Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ технический УНИВЕРИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра «Электронные станции»

Курсовая работа

По дисциплине «Создание электроэнергии»

Тема: Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320МВт

Выполнил

Евдокимов А.М

гр.306216

Принял

Губанович А.Г

МИНСК 2011г.

Введение

Электронная энергия находит обширное применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому содействуют такие её характеристики, как универсальность и простота использования, возможность производства в огромных количествах фабричным методом и передачи на огромные расстояния. Создание электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями именуют компании либо установки, созданные для производства электронной энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду использования энергетического ресурса электростанции разделяются на термо (ТЭС), атомные (АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)), гидроэлектростанции (ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока)) и др.

В реальном курсовом проекте проектируется теплофикационная электростанция — теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных компаний и городов электронной энергией и теплом.

Специфичность электронной части ТЭЦ определяется положением электростанции поблизости центров электронных нагрузок. В этих критериях часть мощности может выдаваться в местную сеть конкретно на генераторном напряжении.

Значимой индивидуальностью ТЭЦ является также завышенная мощность термического оборудования по сопоставлению с электронной мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это событие предназначает большенный относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

К основному электронному оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. количество агрегатов и их характеристики выбираются зависимо от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и новейшего оборудования намечаем и схемы, в каких оно будет работать,

При проектировании электроустановок необходимо выбирать лишь новейшее оборудование.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем главные многофункциональные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи меж ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов и трансформаторов) и распределения перегрузки различного напряжения.

Выбор той либо другой структурной схемы электростанции делается на основании технико-экономического сопоставления 2-ух вариантов.

На основании выданного задания составляем последующие структурные схемы:

Составляем два варианта структурной схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ и выбор основного оборудования.

Выбор генераторов.

Исходя из установленной мощности ТЭЦ предусматриваем установку 4 генераторов мощностью 63 МВт и 100 МВт.

2·63+2·100=326 МВт

данные генераторов (/1/, Табл.2.1) приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора

Sном, МВА

Uн, кВ

cosц

x«d

Стоимость тыс.У.Е.

ТВФ-63-2У3

78,75

10,5

0,8

0,153

268

ТВФ-120-2У3

125

10,5

0,85

0,192

350

Выбор 2-ух вариантов схем проектируемой электростанции.

В первом варианте два генератора мощностью 63 МВт включены на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10кВ. Связь с РУ-220 кВ и РУ-35кВ осуществляется через два трехобмоточных трансформатора. Питание потребителей будет выполняться с шин 10 кВ через групповые реакторы . рис 2.1.

Во 2-м варианте связь меж ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10кВ и РУ-220 кВ осуществляется через двухобмоточные трансформаторы.

Питание потребителей с шин РУ-35 кВ делается так же через два двухобмоточных трансформатора 35/10 кВ, набросок 2.2.

Рис.2.1. Вариант 1

Вариант 2 Рис2.2

Выбор основного оборудования для схем избранных вариантов.

Выбор трансформаторов связи.

Трансформаторы связи избираем по наибольшему перетоку мощности в последующих режимах:

1. Выдача лишней мощности в энергосистему в период минимума перегрузки на шинах генераторного напряжения

где Рг и cosцГ — номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Ргн мин , cosц — малая перегрузка шин генераторного напряжения и cosцср=0,80,9;

Рсн и cosцсн — мощность и cosц (0,8) собственных нужд

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент наибольшей перегрузки и при выключении 1-го из более массивных генераторов

где Рс макс, cosцc — наибольшая перегрузка и cosц потребителей на среднем напряжении, cosцc=0,90,93.

При аварийном выключении одно из 2-ух параллельно работающих трансформаторов либо при одновременном выключении 1-го Трансформатора и 1-го Генератора, перегрузка оставшегося в работе трансформатора не обязана превосходить 40%

Вариант 1

Режим 1

На стороне 10 кВ

где

На стороне 35 кВ.

На стороне 220 кВ (по первому закону Кирхгофа)

S220=S10 — S35=73,41-28,8=44,61 МВА

Режим 2

на стороне 35 кВ

на стороне 220 кВ

S220=S10 — S35=-17,875-28.8=-46.67 МВА

Мощность трансформатора связи с учетом 40% перегрузки

Избираем трансформатор типа ТДТН-63000/220/35/10 (/1/, табл. 3.8)

Данные трансформатора приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Тип

Sном, МВА

Uном, кВ

Утраты,кВт

Uк, %

Стоимость,тыс.У.Е

ВН

СН

НН

Рхх

Рк.з.

ВНСН

ВННН

СННН

ТДТН 63000/220

230

38,5

320

28,8

12,6

130

Вариант 2 Выбор трансформатора связи 220/10 кВ

Режим 1

Режим 2

По (/1/ таблице 3.8) избираем трансформатор типа ТРДН- 40000/220/10. Данные трансформатора сводим в таблицу 2.3

Выбор трансформатора связи 35/10 кВ

Принимаем к установке по (/1/ табл. 3.5) трансформатор ТРДНС — 32000/35. Данные трансформатора приведены в таблице 2.3

Таблица. 2.3

Тип

Sном, МВА

Uном, кВ

Утраты,кВт

Uк, %

Стоимость тыс.У.Е

ВН

НН

Рхх

Рк.з.

ТРДНС-40000/220

230

170

11,5

120

ТРДНС 32000/35

36,75

10,5

145

11,5

Выбор блочных трансформаторов.

Мощность трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимаем большей либо равной мощности генератора в МВА. Беря во внимание это выберем блочный трансформатор ТДЦ-125000/220 МВА.

Данные трансформатора сводим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Тип

Sном, МВА

Uном, кВ

Утраты, кВт

Uк, %

Стоимость,тыс.У.Е.

ВН

НН

Рхх

Рк.з.

ТДЦ 125000/220

125

230

10,5

120

380

185

Выбор секционного реактора. Секционный реактор избираем из условия

Iн.р.0,6·Iн.г.=0,6·4330=2598А.

Uн.р.Uуст.=10кВ.

По (/1/ табл. П.3) избираем реактор типа РБДГ-10-4000 с параметрами Iнр=4000 А, Uнр=10,5 кВ; хР=0,18 Ом.

Трансформатор собственных нужд

Расчёт нагрузок трансформаторов СН в данном курсовом проекте не производится, потому мощность рабочих трансформаторов СН избираем исходя из данного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции. Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

где где SГН — мощность генератора, МВ·А;

kСН — коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Избираем ТСН 1,2,3,4 : ТДНС-16000/10 .

Мощность пускорезервных трансформаторов определяется из условия подмены 1-го из больших рабочих трансформаторов СН и одновременного пуска другого блока. В общем случае мощность пускорезервных трансформаторов СН приблизительно в 1,5 раза больше мощности большего рабочего трансформатора СН. Установим один пускорезервных ТСН: подключённый к шинам 35 кВ.

Sп ртсн=1,5Sтсн мах=1,5*16=24 МВА

Примем ТРДНС-25000/35 .Данные ТСН и ПРТСН сводим в таблицу 2.5

Таблица 2.5

4хТДНС-16000/10

Sном=16 МВА

Рх=50 кВт

Рк=135 кВт

Uк=10%

С=45 тыс.У.Е

1хТРДНС-25000/35

Sном=25 МВА

Рх=25 кВт

Рк=115 кВт

Uк=9,5%

С=62 тыс.У.Е

Выбор схем распределительных устройств

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число присоединений в любом из их, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к пользователям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) либо питающих трансформаторов (nт), присоединенных к данному РУ .

(2.5)

количество отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощносте

(2.6)

где Рмакс — большая передаваемая мощность, МВт;

Рл — большая передаваемая мощность на одну цепь, МВт (определяется на основании таблицы 2. 3

Протяженность ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) разных напряжений и надлежащие им самые большие передаваемые мощности приведены в таблице 2.3 .

Таблица 2.3

Напряжение полосы, в кВ

Большая длина передачи, км

Большая передаваемая мощность на одну цепь, МВт

6-10

10-15

3-5

50-60

10-20

220

150-250

100-200

Согласно (2.6) на напряжении 35 кВ nлэп 26/15=1.73. Принимаем nлэп = 2. Тогда в согласовании с (2.5) количество присоединений к РУ 35 кВ равно: nп = 2+0+2+1=5(для первого варианта); nп=2+0+2+1=5(для второго варианта).Количество присоединений к 10 кВ равно 18 (для 2-ух вариантов).количество присоединений к РУ 220 кВ равно 6 (2 вариант) и 6 присоединений для первого варианта .

Избираем для РУ 220 кВ схему с 2-мя несекционированными системами и обходной системой шин. В ней 1 и 2 рабочие системы шин соединены меж собой при помощи шиносоединительного выключателя ШСВ. Обходной выключатель ОВ средством соответственных разъединителей дозволяет соединить обходную систему шин с 1 либо 2 рабочей СШ.

Для РУ 35 кВ применим схему с одной секционированной системой шин.

Схема соединений. Вариант 1:

Набросок 2.3

Схема соединений. Вариант 2

Набросок 2.4

2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электронных соединений

Подсчитываем общую стоимость оборудования во 2-м и первом варианте. В общую стоимость оборудования не будем включать стоимость пускорезервных трансформаторов, трехобмоточных трансформаторов и рассчитывать утраты энергии в этих трансформаторах, т.к. они схожи для обоих вариантов. Данные о цены оборудования берем из /1/ представим в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Наименование оборудования

Стоимость единицы, тыс. у.е.

1-ый вариант

2-ой вариант

Кол-во

Сум. ст.

Кол-во

Сум. ст.

ТВФ-120

350

700

ТВФ-63

268

536

ТРДНС-40000/220

120

—

240

ТДЦ-125000/220

185

370

ТДТН-63000/220/35/10

130

260

—

ТРДНС-32000/35

—

140

ТДНС-16000/10

180

ОРУ-35

3,5

ОРУ-220

680

Общая стоимость

2747

—

2867

Выбор рационального варианта выдачи электронной энергии. Лучший вариант избираем по минимуму издержек.

З=Ен·К+И

Где Ен — нормативный коэффициент эффективности, принимаем 0,12

И — Издержки

И=

где а — норма амортизационных отчислений, приняв а=6,4%, b- норма отчислений на сервис , принимаем 3%

— стоимость 1 кВтч , принимаем 0,8 центов/кВт·ч

W — суммарные утраты энергии в трансформаторах варианта , кВтч

К — серьезные Издержки.

Расчет утрат энергии в трансформаторах.

Вариант 1

Утраты в трансформаторах связи ТДТН-63000/220/35/10

W=Рх.х.Т+Ркв(Smax в/Sном в)2в+Ркс(Smax с/Sном с)2с+Ркн(Smax н/Sном н)2н=

где Ркв=Ркс=Ркн=0,5·Ркв-с=0,5·320=160кВт·ч

=7200ч.(определим из /1/,рис.10.1с.546);

Общие утраты для первого варианта

Вариант 2

Утраты в трансформаторах связи ТРДНС-32000/35

W1=Рх.х.Т+Ркв(Smax /Sном)2н = кВт*ч

Утраты в трансформаторе связи ТРДН-40000/220

W2=Рх.х.Т+Ркв(Smax /Sном)2н

Общие утраты для второго варианта

Определяем издержки по вариантам

ЗI = 0,12·2747+

ЗII = 0,12·2867+

1-ый вариант экономичнее второго на

Потому он принимается для последующих расчетов

В ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10кВ применяем схему с одной системой шин, секционированную. Питание потребителей генераторного напряжения, осуществляем через групповые реакторы. Сборные шины секционируем по числу генераторов, т.е. разделяем на 2 секции.

Секции соединены меж собой через секционные выключатели с реакторами. С целью уменьшения утрат, при передаче мощностей с одной секции.

4. Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электронных аппаратов нужно, до этого всего, верно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ, найти расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 4.1), которая представляет собой однолинейную электронную схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все вероятные связи меж ними и системой, а так же расставим надлежащие точки на схеме для расчёта токов КЗ.

Рассчитаем сопротивления частей, используя данные задания и характеристики избранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет выполняться в относительных единицах. Принимаем Sб = 100 МВ·А.

Набросок 4.1

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Определяем сопротивления отдельных частей, приведенные к базовой мощности Sб=100МВ·А

Генераторы:

х1=х2=хг1=хг2=0,192·100/125=0,153;

х3=х4=хг3=хг4=0,153·100/78,75=0,194;

Трансформаторы : а) двухобмоточные

ХТ = ;

х6 = хтсн1,3=

х7 = х8 =хт1=хт2=

б) трехобмоточные

х9 = х10 = хвн=·(UКВ-Н% + UКВ-С% — UКС-Н%)·= (23,8 + 11 -12,6)·= 0,176;

х13 = х14 = хсн=·(UКВ-С% + UКС-Н% — UКВ-Н%)·= (11 + 12,6 -23,8)·= 0;

х11 = х12 = хнн=·(UКВ-Н% + UКС-Н % — UКВ-С%)·= (23,8 + 12,6-11)·= 0,198;

Полосы электропередач

Xw = Xуд·l·

X15= X16=0,4·161·

сопротивление секционного реактора

х17=0,18·

х5=хпртсн=

Т.к. система задана бесконечностью, то внутреннее сопротивление генераторов системы примем равным нулю.

Для расчёта тока к.з. в точке К1 на С.Ш 220 кВ, нагрузку, расположенную поблизости генераторов Г3 и Г4, учитываем уменьшением ЭДС генераторов до Е=1. Воздействием относительно малой перегрузки собственных нужд и удалённых от мест к.з. нагрузок пренебрегаем.

Ес=Ег3=Ег4=1

=1+0.9*0,153*0,6=1,1

Х1=Х2=Хг1,2=0,153

Х3=Х4=Хг3,4=0,194

Х5=Хпртсн=0,38

Х6=Хтсн1,2,3,4=0,625

Х7=Х8=Хт1,2=0,088

Х9=Х10=Хвн т3,4=0,176

Х11=Х12=Хнн т3,4=0,198

Х13=Х14=Хсн т3,4=0

Х15=Х16=Хлэп1,2=0,121

Х17=Хр.секц=0,163

Хс=0.

Производим эквивалентирование схемы и приводим ее к наиболее простейшему виду.

Х18=Хс+Х15//Х16=0+0,121/2=0,06

Х19=Х1+Х7//Х2+Х8=0,153+0,088/2=0,197

Ег1,2=Ег1//Ег2=1,1

Х20=Х3+Х11+Х9//Х4+Х12+Х10=0,194+0,198+0,176/2=0,28

Ег3,4=Ег3//Ег4=1

Схема воспримет вид

Набросок 4.2

Изначальное

где базисный ток и результирующее сопротивление ветки схемы соответственно.

значения токов по веткам:

ветвь генераторов Г3 и Г4:

ветвь генератора Г1и Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К1:

Ударный ток:

где Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

ток КЗ в производный момент времени переходного процесса(для выбора выключателей на стороне 220кВ) находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.

ф = фр.з. + фс.в.

где фр.з. — время деяния релейной защиты, можно принять 0,01с.

фс.в. — собственное время отключения выключателя, для выключателей 0,04.

В данном случае для установки в РУ ВН 220 кВ будем применять выключатели ВЭК -220-40/2000У1

ф = 0,01 + 0,04 = 0,05 с.

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение Iпог3,4/Iнг3,4? 2,28; Iпог1,2/Iнг1,2? 2,25; Iпогс/Iнгс=1.

Для генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым (рис. 3-27/2/) для определения повторяющейся составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4= 0,95; Кг-1-2=0,93.

Тогда:

Inфг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,95·0,89 = 0,84 кА

Inфг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,93·1,4 = 1,3 кА

Для системы

суммарная повторяющаяся составляющая тока КЗ в точке К-1 для момента времени =0,05 с будет равна

IУ =0,84+1,3+4,18=6,32 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

Разглядим трехфазное КЗ в точке К-2, которое является расчетным для всех цепей 35 кВ. В данном случае следует принять Uб=37кВ и, как следует, Iб=Sб/(v3•Uб)=100/(v3•37)=1,56 кА.

Для расчета КЗ в точке К-2 будем иметь последующую схему замещения используя преобразования с начальной схемой приведенные выше и изображенную на рис 4. 3

Х21=Х3+Х11//Х4+Х12=0,194+0,198/2=0,196

Х22=Х9//Х10=0,176/2=0,088

Набросок 4.3

При помощи способа коэффициентов потокораспределения преобразуем данную схему, изображенную на рис. 4. 3, к лучевому виду, показанному на рис. 4. 4, который заключается в последующем:

1) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х19, х20,согласно выражению:

Хэкв =1/ (1/Х18)+(1/Х19) =1/((1/0,06)+(1/0,197))= 0,046

2) определяем коэффициенты распределения по веткам :

С1 =Хэкв/Х18=0,046/0,06=0,76; С2=Хэкв/Х19=0,046/0,197=0,24

3) дальше определяем результирующее сопротивление

Хрез= Хэкв+Х22=0,046+0,088=0,134

4) сейчас определяем настоящие сопротивления веток

Х23=Хрез/С1=0,134/0,76=0,17; Х24=Хрез/С2=0,134/0,24=0,55

Рисунок4.4

На основании приобретенной схемы замещения, изображенной на рис. 4.4, получим последующие значения повторяющейся составляющей токов недлинного замыкания в исходный момент времени, направляемых к точке КЗ К-2 всеми источниками, при этом расчет будем вести в именованных единицах:

Изначальное

значения токов по веткам

ветвь генераторов Г3 и Г4:

ветвь генератора Г1и Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-2:

Ударный ток:

где Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Аналогично, предшествующему случаю определяем: для системы— Та = 0,035, kу=1,717 , для генераторов ТЭЦ- Та = 0,26, kу=1,965 , ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

где для маломасляного выключателя по [1] .

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение Iпог3-4/Iнг3-4? 3,22; Iпог1-2/Iнг1-2? 0,8; Iпогс/Iнгс=1.

Для генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения повторяющейся составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4= 0,87; Кг-1-2=0,97.

Тогда:

Inфг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,87·7,9 = 6,8 кА

Inфг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,97·0,72 = 3,02 кА

Для системы

суммарная повторяющаяся составляющая тока КЗ в точке К-2 для момента времени =0,12 с будет равна:

IУ =6,8+3,02+9,1=18,9 кА

Величина аппериодического тока в момент размыкания контактов:

где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

Разглядим КЗ в точке К-3, по которому рассчитываются сборные шины ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10 кВ, также выбираются выключатели .

С учетом преобразований проведенных выше схема будет иметь последующий вид (рис. 4.5)

Х25=Х26=Х9+Х11=Х10+Х12=0,198+0,176=0,374

Набросок 4.5

Преобразуем треугольник Х25-Х26-Х17 в звезду Х27-Х28-Х29

Х27=Х25*Х26/(Х25+Х17+Х26)=0,374*0,374/(0,374+0,163+0,374)=0,153

Х28=Х26*Х17/( Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Х29=Х25*Х17/( Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Схема воспримет вид

Набросок 4.6

Х30=Х4+Х28=0,194+0,06=0,254

Эквивалентируем схему

Хэкв=1/ (1/Х19)+(1/Х18)=1/(1/0,197)+(1/0,06)=0,04

С1=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,7; С2=Хэкв/Х19=0,04/0,197=0,3

Хрез=Хэкв+Х27=0,04+0,153=0,193

Х32=Хрез/С1=0,193/0,7=0,27

Х31=Хрез/С2=0,193/0,3=0,64

Схема воспринимает вид

Набросок 4.7

Эквалентируем схему к 4 лучевому виду

Хэкв=1/(1/Х30)+(1/Х31)+(1/Х32)=1/(1/0,254)+(1/0,64)+(1/0,27)=0,108

С1=Хэкв/Х30=0,108/0,254=0,42;

С2=Хэкв/Х31=0,108/0,64=0,17 ;

С3=Хэкв/Х32=0,108/0,27=0,41

Хрез=Хэкв+Х29=0,108+0,06=0,168

Х33=Хрез/С1=0,168/0,42=0,4

Х34=Хрез/С2=0,168/0,17=0,99

Х35=Хрез/С3=0,168/0,41=0,41

Набросок 4.8

Базовый ток

Iб=

Значения токов по веткам:

ветвь генераторов Г1 и Г2:

ветвь генератора Г3:

ветвь генератора Г4:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-3:

Ударный ток

где Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы — Та = 0,06 kу=1,85 , для генераторов Г1иГ2- Та = 0,06, kу=1,85 для генератора Г3 и Г4 Та = 0,23, kу=1,95, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время:

фсв =0,01+0,12=0,13 сек

где для масляного выключателя МГГ-10 по [1] фсв=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение Iпог1-2/Iнг1-2? 0,44; Iпог3/Iнг3? 8,1; Iпог4/Iнг4? 3,9; Iпогс/Iнгс=1.

Для генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения повторяющейся составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-1-2= 1; Кг-3=0,65, Кг-4=0,8

Тогда:

Inфг1-2 = К·Iпог1-2 = 1·6,1 = 6,1 кА

Inфг3 = К·Iпог3 = 0,65·28,3 = 18,4 кА

Inфг4 = К·Iпог4 = 0,8·13,75 = 11 кА

Для системы

суммарная повторяющаяся составляющая тока КЗ в точке К-3 для момента времени =0,13 с будет равна:

IУ =6,1+18,4+11=35,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2]).

Рассчитаем ток недлинного замыкания в точке К4 на выводах генератора Г-1, начальная схема замещения приведена на рисунке 4.9

Х36=Х2+Х8=0,153+0,08=0,241

Набросок 4.9

Преобразуем схему к 4 лучевому виду изображенную на рисунке 4.10

Хэкв=1/(1/Х20)+(1/Х18)+(1/Х36)=1/(1/0,28)+(1/0,06)+(1/0,241)=0,04

С1=Хэкв/Х20=0,04/0,28=0,14

С2=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,66

С3=Хэкв/Х36=0,04/0,241=0,2

Хрез=Хэкв+Х7=0,04+0,088=0,128

Х37=Хрез/С1=0,128/0,14=0,91

Х38=Хрез/С2=0,128/0,66=0,19

Х39=Хрез/С3=0,128/0,2=0,64

Набросок 4.10

Базовый ток

Iб=

Значения токов по веткам:

ветвь генераторов Г3 и Г3:

ветвь генератора Г1:

ветвь генератора Г2:

ветвь системы:

Суммарный ток к.з. в точке К-4:

Ударный ток:

где Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы— Та = 0,15 kу=1,95 , для генераторов Г2,Г3,Г4- Та = 0,15; kу=1,93 для генератора Г1 Та = 0,4, kу=1,97, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

фсв =0,01+0,12=0,13 сек.

где для масляного выключателя МГГ-10 по [1] фсв=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим отношение Iпог3-4/Iнг3-4? 0,86; Iпог1/Iнг1? 5,8; Iпог2/Iнг2? 1,38; Iпогс/Iнгс=1.

Для генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым(/2/набросок 3.27) для определения повторяющейся составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4= 1; Кг-1=0,73, Кг-2=0,94

Тогда:

Inфг3-4 = К·Iпог1-2 = 1·6 = 6 кА

Inфг1 = К·Iпог1 = 0,73·39,54 = 28,8 кА

Inфг2 = К·Iпог2 = 0,94·9,4 = 8,83 кА

Для системы

суммарная повторяющаяся составляющая тока КЗ в точке К-4 для момента времени =0,13 с будет равна:

IУ =6+28,8+8,83+28,9=72,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов

где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ(табл.3.8 [2])

Расчет токов недлинного замыкания в точке К5 за трансформатором собственных нужд начальная схема замещения приведена на рис. 4.11.

Набросок 4.11

Расчет производим с учетом подпитки от движков собственных нужд. Беря во внимание удаленность точки К.З. , объединим все питающие источники в одну эквивалентную ветвь. Схема на рисунке 4.12.

Х40=Хэкв+Х6=

Набросок 4.12

Повторяющийся ток от эквивалентного источника будет равен:

Iпос = кА

Где Iб=

От движков собственных нужд

Iподв=

Суммарное

Iпо=12,83+10,16=22,99кА

Ударный ток к.з. в точке К5.

iу=iус+IУДВ=Iпос·Ку+Iподв·Кудв=12,83·1,82+10,16·1,65=56,73кА

Повторяющаяся составляющая тока к.з. для расчетного времени ф

Iпф===15,26 кА

Апериодическая составляющая тока к.з.

iaф= iaфc+ iaфдв= Iпос+ Iподв=4,34+3,43=7,7кА

Расчет токов недлинного замыкания за линейным реактором в точке К6.

Расчет т.к.з. в данной для нас точке нужен для выбора линейного группового реактора, обеспечивающего ограничение тока к.з. Начальная схема замещения приведена на рисунке 4.13.

Набросок 4.13

Определяем результирующее сопротивление цепи недлинного замыкания при отсутствии реактора

релейный токоведущий оборудование теплоэлектроцентраль

Хрез=

Определим требуемое результирующее сопротивление цепи для обеспечения требуемой отключающей возможности выключателя ВМП-10:

Сопротивление реактора:

избираем совсем реактор РБГ-10-1600-0,25 по (/1/, табл П3.1. с.622) с параметрами Uном=10кВ, Iном=1600А, Хр=0,25Ом, imax=49кА, Iт =19,3кА tТ=8с.

Фактическое

IпфК6= IпоК6=17,44кА

iуК6=·Iпок6·Ку = ·17,44·1,935=47,582 кА;

Апериодический ток

iaфК6= Iпок6=1,41·17,44=15,92кА

Результаты расчета токов к.з. сводим в таблицу 4.1

Таблица 4.1

Точка к.з.

Источник

Точки к.з.

Ку

ф,с

Iпо,

кА

Iпф,

кА

iаф,

кА

iу,

кА

К1

шины

220кВ

Система

Генераторы

Г1,Г2

Генераторы

Г3,Г4

4,18

1,4

0,89

4,18

1,3

0,84

1,11

1,63

1,03

10,15

3,88

2,46

1,717

1,965

0,05

Сумм.ток

6,47

6,32

3,76

16,5

К3

шины

ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10кВ

Система

генератор Г3

генератор Г4

Генераторы

Г1,Г2

13,4

28,3

13,75

6,1

13,4

18,4

6,1

2,17

22,7

11,04

0,99

35,0

1,85

1,95

1,85

0,13

Сумм. ток

61,55

35,5

36,9

167

К2

шины

35кВ

Система

Генераторы

Г1,Г2

Генераторы

Г3,Г4

9,1

3,12

7,9

9,1

3,02

6,8

0,23

2,78

7,04

8,6

21,8

1,717

1,965

0,12

Сумм.ток

20,12

18,9

10,05

52,4

К4 выводы генератора Г1

10,5кВ

Система

Генераторы

Г3,Г4

генератор Г1

Генератор Г2

28,9

6,0

39,54

9,4

28,9

6,0

28,8

8,83

17,5

3,5

40,4

5,58

79,6

16,3

25,6

1,95

1,93

1,97

1,93

0,13

Сумм.ток

83,8

72,5

66,8

215,5

К5 за трансформатором собственных нужд

Система двиг.собств. нужд

12,83

10,16

12,83

2,43

4,34

3,43

33,02

23,71

1,82

1,65

0,1

Сумм.ток

22,99

15,26

7,7

56,73

К6 за линейным ректором

Система+ТЭЦ

17,44

15,92

47,582

1,935

0,1

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.).

электронные аппараты выбираются по расчетным условиям обычного режима с следующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При всем этом расчетные величины должны быть меньше или равны номинальным каталожным данным.

Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов мощностью 63 МВт расчетный ток длительного режима

Iраб.max = мощностью 100 МВт

Iраб.max =

Избираем по /1/ таблица 5.1 выключатель маломасляный МГГ-10-5000-63 У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ для генераторов 63 МВт; и выключатель маломасляный МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90/9500-У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ для генераторов 100 МВт.

Расчетные и каталожные данные аппаратов сводим в таблицу 5.1 и 5.2

Таблица 5.1

Расчетные данные

Условия выбора

Каталожные данные

Выключатель МГГ-10-5000

Разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ

Uуст=10 кВ

Uуст Uном

Uном = 10 кВ

Uном= 20 кВ

Iмах = 4558 A

IмахIном

Iном = 5000 А

Iном= 6300 А

Iп = 18,4 кА

Iп Iотк.ном

Iотк.ном = 63 кА

——-

i а = 22,7 кА

i а i а.ном

i а.ном =34 кА

——-

Iп + iа=48,7кА

Iп + iа

Iотк(1+вн)

Iотк(1+вн)=106кА

——-

Iпо = 28,3 кА

Iпо Iдин

Iдин = 64 кА

——-

i у = 78 кА

i у i дин

i дин = 170 кА

i дин=220 кА

Вк = 312,34 кА2 с

Iт2 tт = 16384 кА2 с

Iт2 tт = 25600 кА2 с

Таблица 5.2

Расчетные данные

Условия выбора

Каталожные данные

Выключатель МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90/9500-У3

Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ

Uуст=10 кВ

Uуст Uном

Uном = 20 кВ

Uном= 20 кВ

Iмах = 7234 A

IмахIном

Iном = 9500 А

Iном= 8000 А

Iп = 28,8 кА

Iп Iотк.ном

Iотк.ном = 63 кА

——-

i а = 40,4 кА

i а i а.ном

i а.ном =34 кА

——-

Iп + iа=48,7кА

Iп + iа

Iотк(1+вн)

Iотк(1+вн)=106кА

——-

Iпо = 39,54 кА

Iпо Iдин

Iдин = 64 кА

——-

i у = 98 кА

i у i дин

i дин = 170 кА

i дин=300 кА

Вк = 562,8 кА2 с

Iт2 tт = 19500 кА2 с

Iт2 tт = 32000 кА2 с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ-35кВ

Наибольший ток длительного режима.

Imax=

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель С-35М-630-10У1 и разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1 (/1/, табл. 5.5).

Таблица 5.3

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель С-35М-630-10У1

Разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1

Uуст=35 кВ

Uном = 35 кВ

Uном= 35 кВ

Iмах = 476 А

Iном = 630 А

Iном= 1000 А

Iп = 18,92 кА

Iотк.ном = 25 кА

——-

Iп + +iа=36,8 кА

Iотк(1+вн)=47,59кА

——

i а = 10,05 кА

i а.ном = 15кА

——-

Iпо = 20,12 кА

Iдин = 25 кА

——-

i у = 52,4 кА

i дин = 64 кА

i дин=63 кА

Вк = 145,7 кА2 с

Iт2 tт = 2500 кА2 с

Iт2 tт = 3969 кА2 с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ — 220 кВ.

Наибольший ток длительного режима

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель У-220Б-1000-25У1 и разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1.

Таблица 5.4

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

У-220Б-1000-25У1

Разъединитель

РНДЗ.1-220/1000-У1

Uуст=220 кВ

Uном = 220 кВ

Uном= 220 кВ

Iмах = 328 А

Iном = 1000 А

Iном= 1000 А

Iп = 4,18 кА

Iотк.ном = 25 кА

——-

i а = 1,63 кА

i а.ном = 25 кА

——-

Iпо = 4,18 кА

Iдин = 25 кА

——-

i у = 10,15 кА

i дин = 64 кА

i дин=100 кА

Вк = 12,32кА2 с

Iт2 tт = 4800 кА2 с

Выбор выключателей в цепи трансформатора собственных нужд.

Наибольший ток длительного режима для ТСН

Таблица 5.5

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВМПЭ-10-1600-31,5 УЗ

Uном=6,3 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 1466 А

Iном = 1600 А

Iп = 15,26 кА

Iотк.ном = 31,5 кА

i а = 7,7 кА

Iотквн=8,88кА

Iпо = 12,83 кА

Iдин = 31,5 кА

i у = 56,73 кА

i дин = 80 кА

Вк = 82,3 кА2 с

Iт2 tт = 3969 кА2 с

Таковым образом все избранные аппараты удовлетворяют всем условиям выбора.

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины РУ всех напряжений)

Выбор сборных шин и ошиновки на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 10,5 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах РУ по экономической плотности тока не выбираются, потому выбор производим по допустимому току. Больший ток в цепи генератора и сборных шин.

Imax=

Принимаем шины коробчатого сечения дюралевые 2(125х55х6,5)мм2 (табл. 7.6 /1/)

Iдоп=4640 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94 /1/

Iдоп=0,94·4640=4361А

что меньше большего тока, потому избираем шины 2(150х65х7)мм2 сечением 2х1785 мм2 с Iдоп = 0,94·5650=5311А>Imax=4563А

Проверка сборных шин на тепловую стойкость.

Iпо=61,55 кА, тогда термический импульс тока к.з.

Вк = I2по(tотк + Та) = 61,552 (4 + 0,195) = 15912 кА2с;

Малое сечение по условию тепловой стойкости

qmin=

что меньше избранного сечения, как следует шины термически стойки, где С=91 по(/2/, табл. 3.14.)

Проверка сборных шин на механическую крепкость.

Шины коробчатого сечения владеют огромным моментом инерции, потому расчет делается без учета осциллирующего процесса в механической конструкции.

Принимаем, что швеллеры шин соединены агрессивно по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wуоуо=167см3

При расположении шин в верхушках прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем

дсрmax=2,2··10-8=2,2

где l принято 2м.

потому шины механически высокопрочны

Выбор ошиновки в цепи генератора ошиновка принимается схожего сечения со сборными шинами.

Расчетный ток в цепи генератора Iпо=28,3кА меньше, чем ток к.з. на сборных шинах, потому ошиновка в цепи генератора термически стойкая.

Проверяем ошиновку на механическую крепкость. Ошиновка от сборных до выключателя в ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) размещена на рисунке 6.1

Принимаем l=2м, а=6м, швеллеры шин соединены агрессивно в местах крепления шин на изоляторах (ln=l). По табл. 10.1. расчетный ток iу=79,953 кА, тогда

дсро=··10-8=·

а а

Набросок 6.1

где h=0,134 м

Wn=Wу-у=14,7см3

потому шины механически высокопрочны.

Выбор всеохватывающего токопровода в цепи генераторов ТВФ-63 от выводов генератора до фасадной стенки головного корпуса токоведущие части производятся комплектным пофазно экранированным токопроводом .Избираем ГРТЕ-10/8550-250 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 8550А, электродинамическую стойкость главной цепи 250 кА

Условия проверки производятся :

Imax=4563A<Iном=8550А

iу=167кА<iдин=250кА

Uуст=Uном=10кВ

Выбор сборных шин ОРУ-35кВ

Потому что сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения.

Imax=

По (1, табл. П.3.3) избираем гибкий дюралевый провод АС-240/32, d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп > Imax=605>476А

Проверка шин на корону.

Исходная критичная напряженность.

Ео=30,3m(1+(0,299/ro))=30,30,82(1+(0,299/1,66))=30,612 кВ/см

где m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

Напряжённость вокруг провода:

Е=(0,354U)/(rolg(1,26Dср/ro))=(0,35438,5)/(1,66lg((1,26150)/1,66))=3,986 кВ/см

Где Dср=1,26·D, D — расстояние меж проводами, для РУ-35кВ D=150 см

Условие проверки

1,07 Е 0,9 Ео

1,07·3,986 = 4,265кВ< 0,9·30,612=27,55 кВ

Как следует провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Проверка шин на тепловое действие тока к.з. не делается, т.к. шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.

Выбор токопровода от сборных шин 35 кВ до трансформатора связи.

Токопровод исполняем гибким проводом сечение провода избираем по экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2.

qэ=Iнорм/jэ=476/1 = 476 мм2.

Где : Imax=

По (/1/, таблице 7.35) избираем гибкий дюралевый провод АС-240/32 , d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп > Imax=476А как следует данный провод проходит по

допустимому току.

На тепловое действие токопровод не проверяется по обозначенным выше причинам.

Как показано выше, избранный провод проходит и по условию короны.

Выбор сборных гибких шин ОРУ-220 кВ и ошиновки отходящей ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-220 кВ

Выбор сборных шин ОРУ-220 кВ

потому что сборные шины по экономической плотности не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения.

Imax=

По (/1/, табл. 7.35) избираем гибкий дюралевый провод АС-240/32, d=21,6 мм,

Iдоп=605А Iдоп =605А> Imax=328А

Избранный провод на тепловое действие не проверяем, потому что шины выполнены нагим проводом на открытом воздухе.

Проверка на схлестывание не проводится, потому что Iпо<20 кА

Проверка на корону

Исходная критичная напряженность

Е=(0,354U)/(rolg(1,26Dср/ro))=(0,354242)/(1,08lg((1,26400)/1,08))=26, 6 кВ/см

Условие проверки

1,07 Е 0,9 Ео

1,07·26,6 = 28,46кВ/см< 0,9·31,435=28 кВ/см

Как следует провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Выбор ошиновки от сборных шин 220 кВ до трансформатора связи.

Сечение провода избираем по экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2

qэ=Iнорм/jэ=328/1 = 328 мм2.

Где Iнорм

По (/1/, табл. 7.35) избираем провод АС-300/39, внешний поперечник d=24 мм, q=300мм2

Iдоп=710А > Imax=328А как следует данный провод проходит по допустимому току.

Проверку на тепловое действие и схлестывание не проводим по обозначенным выше причинам.

Провод АС-300/39, как показано выше не коронируем, потому проверку на коронирование не производим.

Выбор числа и марки проводов в гибком токопроводе для присоединения генератора ТВФ-63 с распределительным устройством 10 кВ.

Тmax=6000ч.

допустимая стрела провода по габаритно-монтажным условиям h=2,5 м.

Избираем сечение по экономической плотности тока jэ=1 А/мм2 .

qэ=Iнорм/jэ=4558/1 = 4558 мм2.

Принимаем два несущих провода АС-500/64, тогда сечение дюралевых проводов обязано быть qа=qэ-qАС=4558-2·500=3558 мм2.

Число проводов А-500

принимаем токопровод 2хАС-500/64+6 х А-500 поперечником d = 160мм.

Проверяем по допустимому току.

Iдоп = 2·945+6·980=7770А> Imax=4558А

Пучок гибких неизолированных проводов имеет огромную поверхность остывания, потому проверка на тепловую стойкость не делается.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания. Сила взаимодействия меж фазами

сила тяжести 1м. токопровода ( с учетом массы колец 1,68 кг, массы 1м провода АС-500 1,85 кг, провода АС-500 1,38кг) определяется

q=9,8·(2·1,85+6·1,38+1,6)=133Н/м

принимаем время деяния релейной защиты (дифференциальной) tз=0,1 с находим: tэк=0,1+0,05=0,15с;

Для значения

b/h=0,12, откуда b=0,12·2,5=0,3м

Допустимое отклонение фазы

bдоп=

Схлестывание не произойдет, потому что b<bдоп. Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на любой провод.

fу=

Удельная перегрузка на любой провод от взаимодействия при маленьком замыкании

Yк=

Удельная перегрузка на провод А-500 от собственного веса

Y1=

Принимая наибольшее тяжение на фазу в обычном режиме, Iф,max=100·103 , определяем

Gmax=

Определяем допустимое расстояние меж распорками снутри фазы

lр=К·Gmax·103·

Таковым образом, в токопроводе нужна установка внутрифазных распорах на расстоянии не наиболее 12,93 м. друг от друга.

Для блочных генераторов Г1 и Г2 избираем токопровод на участке блока генератор-трансформатор с ответвлением для присоединения ТСН, пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения

ГРТЕ-20-10000-300 [3, табл.9.13] с Uном=20кВ, Iном=10000А, iдин=300 кА по последующим условиям:

UнUp.max 2010,5кВ

IнIp.max 100006873А

iдинiу 30098 кА

Как следует, токопровод избран верно

Выбор сборных шин СН

Аналогичен выбору сборных шин ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации). Для шин СН примем двухполосные шины 2(60х8). Размещение пакета шин плашмя. Пролёт 1,4м, расстояние меж фазами 0,8м, число прокладок в пролёте-3.

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и т. д.).

Защиты блока генератор — трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на базе внедрения реле РНТ — 565;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с внедрением реле РНТ — 565;

защита напряжения нулевой последовательности — от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

газовая защита трансформатора — от замыкания снутри бака трансформатора;

токовая защита оборотной последовательности, состоящая из 2-ух фильтр — реле тока оборотной последовательности РТФ — 2 и РТФ — 3. При всем этом чувствительный орган реле РТФ — 2 и РТФ — 3 производит защиту генератора от перегрузок токами оборотной последовательности. Твердый орган реле РТФ — 2 является запасной защитой от наружных несимметричных КЗ;

токовая защита с запуском по минимальному напряжению — запасная от симметричных КЗ;

защита нулевой последовательности от наружных замыканий на землю в сети с огромным током замыкания н землю;

наибольшая токовая защита от симметричных перегрузок, употребляется ток одной фазы;

цепь убыстрения отключения блока и запуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени — для защиты генератора.

Защита трансформаторов связи
Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от последующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) междуфазных замыканиях в обмотках и на выводах;
2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью 10/35 кВ;
3) междувитковых замыканиях в обмотках;
4) токов в обмотках, обусловленных наружными КЗ;
5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
6) снижения уровня масла.
7) Увеличения температуры масла в баке трансформатора .
Защиты трансформаторов собственных нужд.
от повреждений снутри бака и на выводах — продольная дифференциальная токовая защита на базе реле РНТ — 562;
от повреждений снутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от снижения уровня масла — газовая защита;
от наружных КЗ, а так же для резервирования защит по пт 1) 2) — МТЗ с комбинированным запуском по напряжению;
от перегрузки — МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

ОРУ 220 кВ (сборные шины).

1) дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

2) для РУ 110 кВ дифференциальная защита должны быть предусмотрена в выполнении для фиксированного распределения частей;

3) двухступенчатая неполная дифференциальная защита, 1-ая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению либо дистанционной защиты, а 2-ая — в виде наибольшей токовой защиты.

4) защита должны действовать на отключением питающих частей и трансформатора собственных нужд;

5) на обходном выключателе 110 кВ должны быть защиты:

а) трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

б) четырехступенчатафя токовая направленная защита нулевой последова-тельности от замыканий на землю;

6) на шиносоединительном выключателе должны быть:

а) двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

б) трехступенчаая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю

Защита ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 220 кВ .

дистанционная защита

токовая защита нулевой последовательности

токовая отсечка

направленная защита .

Защита кабельных линий в ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 10 кВ .

Полосы 10кВ должны предугадывать устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал либо отключение, более всераспространенной является наибольшая токовая защита (МТЗ) не считая того инсталлируются защиты:

Токовая отсечка (ТО).

Дуговая защита.

УРОВ.

ЛЗШ.

ЗНЗ.

8. Выбор измерительных устройств и измерительных трансформаторов

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи генераторов, работающих на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-10 кВ.

Участок от выводов генератора до турбинного зала выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, потому избираем трансформаторы тока интегрированные в токопровод ТШВ-15Б-6000/5/5

Z2НОМ > 1,2 Ом Кт=20 t=3с.

Расчетные и каталожные данные заносим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 4558 А

I1ном = 6000А

Вк = 312,34 кА2с

Iт2 tт = 43200 кА2 с

Избираем трансформатор тока проверяем по вторичной перегрузке.

Подсчет вторичной перегрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Наименование устройства

Тип

загрузка фаз,ВА

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Сч. акт. энергии

СА3-И-680

2,5

——

2,5

Амперметр регистрирующий

Н-344

—

Ваттметр регистрирующий

Н-348

—

Ваттметр(щит турбины)

Д-335

0,5

——

0,5

Итого:

6,5

0,5

6,5

Из таблицы 7.2. видно, что более загружены трансформаторы тока А и С. Общее сопротивление устройств:

rприб = Sприб/I22ном=14/52=0,56 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1,2 — 0,56 — 0,1 =0,54 Ом

для генератора ТВФ-63 принимаем контрольный кабель с дюралевыми жилами, направленная длинна 40 м. трансформаторы тока соединены в полную звезду, потому lрасч=l, тогда сечение

= 2,1 мм2

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности. В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНСМ-10-63У2

Проверим его по вторичной перегрузке. Подсчет перегрузки главный обмотки трансформатора напряжения сводим в таблицу 8.3

Таблица 8.3

Устройство

Тип

Sодной

обм.МВА

Число

обм.

cos

sin

Число

приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

—-

Ваттметр

Д-335

1,5

—-

Варметр

Д-335

1,5

—-

Датчик активной мощности

Е-829

—-

Датчик реактивной мощности

Е-830

—-

Сч.акт.энергии

СА3-И-681

2Вт

0,38

0,925

9,7

Ваттметр регистрирующий

И-348

—-

Вольтметр регистрирующий

И-344

—-

Частотомер

Э-372

—-

ИТОГО:

9,7

Вторичная перегрузка

S2 = 71,66 ВА

Избранный трансформатор ЗНОМ-10-63У2 имеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5 нужном для присоединения счетчиков. Таковым образом, S2=71,66 ВА<Sном=3х75=225 ВА, трансформатор будет работать в избранном классе точности.

Для соединения трансформатора напряжения с устройствами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм2 по условию мех. прочности.

Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ

По (/1/, таблица 5.13) избираем трансформатор напряжения типа НТМН-10 с параметрами Uном=10 кВ, S2НОМ120 ВА (класс 0,5) проверяем избранный трансформатор по вторичной перегрузке.

Подсчет перегрузки сводим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4

Устройство

Тип

Sодной

обм.МВА

Число

обм.

cos

sin

Число

приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

—-

Частотомер

Э-372

—-

Синхроноскоп

Э-327

—-

Вольтметр регистрирующий

Н-344

—-

ИТОГО:

Вторичная перегрузка

S2 = 60 ВА

Избранный трансформатор НТМН-10 в классе точности 0,5 имеет номинальную мощность 120 ВА, что больше вторичной перегрузки Sном >S2 , как следует трансформатор будет работать в избранном классе точности. Для соединения трансформатора напряжения с устройствами применяем контрольный кабель АКРВГ с сечением шин 4 мм2 , по условию мех. прочности.

Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне 10 кВ, трансформатора связи.

По (/1/, таблица 5.9) принимаем трансформатор тока типа ТШВ-15Б-6000/5 с параметрами: Iном=6000А R2=1,2 Ом, Кт=20, tт=3с.

Imax=

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.5.

Таблица 8.5

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 5092 А

I1ном = 6000А

Вк = 355,24 кА2с

Iт2 tт = 43200 кА2 с

Избранный трансформатор тока проверяем по вторичной перегрузке. К трансформатору тока подключены последующие приборы: ваттметры, варметры с двухсторонней шкалой и амперметр.

Подсчет вторичной перегрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.6.

Таблица 8.6

Наименование устройства

Тип

загрузка фаз,ВА

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Амперметр

Э-335

0,5

Итого

0,5

Из таблицы 8.6. видно, что более загружены трансформаторы тока А и С. Общее сопротивление устройств:

rприб = Sприб/I22ном=1/52=0,04 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1,2 — 0,04- 0,05 =1,11 Ом

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...