности установлены на ГРУ, отклонение от установленной мощности всех трех не превышает 10% и составляет:

Параметры, выбранных генераторов сведем в таблицу 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Параметры турбогенераторов для 1 варианта

Тип турбогенератора	Ном. мощность	Ном. напряжение, кВ	сosцном	Ном. ток, кА	Ном. частота вращения, об/мин	Соединение обмоток статора	x''d*
	полная, МВ·А	активная, МВт
ТВФ-63-2У3	78,75	63	6,3	0,8	7,21	3000	YY	0,203
ТВФ-100-2У3	125	100	10,5	0,8	6,88	3000	YY	0,192

Для 2 варианта схемы выдачи электроэнергии возьмем 2 генератора типа ТФП-40-2У3 и 1 генератор типа ТЗФП(Г)-160-2У3. Выбранные генераторы удовлетворяют всем 3-м условиям: 2 генератора одинаковой мощности установлены на ГРУ, отклонение от установленной мощности всех трех не превышает 10% и составляет:

Параметры, выбранных генераторов сведем в таблицу 1.2.2.

Таблица 1.2.2 - Параметры турбогенераторов для 2 варианта

Тип турбогенератора	Ном. мощность	Ном. напряжение, кВ	сosцном	Ном. ток, кА	Ном. частота вращения, об/мин	Соединение обмоток статора	x''d*
	полная, МВ·А	активная, МВт
ТФП-40-2У3	50	40	6,3/10,5	0,8	2,2	3000	?/Y	0,14
ТЗФП(Г)-160-2У3	188,2	160	15,75	0,85	5,67	3000	Y	0,213

1.3 Выбор трансформаторов

Для 1-го варианта схемы.

Выберем двухобмоточные трансформаторы Т1, Т2.

Выбираем трансформаторы исходя из следующих режимов работы:

1. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

где Р_гн и cosц_гн - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Р_ннмин и cosц_нн - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки (по [3], cosц_нн=0,8...0,9);

Р_сн и cosц_сн -мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд (по [3], cosц_сн=0,8).

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

3. С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора:

где 1,4 - кратность длительно допускаемой перегрузки.

S_{т макс}=max(92,3;3,54)=92,3 МВА.

S_тн

По [2] табл. 3.6 выбираем трансформатор типа ТДЦ-80000/110.

Выберем трансформатор Т3.

Расчётная мощность блочного трансформатора будет равна:

По [2, ст. 146, табл. 3.6] выбираем 1 трансформатор ТДЦ-125000/110.

Параметры трансформаторов, выбранных для первого варианта структурной схемы, сведём в таблицу 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Параметры трансформаторов для первого варианта структурной схемы выдачи электрической энергии

Тип трансформатора	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uk, %	Ix, %	Ц,
		ВН	СН	НН	ДРх	ДРк	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-80000/110	80	121	-	6,3	85	310	-	11	-	0,6	113,7
ТДЦ-125000/110	125	121	-	10,5	120	400	-	10,5	-	0,55	140

Для 2-го варианта схемы:

Выберем двухобмоточные трансформаторы Т1, Т2.

1. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения рассчитывается по формуле (2.1):



2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов рассчитывается по (2.2):

3.С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора, (2.3):

S_{т макс}=max(34,8;25,2)=34,8 МВА.

S_тн

По [2] стр. 146 табл. 3.6 выбираем трансформатор типа ТД-25000/110.

Выберем трансформатор Т3.

Расчётная мощность блочного трансформатора рассчитывается по формуле (2.4):

По [2, ст. 146, табл. 3.6] выбираем 1 трансформатор ТДЦ-200000/110.

Параметры трансформаторов, выбранных для второго варианта структурной схемы, сведём в таблицу 2.3.2.



Таблица 2.3.2 - Параметры трансформаторов для второго варианта структурной схемы выдачи электрической энергии

Тип трансформатора	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uk, %	Ix, %	Ц,
		ВН	СН	НН	ДРх	ДРк	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТД-25000/110	25	121	-	6,3	19	120	-	10,5	-	0,23	62
ТДЦ-200000/110	200	121	-	15,75	170	550	-	10,5	-	0,5	222



2. Выбор и технико-экономическое обоснование структурной схемы выдачи энергии и разработка главной схемы электрических соединений

2.1 Технико-экономическое сравнение структурных схем выдачи электроэнергии

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами

где - капиталовложение на сооружение установки, тыс. у. е.;

- нормативный коэффициент экономической эффективности, равный

0,125;

- годовые эксплуатационные издержки, тыс. у. е./год.

У - ущерб, тыс. у. е./год.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяем по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы результаты сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Капиталовложения элементов схем

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Варианты
		Первый	Второй
		к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. руб	к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. у.е.
Генератор ТВФ-63-2У3	268	2	536	-	-
Трансформатор ТДЦ-80000/110	110	2	227,4	-	-
Генератор ТВФ-100-2У3	350	1	350	-	-
Трансформатор ТДЦ-125000/110	140	1	140	-	-
Генератор ТФП-40-2У3	250	-	-	2	500
Трансформатор ТД-25000/110	62	-	-	2	124
Генератор ТЗФП-160-2У3	650	-	-	1	650
Трансформатор ТДЦ-200000/110	222	-	-	1	220
Итого			1253,4		1494

Вторая составляющая расчётных затрат - годовые эксплуатационные издержки - определяются по формуле:

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание ,%, для электрооборудования проекта примем Р_а =6,4% и Р_о=3% (стр.23[3]);

ДЭ - потери энергии в кВт·час;

? - стоимость 1 кВт·час потерянной энергии, равная 0,8 коп./(кВт·ч).

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

где ДРхх - потери холостого хода;

ДРкз - потери короткого замыкания;

Sн - номинальная мощность трансформатора;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т=8760часов;

- число часов максимальных потерь, определяемое по [1] рис.5.6, в зависимости от Тmax = 4000 ч, = 3000 ч;

Тmax - величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах НН.

Потери в двухобмоточных трансформаторах для 1-го варианта:

Для двух трансформаторов ДЭ1= 2МДЭ = 39,6•10⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:

Всего для первого варианта: ДЭ= ДЭ1+ДЭ2= (39,6+22,5)•10⁵=62,1•10⁵ кВт·ч.

Потери в двухобмоточных трансформаторах для 2-го варианта:

Для двух трансформаторов ДЭтр= 2МДЭ = 17,28•10⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:

Всего для второго варианта: ДЭ= ДЭ1+ДЭ2= (31,4+17,28)•10⁵=48,68•10⁵ кВт·ч.

Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс. у.е.

Определяем приведенные затраты:

Так как приведенные затраты 1 варианта меньше на 16,6%, то для дальнейшего рассмотрения принимаем этот вариант ТЭЦ.

2.2 Определение числа присоединений в РУ

Количество отходящих линий со стороны РУ 110 кВ и ГРУ 6 кВ определяем по формуле

где - максимальная мощность, выдаваемая на данный класс напряжения, МВт (по исходным данным);

для напряжения линии 110 кВ: Р_макс =55 МВт;

для напряжения линии 6 кВ: Р_макс =110 МВт.

- наибольшая передаваемая мощность для одной линии.

Для напряжения 6 кВ , а для 110 кВ . Принимаем т и т.

Таким образом число отходящих к потребителям линий ля напряжения линии 110 кВ: n_лэп 110/50= 2,2?3.

Принимаем число отходящих линий в РУ 110 кВ n_лэп = 3.

Определим количество отходящих линий на напряжении 6 кВ:

n_лэп 55/5=11.

Принимаем число отходящих линий n_лэп = 12.

Главная схема электрических соединений (упрощенная) приведена на рис.3.2.1.

На данном этапе при известном числе линий, отходящих к потребителям (n_лэп), можно произвести предварительный выбор линейных реакторов.

2.3 Предварительный выбор линейных реакторов

- максимальная нагрузка шин генераторного напряжения (исходное данное):

,

- количество линий, присоединенных к данному линейному реактору,

- средний коэффициент мощности нагрузки:

, принимаем ,

,

По таблице 5.14. стр. 340 [3] выбираем одинарные реакторы внутренней установки типа РБД-10-2500-014У3.

Технические данные выбранных линейных реакторов заносим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Технические данные выбранного линейного реактора

Тип реактора	Uном	Iдл	Хр	ДP	Iэдс	Iтерм	tтерм
	кВ	А	Ом	кВт	кА	кА	с
РБД 10-2500-0,14У3	10	2150	0,14	11	66	26	8

2.4 Выбор реакторов и трансформаторов собственных нужд

Напряжение с.н. принимается равным 6кВ. Т.к. напряжение с.н. совпадает с генераторным, то вместо трансформаторов с.н. применяются реакторы с.н. Обычно для каждого генератора предусматривается отдельный источник питания (трансформатор или реактор).

2.4.1 Выбор рабочих реакторов собственных нужд

Распределительные устройства с.н. каждого генератора выполняются с одной системой шин.

На ТЭЦ количество секций РУСН 6 кВ принимается равным числу котлов.

Рабочие реакторы с.н. на станциях со сборными шинами генераторного напряжения присоединяются к соответствующим секциям ГРУ. На ТЭЦ с числом рабочих реакторов с.н. 6 и менее принимают один резервный реактор.

Условие для выбора реактора собственных нужд:

Полная мощность с.н., МВА

где Р_сн% - расходы на собственные нужды, Р_сн%= 8,2%;

cosц_сн -коэффициент мощности собственных нужд (по [2], cosц_сн=0,8).

По формуле (3.6):

Номинальный ток рабочего реактора с.н.

По формуле (3.7):

Согласно результатам (по табл.5.14 [3], стр.340) выбираю одинарный реактор внутренней установки типа РБ-10-1000-0,22У3.

Этот выбор является предварительным, так как реактор выбирается еще и по току к.з.

Окончательный выбор реакторов произведем после расчета токов к.з. на шинах ГРУ.



2.4.2 Выбор трансформатора собственных нужд

Расчетная мощность трансформатора

где Р_сн% - расходы на собственные нужды, Р_сн%= 8,2%;

cosц_сн -коэффициент мощности собственных нужд (по [2], cosц_сн=0,8).

По формуле (3.8):

Выбираем трансформатор ТДНС-10000/35.

Таблица 3.3 Технические данные ТДНС-10000/35

Тип трансформатора	Uном, кВ	Sном, МВА	Потери, кВт	Uкз%	Iхх%
	ВН	НН		хх	кз	вн-сн	вн-нн	сн-нн
ТДНС-10000/35	10,5	6,3	10	12	60	-	8	30	0,75

Мощность резервного трансформатора с.н. принимается равной или несколько больше мощности наибольшего ТСН и на напряжение 110кВ. Принимаем трансформатор ТД-16000/110.

Таблица 3.4 Технические данные ТД-16000/110

Тип трансформатора	Uном, кВ	Sном, МВА	Потери, кВт	Uкз%	Iхх%
	ВН	НН		хх	кз	вн-сн	вн-нн	сн-нн
ТД-16000/110	121	10,5/6,3	16	13	80	-	10,5	-	0,25

2.5 Выбор секционного реактора

Выбор секционного реактора производится:

1) по номинальному току ([2], стр.27)

2) По номинальному напряжению:

6 кВ10 кВ.

Выбираем [3, табл. 5.14 стр.340] реактор типа РБДГ-10-4000-0,105У3.

Таблица 3.5 Технические данные РБДГ-10-4000-0,105У3

Тип реактора	Uном	Iдл	Хр	ДP	Iэдс	Iтерм	tтерм
	кВ	А	Ом	кВт	кА	кА	с
РБД 10-2500-0,14У3	10	3700	0,105	18,5	97	38,2	8



3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо сначала правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ.

На схеме намечают расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

1. на сборных шинах РУ каждого напряжения;

2. на выводах генераторов;

3. за трансформаторами собственных нужд;

4. на отходящих ЛЭП.

Расчет будем вести для трёхфазного КЗ в относительных единицах, для чего задаемся базисными условиями: базовой мощностью - и базовым напряжением для каждой точки короткого замыкания - , , (из шкалы средних напряжений, по [1], стр. 132).

3.1 Составление схемы замещения и расчет её параметров

Следует отметить, что в данной схеме замещения, проектируемая, ТЭЦ-220 имеет связь с другой электрической станцией - КЭС-2400, которую представим 8-мью параллельными генераторами ТГВ-300-2У3, номинальной мощностью с о.е. и с [2, ст. 76, табл. 2.1]. Они подключены на параллельную работу с другими станциями через 8 параллельных трансформатора ТДЦ-400000/110, номинальной мощностью и ([2, ст. 146, табл. 3.6]). Но, т. к. генераторы и трансформаторы одинаковые, то в схеме замещения мы изначально представим их, как эквивалентные (), а численные значения учтём при расчёте параметров.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1) Эквивалентная ЭДС генераторов на КЭС найдём по формуле

2) ЭДС генераторов будут равны

3) Эквивалентное сопротивление генераторов КЭС найдём по формуле

4) Эквивалентное сопротивление трансформаторов КЭС будет равно

Сложим последовательно сопротивления трансформаторов и генераторов для КЭС



5) Сопротивления 2-х параллельных линий, соединяющих КЭС с РУ 110 кВ, будут равны

6) Найдём сопротивления двухобмоточных трансформаторов

7) Сопротивление двухобмоточного трансформатора, находящегося в блоке с генератором ТЭЦ, рассчитывается по формуле

8) Сопротивления генераторов ТЭЦ равны

9) Сопротивление генератора ТЭЦ, находящегося в блоке с трансформатором ТЭЦ, рассчитывается по формуле

10) Сопротивления линейных реакторов, отходящих от ГРУ



11) Сопротивления реакторов собственных нужд

12) Сопротивление трансформатора собственных нужд рассчитывается по формуле

13) Сопротивление резервного трансформатора собственных нужд рассчитывается по формуле

14) Сопротивление секционного реактора

Расчёт токов короткого замыкания будем проводить, используя программу TKZ. Выходной файл программы в приложении А.

Результаты, полученные при расчёте токов короткого замыкания, приведём в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчёта токов короткого замыкания

Точка короткого замыкания	Источник	Iпо, кА	,с	Та,с	kу	Iпф, кА	iаф, кА	iу, кА
1. К-1 (за реактором СН)	От всех источников	14,0	0,04	0,058	1,825	14	9,93	36,13
2. К-2 (за линейным ректором)	От всех источников	19,67	0,065	0,125	1,93	19,51	16,5	51,7
3. К-3 (шины ГРУ 6 кВ)	Г1	35,53	0,16	0,185	1,95	26,65	21,16	97,98
	Г2	16,63		0,185	1,95	14,63	9,90	45,86
	Г3	17,0		0,105	1,89	15,49	5,24	45,44
	Генераторы КЭС	21,97		0,075	1,86	21,97	3,68	57,79
	Суммарное значение	91,13		-	-	78,74	39,98	247,07
4. К-4 (шины ГРУ 6 кВ)	Г1	16,63	0,16	0,185	1,95	14,63	9,90	45,86
	Г2	35,53		0,185	1,95	26,65	21,16	97,98
	Г3	17,0		0,105	1,89	15,49	5,24	45,44
	Генераторы КЭС	21,97		0,075	1,86	21,97	3,68	57,79
	Суммарное значение	91,13		-	-	78,74	39,98	247,07
5. К-6 (КЗ за трансформатором ТСН)	От всех источников	10,38	0,04	0,065	1,85	10,38	7,93	27,16
6. К-7 (шины 110 кВ)	Г1	1,27	0,05	0,115	1,92	1,27	1,16	4,22
	Г2	1,27		0,115	1,92	1,27	1,16	4,22
	Г3	2,11		0,14	1,93	2,11	2,09	7,05
	Генераторы КЭС	2,72		0,025	1,66	2,74	0,52	7,82
	Суммарное значение	7,37		-	-	7,37	4,93	23,31
7. К-8 (КЗ за трансформатором РТСН)	От всех источников	12,66	0,04	0,058	1,83	12,66	8,98	32,76

Покажем пример расчёта токов короткого замыкания в таблице.

Значение периодической составляющей тока КЗ от Г1 в т. К1

Ударный ток находим по формуле

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (по [3, ст. 33, табл. 4.2]).

Для шин станции 6…10кВ с генераторами 30…60МВт - , .

Тогда

Найдём периодический и апериодический токи КЗ в момент времени .

- это расчётное время, для которого требуется определять токи КЗ. Оно находится по следующей формуле

где - время срабатывания релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя (для шин ГРУ 6 кВ примем маломасляный выключатель ВГМ-20-90/11200У3 и для этого выключателя это время примерно составляет 0,15 с [2, ст. 230, табл. 5.1]).

Получаем

Апериодическая составляющая тока КЗ равна

Периодическую составляющую тока КЗ в момент времени определим по типовым кривым. Для этого предварительно определяем номинальный ток генератора, приведённый к той ступени напряжения, где находится точка КЗ:



Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ к, приведенному, номинальному току равно

По заданному отношению и времени определим с помощью кривых [1, ст. 164, рис. 3.27а] отношение

Таким образом, периодическая составляющая тока КЗ к моменту времени будет равна



4. Выбор аппаратов

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Разъединителем называется аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между токоведущими частями, оставшимися под напряжением, и токоведущими частями аппарата, выведенного в ремонт.

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными каталожным параметрам.

Для цепей напряжения 110 кВ в качестве выключателей возьмем элегазовые выключатели ЯЭ-110Л-23(13)У4 [2, стр.242, табл. 5.2]. В качестве разъединителей для цепей 110 кВ возьмем разъединители РНД-110/1250 Т1 [2, стр.272, табл. 5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.1. Для ЯЭ-110Л-23(13)У4, t_с.в. = 0,04 c (табл. 5.2, [2]).

с.

В таблице 5.1 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок



К - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, К=1,4

Таблица 4.1 - Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей на ОРУ-110 кВ

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РНД-110/1250Т1	Выключатель ЯЭ-110Л-23(13)У4
Ном. напряжение, кВ			110
Ном. ток, А			1250
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с

Примечание: <> - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи, то их проверка на отключающую способность не производится

Для цепей напряжения 6 кВ в качестве выключателей возьмем маломасляные выключатели ВГМ-20-90/11200 У3 [2, стр.230, табл. 5.1]. В качестве разъединителей для цепей 6 кВ возьмем разъединители РВП-20/12500 У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.2. Для ВГМ-20-90/11200 У3, t_с.в. = 0,15 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.2 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

К - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, К=1,4

оборудование схема электрический мощность



Таблица 4.2 - Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей цепей 6 кВ.

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВП-20/12500У3	Выключатель ВМГ-20-90/11200У3
Ном. напряжение, кВ			20
Ном. ток, А			12500
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с			=

Примечание: <> - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи, то их проверка на отключающую способность не производится

Для цепей напряжения 6 кВ после реакторов СН в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/630УХЛ3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/630У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.3. Для ВВТЭ-10-20/630УХЛ3, t_с.в. = 0,03 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.3 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

Таблица 5.3. Расчётные и каталожные параметры выключателей на 6 кВ, расположенных за реакторами СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/630У3	Выключатель ВВТЭ-10-20/630УХЛ2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			630
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с

Для линий напряжением 6 кВ, отходящих к потребителям в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВЭ-10-31,5/630У3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/630У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.4. Для ВВЭ-10-31,5/630У3, t_с.в. = 0,055 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.4 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

Таблица 4.4 Расчётные и каталожные параметры выключателей на 6 кВ, расположенных на линиях, отходящих к потребителям

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/630У3	Выключатель ВВЭ-10-31,5/630У2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			630
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с

В цепи трансформатора собственных нужд (ТСН 10000/35) в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/1000УХЛ3.

В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/1000У3 [2, стр.266, табл.5.5].

Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.5. Для ВВТЭ-10-20/1000УХЛ3, t_с.в. = 0,03 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 4.5 максимальный ток трансформатора собственных нужд

Таблица 4.5 Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей, расположенных после трансформатора СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/1000У3	Выключатель ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			1000
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с

В цепи резервного трансформатора собственных нужд (ТД 16000/110) в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВЭ-10-20/1600У3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВР-III-10/2000У3 [2, стр.264, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.6. Для ВВЭ-10-20/1600У3, t_с.в. = 0,055 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 4.6 максимальный ток трансформатора собственных нужд



Таблица 4.6 Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей, расположенных после резервного трансформатора СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные	Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВР-III-10/2000У3	Выключатель ВВЭ-10-20/1600У3
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			1600
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметри чный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с



4.2 Выбор линейного реактора

Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выбранного выключателя ВГМ-20-90/11200У3 с I_{ном откл.} = 90 кА.

Расчёт производим в соответствии со стр.27-28 [3].

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора определяем по выражению:

Ом.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном откл.} = 90кА будет:

Ом.

Их разность даст требуемое Х_р:

Ом.

Далее по U_ном = 6 кВ и I_ном.р = 1650 А выбираем реактор с большим Х_р:

РБД-10-2500-0,14У3 (таблица 5.14. [2]).

Таблица 5.7 Технические данные выбранного линейного реактора

Тип реактора	Uном	Iдл	Хр	ДP	Iэдс	Iтерм	tтерм
	кВ	А	Ом	кВт	кА	кА	с
РБД 10-2500-0,14У3	10	2150	0,14	11	66	26	8



4.3 Выбор разрядников и ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений (ОПН) - это устройства, которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени, меньшего, чем время действия релейной защиты.

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют разрядники и ограничители перенапряжений (их выбор производится по уровню напряжения):

· на напряжение 110 кВ: ограничитель перенапряжений ОПН-110У1, присоединенный на сборные шины совместно с ТН через общий разъединитель (табл.5.21 стр. 366 [3]);

· в нейтрали трансформатора напряжение будет на ступень ниже: вентильный разрядник РВС-35У1, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока;

· на напряжение 6 кВ: вентильный разрядник РВО-6У1, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частотой 50Гц в сетях с любой системой заземления нейтралей (табл.5.20 [3]).



5. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование станций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрических установок.

1. Сборные шины ОРУ-110 кВ

· по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения (длительно допустимому току)

Выбор сборных шин РУ ВН нельзя осуществлять по экономической плотности тока, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока. А сборные шины и вся ошиновка РУ ВН выполняется проводами АС. Выберем шины по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

В данном случае наиболее мощное присоединение - это трансформатор ТДЦ-125000/110.

Наибольший ток (с учетом перегрузки)

где - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для трансформаторов, находящихся в блоке с генератором .



.

По [2, стр. 428, табл. 7.35] выбираем провод АС-300/39 с параметрами: I_доп = 710 A; d = 24 мм.

I_доп = 710 А > I_мах = 688,9 А.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие шины обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о провод АС-300/39 удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

2. Токоведущие части от выводов 110 кВ до АТ выполняем гибким токопроводом.

Сечение гибкого токопровода выбирается по:

· экономической плотности тока

Где - наибольший ток нормального режима, равный току наиболее

мощного присоединения. В данном случае это трансформатор

ТДЦ-80000/110, Т_макс=4000ч

экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Т_макс).

При Т_макс=4000ч =1,1•10⁶ А/м².

Тогда

По [2, стр. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода АС-400/22, .

· длительно допустимому току

где - наибольший рабочий ток с учетом перегрузки.

что меньше допустимого тока, равного 830А.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики. Поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Выбираем провод АС-400/22, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

3. Сборные шины ГРУ-6кВ

Выберем сборные шины 6 кВ ГРУ. Предполагаем, что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 0,8 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 2 м.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току):

А

Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение шин выбираем по допустимому току:

По табл. 7.6 [2, стр.398], выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения 2(200?90?12) мм² с I_{доп.ном.}= 8830 А.

Условие выбора: ? I_{доп.ном}.

? I_{доп.ном} =8830А (на две шины).

Сечение шины: 2?4040мм².

Проверка шин на термическую стойкость:

тогда тепловой импульс тока КЗ:

где ? коэффициент, зависящий от материала проводника, принимается по табл. 5.2, [3].

Проверка шин на механическую прочность:

По таблице 4.1:. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления =490см³. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по табл.4.3[1]:

Для алюминиевого сплава (АД31Т): .

Поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.

Изоляторы выбираем по:

- номинальному напряжению: U_{ном. изол}?U_уст, т. е. 10>6 кВ;

- по допустимой нагрузке F_расч ? F_доп;

По табл. 5.7 [4,стр.248], выбираем опорные изоляторы ОФР-10-6000У3.

F_разр. = 60000 Н;

F_доп =0,6•F_разр =0,6•60000=36000 Н.

Максимальная сила, действующая на изгиб по табл. 4.3 [1]:

Поправка на высоту коробчатых шин

При расположении шин в вершинах треугольника:

F_расч =1,37324722,7=33944,2Н < F_доп =36000- условие выполняется .

- сила, действующая на изолятор.

По табл. 5.7 [3, стр.288], выбираем проходные изоляторы ИП-10/8000-4250У2.

Изоляторы выбираем по:

- номинальному напряжению U_{ном. изол}?U_уст, т. е. 10>6 кВ;

- по номинальному току , 7976,55<8000А;

- по допустимой нагрузке F_расч ? F_доп.

F_разр =42500 Н.

0,5 •=0,5•24722,7=12361,4 H.

F_расч =12361,4 < F_доп =0,6•42500=25500 - условие выполняется.

4. Токоведущие части от выводов блочного двухобмоточного Т до ОРУ 110 кВ выполняем гибким токопроводом.

Выбирается по:

· экономической плотности тока



где - наибольший ток нормального режима, равный току наиболее мощного присоединения. В данном случае это трансформатор мощностью 125 МВ·А.

Тогда

По [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода 2хАС-300/39,

· длительно допустимому току

где -максимальный рабочий ток, который рассчитывается на основании перегрузки. Блочный трансформатор может быть нагружен мощностью, большей его номинальной мощности на 5%, поэтому

что меньше допустимого тока, равного 1420 А, поэтому по [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода 2хАС-300/39,

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о выбираем провод 2хАС-300/39, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

5) Выберем гибкий токопровод соединяющий ОРУ 110 кВ и выводы резервного трансформатора собственных нужд.

Гибкий токопровод выполняется проводами АС.

Сечение токопровода выбирается по:

· экономической плотности тока

Где - площадь выбранного сечения;

- экономически целесообразное сечение токопровода

Где - наибольший ток нормального режима, равный току присоединения резервного трансформатора собственных нужд, мощностью 16 МВ·А.



экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Т_макс).

При Т_макс=4000ч =1,1•10⁶ А/м².

По [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода АС-95/16,

· длительно допустимому току

что меньше допустимого тока.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о провод выбираем АС-95/16, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

7. Выберем комплектные пофазно-экранированные токопроводы для соединения выводов генераторов с ТСН и реакторами СН на ГРУ, а также от выводов генератора до выводов низкой обмотки трансформатора (шины 6 кВ).

В блоке генератор-трансформатор на блочных ТЭЦ участок от выводов генератора до вводов силового трансформатора, отпайка к трансформатору собственных нужд и к реакторам ГРУ выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Пофазно-экранированный токопровод - токопровод, токоведущая шина каждой фазы которого заключена в индивидуальный экран (кожух). Экран предназначен для защиты от влияния внешних электромагнитных полей и для защиты окружающих металлических конструкций от электромагнитного влияния токонесущих шин и т.п.

Условия выбора токопровода:

,

,

.

Ток нормального режима генератора ТВФ-63-2У3

А

По (табл. 9.13,стр.540, [2]) выбираем пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Параметры токопровода таковы:

- номинальное напряжение 10,5 кВ ? U_уст = 10,5 кВ;

- номинальный ток 8550 А ? I_{ном г} = 7216,9 А;

- электродинамическая стойкость: 250 кА ? i_у = 247,07 кА;

- токоведущая шина dхs=280х12 мм;

- кожух (экран) Dх=750х4 мм;

- междуфазное расстояние а =1000 мм;

- тип опорного изолятора ОФР-20-375с;

- шаг между изоляторами 2500-3000 мм.

8. Выберем комплектные пофазно-экранированные токопроводы для соединения выводов генераторов с ТСН, а также от выводов генератора до выводов низкой обмотки трансформатора (блок генератор-трансформатор).

В блоке генератор-трансформатор на блочных ТЭЦ участок от выводов генератора до вводов силового трансформатора, отпайка к трансформатору собственных нужд выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Условия выбора токопровода:

,

,

.

Ток нормального режима генератора ТВФ-100-2У3:

А

По (табл. 9.13,стр.540, [2]) выбираем пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Параметры токопровода таковы:

- номинальное напряжение 10,5 кВ ? U_уст = 10,5 кВ;

- номинальный ток 8550 А ? I_{ном г} = 4398,9 А;

- электродинамическая стойкость: 250 кА ? i_у = 171,7 кА;

- токоведущая шина dхs=280х12 мм;

- кожух (экран) Dх=750х4 мм;

- междуфазное расстояние а =1000 мм;

- тип опорного изолятора ОФР-20-375с;

- шаг между изоляторами 2500-3000 мм.

9) Для соединения выводов реактора с шинами 6,3 кВ выберем закрытый комплектный токопровод.

Выбираем по [2, ст. 544, табл. 9.14] закрытые комплектные токопроводы типа ТЗК-10-3200-125 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток токопровода 3200 А, электродинамическую стойкость 125 кА.

Проверим токопровод по допустимому току

где

Условие выполняется.

Проверка по электродинамической стойкости

где , а . Следовательно, условие выполняется.

10. Выберем кабели для отходящих линий к потребителям со стороны ГРУ 6,3 кВ. Потребители генераторного напряжения получают питание по кабельной линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, в земле. Будем использовать кабель марки ААШв (таблица 4.7 [1]). Мощность, передаваемая одной линией равна

МВ•А

А

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и числе часов использования от 3000 до5000 j_э = 1,4•10⁶А/м² (таблица 4.5[1])

мм². (стр.232 [1])

По условиям монтажа примем два кабеля ААШв по 240мм², I_доп = 390 А (табл. 7.10 [1]). Поправочный коэффициент на температуру воздуха по табл.1.3.3[5] 0,93,тогда длительно допустимый ток на два кабеля:

что больше

Проверка кабелей на термическую стойкость:

тогда тепловой импульс тока КЗ

.

где ? коэффициент, зависящий от материала проводника, принимается для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией по табл. 5.2, [3].

6. Выбор типов релейной защиты

Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями, ЭО станций, а также ЛЭП являются короткие замыкания, при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка, обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.

1. Защиты блока генератор-трансформатор

1. продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ-565;

2. продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ-565;

3. защита напряжения нулевой последовательности от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

4. газовая защита трансформатора от замыкания внутри кожуха трансформатора;

5. токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр-реле тока обратной последовательности РТФ-2 и РТФ-3. При этом чувствительный орган реле РТФ-2 и РТФ-3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ-2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

6. токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

7. защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;

8. максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

9. цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

10. защита обмотки ротора от замыкания на корпус в одной точке, в этом случае используется вольтметр для периодического контроля за состоянием изоляции цепей возбуждения, один зажим которого соединен с землей, а второй поочередно подключается к полюсам ротора, защита действует на сигнал.

2. Защиты трансформаторов собственных нужд

1. от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ-562;

2. от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

3. от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) и 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

4. от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

3. Защита ВЛЭП 110 кВ

1. дистанционная защита;

2. токовая защита нулевой последовательности;

3. токовая отсечка;

4. направленная защита с высокочастотной блокировкой.

4. Защита кабельных линий 6 кВ

Для линий в сетях 6-10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства РЗ от многофазных и однофазных КЗ на землю.

· Защиту от многофазных КЗ следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

· Защита от однофазных КЗ на землю должна быть выполнена с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся КЗ; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные КЗ, без обеспечения повторности действия.

5. Защита реакторов собственных нужд (РСН):

· от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

· защита от однофазных КЗ на землю должна быть выполнена с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся КЗ; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные КЗ, без обеспечения повторности действия.

6. Защита генераторов:

продольная дифференциальная токовая защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах генератора;

максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок;

поперечная дифференциальная защита;

защита статора от замыканий на землю.

7. Защита силовых трансформаторов:

защита от однофазных замыканий в обмотках трансформатора и всех видов КЗ на выводах и ошиновке СН - продольная дифзащита с реле типа ДЗТ;

защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с тремя газовыми реле для кожухов трансформатора;

защита от однофазных замыканий в регулировочных блоках устройства РПН, - токовая защита нулевой последовательности;

защита от всех видов КЗ на выводах и ошиновке НН - дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ;

защита от внешних КЗ на землю - токовая трехступенчатая защита нулевой последовательности;

защита от многофазных замыканий на землю на стороне НН - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению;

защита от симметричных перегрузок - максимальная токовая защита в однофазном исполнении.

8. Защита ГРУ 6кВ:

Для секционированных шин 6-10 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

9. Защита ОРУ 110кВ:

· дифференциальные защиты от междуфазных и однофазных КЗ;

· устройство резервирования отказа выключателей.



7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

7.1 Выбор измерительных приборов

Контроль режима работы основного и вспомогательного электрооборудования на электрических станциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах: на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах. Даже на аналогичных присоединениях в зависимости от особенностей их режима работы количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.

Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электрических станций и подстанций (таблица 7.1).

Таблица 7.1 - Контрольно-измерительные приборы на электростанции

Цепь	Место установки	Перечень приборов	Примечания
Генератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр.	1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). 2. На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. 3. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр. 5.На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей.
Трансформатор двухобмоточный	ВН НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.

Подобные документы

• Проектирование электростанции

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор реакторов, выключателей, разрядников, токоведущих частей.
  
  курсовая работа [356,9 K], добавлен 16.04.2012
  

• Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012
  

• Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ

  Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор токоведущих частей и типов релейной защиты.
  
  курсовая работа [370,0 K], добавлен 18.04.2012
  

• Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор типов релейной защиты, токоведущих частей, измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 23.03.2013
  

• Техническое проектирование электрической части ТЭЦ 220МВт

  Выбор генераторов, главной схемы электрических соединений и структурных схем выдачи электроэнергии станции. Обоснование подбора трансформаторов, расчет их числа и мощности. Определение секционных и линейных реакторов, а также силовых выключателей.
  
  курсовая работа [5,9 M], добавлен 20.12.2015
  

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
  
  курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008
  

• 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.
  
  дипломная работа [9,0 M], добавлен 11.06.2014
  

• 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
  

• Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

  Специфика электрической части ТЭЦ. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Типы релейной защиты, токоведущих частей и измерительных приборов ТЭЦ.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.06.2011
  

• 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
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам