Расчет токов трёхфазного короткого замыкания

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор генераторов

2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

3. Выбор силовых трансформаторов

3.1 Выбор трансформаторов связи

3.2 Выбор секционных реакторов

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

4.1 Определение капитальных вложений

4.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

4.2.1 Определение потерь электроэнергии

4.2.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

4.3 Определение расчетных затрат

5. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов С.Н

6. Расчет токов трёхфазного короткого замыкания

6.1 Составление расчетной схемы

6.2 Составление схемы замещения электроустановки

6.3 Преобразование схемы замещения относительно точек КЗ

6.3.1 Преобразование схемы замещения относительно точки К2

6.4 Определение токов трехфазного КЗ

6.4.1 Определение токов трёхфазного кз на шинах 110 кВ (К1) От систем С1,2

6.4.2 Определение токов трёхфазного кз на шинах 10 кВ (К2) От системы С1,2

7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданной цепи

7.1 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи трансформатора связи на U=110кВ

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

7.1.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

7.1.3 Выбор ошиновки

7.1.4 Выбор ОПН

7.1.5 Выбор выключателей и разъединителей

7.1.6 Выбор трансформаторов тока

7.1.7 Выбор ошиновки

7.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи ВЛ-110кВ

7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей

7.2.2 Выбор трансформаторов тока

7.2.3 Выбор ошиновки

8. Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей

8.1 Выбор оборудования в цепи блока. На U=110кВ

8.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

8.1.2 Выбор трансформаторов тока

8.1.3 Выбор ошиновки

8.1.4 Выбор ограничителей перенапряжений

8.2 Выбор оборудования в цепи блока на U=10кВ

8.2.1 Выбор токопровода

8.2.2 Выбор трансформаторов тока

8.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

8.3 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи трансформатора СН

8.3.1 Выбор ошиновки

8.3.2 Выбор трансформаторов тока

8.3.3 Выбор выключателей

8.3.4 Выбор токопровода

8.3.5 Выбор трансформаторов тока

8.4 Выбор электрических аппаратов в цепи генератора (G3)

8.4.1 Выбор выключателей и разъединителей

8.4.2 Выбор токопровода

8.4.3 Выбор трансформаторов тока

8.4.4 Выбор трансформаторов напряжения

9. Выбор способа синхронизации

10. Описание релейной защиты двигателей СН станции

11. Описание конструкции РУ - 110кВ

12. Охрана труда при работах на эл. двигателях

13. Экология. Влияние сточных вод ТЭС на природные водоёмы

14. Индивидуальное задание. Надзор и уход за электродвигателями СН электрических станциях

Список литературы

Введение

В условиях роста производства в промышленности электроэнергетика становится одним из жизнеобеспечивающих секторов экономики и одним из факторов экономического развития, а её надежное функционирование - важнейшим условием перехода России к высокому стандарту и уровню жизни.

Как и в настоящее время, в перспективе структуру вводов генерирующих мощностей будут определять особенности территориального размещения топливо-энергетических ресурсов. Новые АЭС должны сооружаться в Европейских районах страны и частично на Урале и Дальнем Востоке; ГЭС целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в Европейских районах страны.

При модернизации газомазутных ТЭС основным направлением станет замена паровых турбин на ПГУ в новых корпусах и на тех же площадках, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурса газа.

Основой энергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся все-таки ТЭС, доля которых в структуре установленной мощности сохраняется на уровне 62-65%.

Выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 году, как намечается, возрастет в 1.4 - 1.5 раза по сравнению с 2001 годом и может составить в год 655-690 млрд. кВтч к 2010 году и 790 - 850 млрд. кВтч к 2020 году.

Необходимость радикального изменения топливообеспечения ТЭС в Европейских районах страны и ужесточение экологических требований обуславливают потребность внедрения новых технологий в теплоэнергетику.

Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями, прежде всего, является парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твердое топливо - это экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже газификация угля с использованием генераторного газа ПГУ. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установки до 50%, а в перспективе до 60% и более.

1. Выбор генераторов

По заданной мощности генераторов Р=63 МВт и P=100 МВт принимаются к установке три генератора типа ТВФ-63-2 и один генератор типа ТФВ-100-2 (5.с 185 т 5.1)

Типы генераторов, их расчётные и каталожные данные сводятся в таблицу 1

Таблица 1 - Типы генераторов, их расчётные и каталожные данные

Тип	Рном. МВт	Сos	Q МВар	Uн КВ	Sном. МВA	Xd”о.е	I н КА
ТВФ-63-2	63	0,8	47,25	10,5	78,6	0,139	4,33
ТВФ-100-2	100	0,8	75	10,5	125	0,191	6,88

2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

С учётом заданной нагрузки потребителей, типа и количества генераторов составляется два варианта схем выдачи мощности электростанции.

1. Вариант

В первом варианте схемы предусматривается установка двух генераторов мощностью по 63 МВт, работающих на шинах генераторного напряжения.

Часть электрической энергии с шин генераторного напряжения будет отдаваться потребителям, расположенных на незначительном расстоянии от станции. Также с шин генераторного напряжения часть электрической энергии будет потребляться на С.Н. Остальная часть электрической энергии через два трансформатора связи Т1 и Т2 будет передаваться на шины 110 кВ электрической станции. Кроме того один генератор мощностью по 100 МВт и один генератор мощностью 63 МВт будут работать в блоках с повышающими трансформаторами Т3, Т4 на шины 110кВ эл.станции. С шин 110 кВ эл.энергия по 3 ВЛ связи будет передаваться в энергосистему, а по трём тупиковым линиям, мощностью 10 кВ будет передаваться потребителям.

2. Вариант



Основное отличие второго варианта схем выдачи эл.энергии эл.станцией от первого заключается в том, что три генератора мощностью по 63 МВт работают на шины генераторного напряжения и генератор мощностью 100 МВт будет работать в блоке с повышающем трансформатором Т3 на шины 110кВ. Выдача мощности с шин 110кВ осуществляется аналогично как и в первом варианте схемы.

3. Выбор силовых трансформаторов

Для выбора силовых трансформаторов составляется таблица нагрузок потребителя и мощностей источников питания.

Таблица 2 - Нагрузки потребителя и мощности источников питания

Наименование	Р Мвт.	сos	tg	Q Мвар	S МВА
Генератор
ТВФ-63-2	63	0,8	0,75	47	78,6
СН	3,15	0,8	0,75	2,36	3,94
ТВФ-100-2	100	0,8	0,75	75	125
СН	5,0	0,8	0,75	3,75	6,25
Нагрузка 10кВ
максимум	61,6	0,85	0,62	38,2	72,5
минимум	48,4	0,85	0,62	30	35,3

Принимаются к установке трансформаторы типа ТДЦ-80000\110 (5 с 209 т5,13)

Принимается к установке трансформаторы типа ТДЦ-125000\110 (5 с 209 т 5,13)

3.1 Выбор трансформаторов связи

1 Вариант

МВ

Принимаются к установке два трансформатора типа ТДЦ-80000\110 (5 с 209 т 5)

2. Вариант

Принимаются к установки два трансформатора связи типа ТДЦ-125000\220 (5с 209 т 5,13)

Типы выбранных трансформаторов и их каталожные данные сводятся в таблицу 3.

Таблица 3 - Типы трансформаторов, их каталожные данные.

Тип	Sном МВА	Uном кВ	Uк%	Рк кВт	Pх кВт
		ВН	СН	НН
					ВН	ВН	СН
					СН	НН	НН
ТДЦ-80000/110	80	121	-	10,5	-	10,5	-	310	70
ТДЦ-125000/220	125	121	-	10,5	-	10,5	-	400	120

3.2 Выбор секционных реакторов

Принимаются к установке секционные ректоры типа РБДГ-10-4000-0,19У3 (6с 348 т 5,14)

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Технико-экономическое сравнение вариантов схем производится по методу расчетных затрат.

Экономическая целесообразность схемы определяется приведенными эксплуатационными затратами.

К - капитальные вложения, тыс.руб.

И - годовые эксплуатационные расходы;

4.1 Определение капитальных вложений

Таблица 4 - Капитальные вложения

Наименование	Стоимость единицы тыс.руб.	Вариант
		Первый	Второй
		Кол-во единиц шт.	Общая стоимость	Кол-во единиц шт.	Общая стоимость
Трансформаторы
ТДЦ-125000/110	440х50	1	22000	3	66000
ТДЦ-80000/110	408Х50	3	61200	-	-
Ячейки
ОРУ - 110кВ	290х50	10	145000	9	130500
Яч. ввода с выкл.	22,7х100	4	9080	5	11350
Яч. с выкл реакт	30,3х100	1	3030	2	6060
Итого	-	-	240310	-	213910

Укрупнённые показатели стоимости ячеек ГРУ определяются (6с 585 т 10,31) Укрупнённые показатели стоимости ячеек ОРУ определяется (5с 293 т 7,16)

Стоимость тр-ов определяется (5 с 293 т 7,17)

4.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

Ра=6,4% (6с.258т.6.1) - отчисления на амортизацию

Ро=2% (6с.258т.6.2) - отчисления на ремонт и обслуживание

4.2.1 Определение потерь электроэнергии

при ТМАК =4300ч и

1 Вариант

= 3200 при ТМАК = 5100ч и

2 Вариант

4.2.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

=1,22 руб за кВт (5 с 261 т 6.3)

4.3 Определение расчетных затрат

Результаты технико-экономического сравнения вариантов схем станции сводятся в таблицу.

Таблица 5 - Технико-экономическое сравнение вариантов схем электростанции

Затраты	1 Вариант	2 Вариант
	Сумма тыс.руб.	Сумма тыс.руб.
Капитальные вложения	240310	213910
Годовые эксплуатационные расходы	26681	24320
На амортизацию и обслуживание	20186	17968
Стоимость потерь эл.энергии	6495	6262
Расчетные затраты	56720	50969

Из таблицы технико-экономического сравнения вариантов схем станции следует, что наиболее экономическим является второй вариант схемы, т.к. 32В < 31В, и поэтому он принимается для дальнейшего расчета.

5. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов С.Н

Для проектируемой электростанции рабочие трансформаторы С.Н. присоединяются отпайкой от энергоблоков, мощность трансформатора определяется при этом по следующей формуле:

РСН=5% Руст (7 с 445 т 5,2) для газомазутных ТЭЦ

КС=0,8 (7 с 445 т 5,2)

Принимается к установке трансформатор СН типа ТМ-4000\10 (5 с128 т3,4)

С UНВ=10,5 кВ и UНН=6,3 кВ UК.З = 7,5%

Для генераторов, которые работают на шины генераторного напряжения собственные нужды получают питание через трансформаторы СН непосредственно с шин ГРУ.

Определяется мощность этих трансформаторов.

где SСН - мощность СН неблочной части ТЭЦ

n - число секций 6кВ в неблочной части ТЭЦ

Принимается к установке три трансформатора СН типа ТМ-2500\10 с

SН= 2,5 МВА, UНВ = 10 кВ, UНН = 6,3 кВ, UКЗ = 6,5%

На проектируемой электростанции кроме рабочих тр-ов СН предусматривается резервный трансформатор СН, который присоединяется к шинам ГРУ. Устанавливается один резервный тр-ор СН т.к. число генераторов на эл.станции меньше шести. Т.к. к одной секции ГРУ присоединяется по одному тр-у, то мощность резервного тр-а СН должна быть не меньше любого из рабочих. Поэтому устанавливается один резервный трансформатор СН типа ТМ-4000\10

6. Расчет токов трёхфазного короткого замыкания

Расчет токов трёхфазного короткого замыкания производится:

для выбора электрооборудования; для выбора средств РЗиА; для выбора средств, ограничивающих токи КЗ.

Расчёт токов трёхфазного к.з. производится в следующей последовательности.

6.1 Составление расчетной схемы

G1-3 -ТВФ-63-2 G4 - ТВФ-100-2 Т- ТДЦ-125000\110

SНG1-3 = 78,6 МВА SНG4=125 МВА SНТ = 125 МВА

Xd"* = 0,139 Xd"* = 0,191 UКЗ = 10,5

LR1,2 - РБДГ-10-4000-0,1891

6.2 Составление схемы замещения электроустановки

6.3 Преобразование схемы замещения относительно точек КЗ

6.3.1 Преобразование схемы замещения относительно точки К2

Из преобразованной относительно точки К1 имеется:







6.4 Определение токов трехфазного КЗ

6.4.1 Определение токов трёхфазного кз на шинах 110 кВ (К1) От систем С 1,2

6.4.2 Определение токов трёхфазного кз на шинах 10 кВ (К2) От системы С1,2

Результаты расчёта токов трёхфазного кз сводятся в таблицу 6.

Таблица 6 - результаты расчёта токов трёхфазного кз

Точка КЗ	Место КЗ	Uб кВ	Iб кА	Iпо кА	Iуд кА
Системы С1,2	Шины 110кВ(К1)	115	5	4,46	10,1
G1-3				5	13,78
G4				2,38	6,6
Итого		11,84	30,48
Системы С1,2	Зажимы генератора (К2)	10,5	55	21,15	57,7
G1-2				26,4	72,8
G4				11,3	31,3
G3				33,75	93
Итого		92,6	254,8

7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданной цепи

7.1 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи трансформатора связи на U=110кВ

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

По Uуст = 110кВ и Iмак = 879А принимаются к установке выключатели типа ВГУ-110-40/2000У1 (3с 67 т3,1) и разъединители типа РНДЗ-1,2-110/1000У1 (6 с271 т 5,5), расчётные и каталожные данные сводятся в таблицу 7.

Таблица 7 - Расчетные и каталожные данные выключателей и разъеденителей

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВГУ-110-40/2000У1	Разъединитель РНДЗ-1,2-110/1000У1
			-
			-
			-
			-

Определение

От генераторов G1-3

От генератора G4

7.1.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

По Uуст=110кВ и Iмак=879А принимается к установке элегазовые трансформаторы тока типа ТРГ-110УХЛ1, расчётные и каталожные данные которых сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные

Так как на стороне ВН двухобмоточного трансформатора приборы не устанавливаются, то проверка по вторичной нагрузке не производится. Трансформаторы тока используются для целей релейной защиты.

7.1.3 Выбор ошиновки

Принимается к установке гибка ошиновка сечение которой выбирается по экономической плотности тока

= 1 А/мм2 (7с 233 т 4,5)

Принимается к установке гибкий токопровод марки АС-600/72 (5с 72 т 3,5)

с Iд=1050А>Траб.мак=879А

Проверка на термическое действие токов кз не производится, т.к. ошиновка выполнена голыми проводами и расположена на открытом воздухе. трансформатор электростанция ток замыкание

Проверка токопровода на электродинамическое действие тока не кз не производится, т.к. Iпо=11,84кА < Iкз.доп=20кА

7.1.4 Выбор ОПН

Для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжений к установке применяется ОПН типа: ОПН-110

7.1.5 Выбор выключателей и разъединителей

По Uуст=10кВ и Iмак=9633А принимается к установке выключатели тип ВГМ-20-90/11200У3 (6с 230 т5,1) и разъединители типа РВПЗ-1-20/12500У3 (6с 265 т 5,5), расчётные данные и католажные данные которых сводятся в таблицу 9.

Таблица 9 - Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВГМ-20-90/11200У3	Разъединитель РВПЗ-1,2-20/2500У3
			-
			-
			-
			-

Определяем

От системы С1,2:

От генераторов G1,2

От генератора G4

От генератора G3

Определение

Определение Вк

7.1.6 Выбор трансформаторов тока

По Uуст=10кВ и Iмак=9633А принимается к установке трансформаторы тока типа ТШЛ-20Б1 (6с 300 т5-9)

Таблица 10 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		-

Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке

Ом

Ом\

Для определения Sприб составляется таблица.

Таблица 11 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Приборы	Тип	Нагрузка ВА фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		1,0	0,5	1,0

Ом

Ом

rк=0,1 Ом (7с374)

Сечение соединительных проводов

Принимается к установки контрольный кабель с медными жилами типа КВВГ сечением 2,5мм2

Выбранный трансформатор тока будет работать в заданном классе точности.

7.1.7 Выбор ошиновки

Выбор ошиновки производится по допустимому числу тока

Iмак = 9633А

Принимается шины коробчатого сечения алюминиевые 2(225х105х12,5) 7с 625т П3-5)

Iдоп = 10300А > Iмак = 9633А

Проверка на термическую стойкость.

что меньше выбранного сечения 2х4880=9760мм2

Выбранные шины термически устойчивы т.к. q=9760мм2 > qмин = 1131мм2

Проверка на механическую прочность.

(7c 625т 3,5)

7.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи ВЛ-110кВ

7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей

По Uуст = 110кВ и Iр.мак = 374А принимаются к установке выключатель типа ВГУ-110-40/2000У1 и разъединители типа РНД3-1,2-110-1000У1, аналогичные выключатель и разъединитель установленные в ячейках трансформатора связи, которые проходят по всем критериям (см.т.7)

7.2.2 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 110кВ и Iр.мак = 420А принимаются к установке элегазовые трансформаторы тока типа ТРГ-110

Таблица 12- Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные

Производится проверка выбранного трансформатора по вторичной нагрузке:

Таблица 13 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Приборы	Тип	Нагрузка ВА фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0.5	-	0.5
Варметр	Д-335	0.5	-	0.5
Счетчик активной энергии	СЭТЗа-01-01	0,05	-	0,05
Счетчик реактивной энергии	СЭТЗа-01-01	0,05	-	0,05
Итого		1,1	0,5	1,1

Сечение соединительных проводов

Принимается к установки контрольный кабель с медными жилами:

7.2.3 Выбор ошиновки

Сечение токопровода выбирается по экономической плотности тока

Принимается к установке провод марки АС-185/29 (5с 72 т 3,5)

Проверка токопровода по нагреву

( 5с 82 т 3,15)

Проверка на термическое действие токов кз не производится, т.к. ошиновка выполнена голыми проводами, расположенными на открытом воздухе.

Проверка на электродинамическое действие токов кз не производится, т.к

Проверка на корону не производится, т.к. выбранное сечение токопровода намного больше минимально допустимого по условию коронирования.

8. Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей

8.1 Выбор оборудования в цепи блока. На U=110кВ

8.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

По Uуст = 110кВ и Iмак = 662А принимаются к установке выключатели типа ВГУ-110-40/2000У1 (3с 67 т 3,1) и разъединители типа РНДЗ-1,2-110/1000У1 (6с 271 т5,5)

8.1.2 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 110кВ и Iмак = 662А принимаются к установке трансформаторы тока элегазовые типа ТРГ-110 с Uн= 110кВ и Iн=800А

8.1.3 Выбор ошиновки

Принимается к установке токопровод марки АС-600/72 с Iдоп=1050А > Iр.мак=628А

8.1.4 Выбор ограничителей перенапряжений

Для защиты изоляции электрооборудования блока от перенапряжений принимается к установке ограничители перенапряжения типа ОПНп-110

8.2 Выбор оборудования в цепи блока на U=10кВ

8.2.1 Выбор токопровода

По Uуст = 10кВ и Iмак = 7244А принимаются к установке токопровод типа

ГРТЕ-10-8550-250/5 (6с 540 т 9,13) с Uн=10кВ , Iн=8550А и iдин=250кА

8.2.2 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 10кВ и Iмак = 7244А принимаются к установке трансформаторы тока, встроенный в комплектно-экранированный токопровод, типа ТШВ-15БУ3

(6с 300 т5,9) с с Uн=10кВ , Iн=8550А

8.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

По Uуст = 10кВ принимаются к установке трансформаторы напряжения, встроенные в комплектно-экранированный токопровод, типа ЗНОМ-15-63У2 (6с 328 т 5,13) с напряжением обмоток

8.3 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи трансформатора СН

8.3.1 Выбор ошиновки

Ошиновки к трансформатору СН выполняется пофазно-экранированным токопроводом, аналогично ошиновки блока на стороне НН, т.е. ГРТЕ-10-8550-250

8.3.2 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 10кВ и Iр.мак = 220А принимаются к установке трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ-1-5000-5 (6с 316 т 5,11)

8.3.3 Выбор выключателей

По Uуст = 6,3кВ и Iр.мак = 367А принимаются к установке выключатели типа ВВЭМ-10 (4с 30) с Uн=10кВ , Iн=630А и ячейки КРУ типа К-104М(С1) с Uн=6кВ , Iн=630А

8.3.4 Выбор токопровода

По Iр.мак= 367А и Uуст = 6кВ принимается к установке комплектный токопровод типа ТЗК-6-1600-51 (6с 543 т 9,14) с Uн=6кВ и Iн=400А

8.3.5 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 6кВ и Iр.мак = 367А принимаются к установке трансформаторы тока типа ТПЛК-10У3 (6с 294 т 5,9) с Uн = 10кВ и Iн = 400А

8.4 Выбор электрических аппаратов в цепи генератора (G3)

8.4.1 Выбор выключателей и разъединителей

По Uуст = 10кВ и Iр.мак = 4563А принимаются к установке выключатели типа МГУ-20-90-6300У3 (3с96т 4,4) и разъединители типа РВР-20/6300У3 (6с 266 т5,5) с Iн = 6300А и Uн =20кВ > Uуст = 10кВ

8.4.2 Выбор токопровода

Для генератора Рн=63МВт работающего на с.ш. 10кВ принимается к установке комплектный пофазный токопровод в пределах турбинного отделения.

По Uуст = 10кВ и Iр.мак = 4563А принимаются к установке токопровод типа ГРТЕ-10-8550-250 (6с 540 т 9,13) с Iн = 8550А , Uн =10кВ и iдин= 250А

8.4.3 Выбор трансформаторов тока

По Uуст = 10кВ и Iр.мак = 4563А принимаются к установке трансформаторы тока встроенные в комплектный токопровод типа ТШВ-15БУ-3 ( 6с 300 т5,9) с Iн = 6000А , Uн =15кВ.

8.4.4 Выбор трансформаторов напряжения

Принимаются к установке трансформаторы напряжения встроенные в комплектный токопровод типа ЗНОМ-15-63У2 (6с 328 т 5,13) с Uн =15кВ и с напряжением обмоток

9. Выбор способа синхронизации

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу двумя способами: способом точной синхронизации и способом самосинхронизации. Для включения генератора по способу точной синхронизации без броска тока в статоре и без резкого изменения вращающего момента ротора должны быть соблюдены три условия:

- равенство значений напряжения генераторов и сети;

- совпадение этих напряжений по фазе;

- равенство частот генераторов сети.

Точная синхронизация проводится при помощи автоматического синхронизатора, а там где его нет - вручную.

По способу синхронизации генераторы включаются в сеть без возбуждения при частоте вращения близкой к синхронной (скольжение 2%), после чего включается АГП, генератор возбуждается в течении 1-2с втягивается в синхронизм.

Если при неудачной синхронизации механические усилия на валу ротора, обусловлены так называемым синхронным моментом, могут в несколько раз превысить усилия от номинального момента, то при самосинхронизации синхронный момент отсутствует, так как генератор включается не возбужденным.

Турбогенераторы устанавливаемые на проектируемой электростанции, имеют непосредственное охлаждение обмоток, поэтому в нормальных условиях их включение на параллельную работу должно осуществляться способом точной синхронизации. В аварийных режимах когда напряжение и частота могут сильно колебаться, операция по включению генератора может сильно затянуться. В этом случае генераторы могут включаться на параллельную работу способом самосинхронизации.

10. Описание релейной защиты двигателей СН станции

Электродвигатели имеют весьма широкое применение во всех отраслях, в том числе и в установках СН электростанций.

Вследствие массового характера применения релейная защита двигателей должна осуществляться возможно проще и дешевле, но одновременно с этим отличаться надёжностью действия как при внутренних повреждениях, так и при опасных для них ненормальных режимах, одним из которых является самозапуск эл.двигателя, который заключается в том, что при кратковременном понижении напряжения в сети, питающей электростанции, они не отключатся и после восстановления напряжения вновь разворачиваются до нормальной частоты вращения (те. сами запускаются).

Наиболее часто кратковременные понижения или исчезновения напряжения происходит в результате кз, при автоматическом переключении питания эл.двиг с одного источника на другой в результате действия АВР, а также при восстановлении напряжения после АПВ.

Защита эл.двиг должена обеспечивать возможность их самозапуска, т.е. она должна преждевременно отключать электродвигатели как при понижении напряжения, так и при его восстановлении:

С учётом вышеперечисленного принимаются следующие основные виды защит электродвигателей:

1. Защита электродвигателей от кз между фазами.

Междуфазные кз в обмотках статора сопровождается большими токами кз и вызывают значительные разрушения повреждённых электродвигателей. Поэтому защита от кз между фазами является основной РЗ электродвигателей, и установка её обязательна во всех случаях. В качестве релейной защиты электродвигателей мощностью до 5000кВт от кз согласно ПУЭ принемается МТЗ (токовая отсечка). Наиболее просто токовая отсечка выполняется с реле прямого действия, встроенного в привод выключателя с реле косвенного действия отсечка выполняется с независимыми токовыми реле. Ток срабатывания должен быть отстроен от броска пускового тока электродвигателя. При этом она надёжно отстроена и от тока, который электродвигатель посылает в сеть при внешнем кз. Токовую релейную защиту электродвигателя мощностью до 2000кВт следует выполнять, как правило, по наиболее простой и дешёвой однорелейной схеме. Недостатком этой схемы является более низкая чувствительность. Поэтому на электродвигателях мощностью 2000-5000кВт токовая отсечка выполняется двухрелейной. Двухрелейную схему отсечки следует так же применять на электродвигателях мощностью до 2000кВт, если К4<2.

2. Продольная дифференциальная защита.

Она устанавливается на эл.двиг мощность 5000кВт и более. Данная защита обеспечивает более высокую чувствительность к К3 на выходах и в обмотках эл.двиг, чем токовая отсечка МТЗ. Диф.защита предусматривается на эм.двиг. мощностью до 5000кВт, если токовая отсека не удовлетворяет требованиями чувствительности.

Дифференциальная релейная защита обычно выполняется в двух фазном исполнении с реле типа РНТ-565. Или реле типа ДЗТ-11 с торможением, если не обеспечивает необходимая чувствительность.

Поскольку РЗ в двухфазном исполнении не реагирует на двойное замыкание на землю, одно из которых возникает в обмотках эл.двиг на фазе В, в которой отсутствует ТТ, дополнительно устанавливается специальная РЗ от двойных замыканий на землю, которая выполняется токовым реле, подключенных к ТТНП.

3.Защита от перегрузки.

Перегрузка эл.двиг. возникает при затянувшемся пуске и саомзапуске; из-за перегрузки приводимых механизмов.

Для эл.двиг опасны только устойчивые перегрузки. Сверхтоки, обусловленные пуском или самозапуском эл.двиг кратковременным и самоликвидируется при достижении нормальной частоты вращения.

Защита от перегрузки выполняется с действием на отключение в случаи, если не обеспечивается самозапуск эл.двиг или с механизма не может быть снята техногенная перегрузка без останова эл.двиг;

Защита от перегрузки эл.двиг выполняется с действием на разгрузку механизма или сигнал, если технологическая перегрузка может быть снята с механизма автоматически или вручную персоналом без останово механизма и эл.диг находится под наблюдением персонала;

На эл.двиг механизмов могущих иметь как перегрузку устраняемую при работе механизма, так и перегрузку, устранение которой невозможно без останова механизма, целесообразно предусматривать действие РЗ от сверхтоков.

Защита от перегрузки чаще всего выполняется с помощью токового реле, а не теплового.

Для защиты эл.двиг от перегрузки обычно применяется МТЗ с использованием реле с ограниченно-зависимыми характеристиками типа РТ-80 или МТЗ с независимыми токовыми реле и реле времени.

4. Защита эл.двиг от замыканий на землю.

В соответствии с ПУЭ от замыканий на землю в обмотке статора действием на отключение устанавливается на эл.двиг мощностью 2000кВт и более при токах замыкания на землю более 5А, а на двиг. Маленькой мощности - при токах замыкания на землю более 10А. Защита от замыканий на землю реагирует на ёмкостный ток сети и выполняется с помощью одного токового реле типа РТ3-51, которое подключается к ТТНП, установленному на кабели, питающем ДВ.

Эта защита действует на отключение эл.двиг без выдержки времени.

При отказе защиты от замыканий на землю или выключатели на повреждённом присоединении, или при замыканиях на линиях секции имеется опасность повреждения заземляющих сопротивлений в нейтрале ДТ (дополнительных трансформаторов). Для исключения этого на ДТ предусматривается защита реле нулевой последовательности действующая с выдержкой времени 0,6с на отключение трансформатора (линии), питающего секцию 6кВ.

5. Защита эл.двиг от понижения напряжения.

Она устанавливается на эл.двиг, которые необходимы отключать при понижении напряжения для обеспечения самозапуска ответственных эл.двиг, а так же эл.двиг самозапуск которых при восстановлении напряжения недопустим по условиям техники безопасности или особенностями технологического процесса.

На эл.станциях к ответственным относятся такие эл.двиг, отключение которых вызываеит снижение нагрузки или останов электростанции; питательных, конденсатных и циркуляционных насосов, дутьевых вентиляторов и д.р.

Неответственными считаются эл.двиг, отключение которых не отражается на нагрузки эл.станции.

Если мощность всех ответственных эл.двиг превышает допустимую мощность по условию смозапуска, то при понижении напряжении необходимо отключать и некоторые ответственные эл.двиг.

Отключение эл.двиг при исчезновении напряжения обеспечивается установкой одного реле минимального напряжения, включаемого на линейное напряжение. Существенным недостатком такой зашиты является возможность её направленной работы в случаи обрыва цепи напряжения. Поэтому РЗ с одном реле напряжения применяется лишь для неответственных эл.двиг.

На установках с постоянным оперативным током РЗ минимального напряжения выполняется для каждой секции с.ш. собственных нужд, где в цепи реле времени, действующего на отключение не ответственных эл.двиг, включаются после довательного контакты трёх минимальных реле напряжения, что предотвращает ложное срабатывание РЗ при перегорании любого предохранителя в цепи ТН.

Значительное увеличение тока эл.двиг также наблюдается при обрыве фазы, что встречается у двигателей защищаемых предохранителями, при перегорании одного из них. При номинальной нагрузке увеличение тока статора при обрыве фазы будет составлять (1,6-2,5) Тн. Эта перегрузка носит устойчивый характер. Также устойчивый характер носят сверхтоки, обусловленные механическими повреждениями эл.двиг или вращаемого им механизма и перегрузкой механизма. Основной опасностью сверхтоков является сопровождающее их повышение температуры отдельных частей, и в первую очередь обмоток. При этом ускоряется износ изоляции обмоток и снижается срок службы двигателя.

При решении вопроса об установке РЗ от перегрузка при характере её действия руководствуются условиями работы эл.двиг, имея ввиду возможность устойчивой перегрузке его приводного механизма; на эл.двиг механизмов, не подверженным технологическим перегрузкам (эл.двиг циркуляционных питательных насосов и т.п.) и не имеющих тяжёлых условий пуска или самозапуска РЗ не устанавливается; на эл.двиг подверженных технологическим перегрузкам (эл.двиг мельниц, дробилок, багерных насосов и д.р.), а таже на эл.двиг, самозапуск которых не обеспечивается РЗ от перегрузок должна устанавливаться; при длительном самозапуске эл.двиг (20-25с) и снижении напряжения до 60-70% Uном может произойти отключение ответственных эл.двиг. Для предотвращения этого в цепи обмотки реле времени, действующего на отключение ответственных эл.двиг, включается контакт 4 реле, напряжение которое имеет уставку срабатывания (0,4-0,5) Uн и надёжно возвращается во время самозапуска. Оно будет длительно держать замкнутым свой контакт, только при полном снятии напряжения с шин СН.

На электростанциях применяется и другая схема РЗ минимального напряжения, в которой используется 3 пусковых реле.

11. Описание конструкции РУ - 110кВ

Для проектируемой электростанции на U=110 кВ применяется открытое распределительное устройство (ОРУ). Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе, называется открытым, которое должно обеспечивать надежность работы, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Так как количество присоединений на 110 кВ более семи, то применяется система с двумя рабочими и обходной системой шин, для которой применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели типа ВГУ-110 кА размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположенных под проводами соответствующей фазы системы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатели. Данные разъединители имеют пополюсное управление. Применяется разъединители типа РНДЗ-1,2-110/1000УХЛ1. Кроме того в ОРУ установлены трансформаторы тока типа ТРГ-110УХ11, трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжения типа ОПНп-110. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами, которые крепятся на подвесных изоляторах к железобетонным порталам.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные железобетонные. Кабели положены в лотках из железобетонных плит без заглубления в землю. В местах пересечения лотков с дорогой кабели прокладываются под проезжей частью дороги. По территории ОРУ предусмотрен проезд для возможности механического монтажа и ремонта оборудования. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприемники, укладывается слой гравия толщенной не менее 25см, а масло в аварийных случаях стекает в маслоприемник. Территория ОРУ ограждается.

12. Охрана труда при работах на эл. двигателях

Если работа на эл.двиг или приводимом им в движение механизме связана с прикосновением к токоведущим и вращающимся частям, электродвигатель должен быть отключён с выполнением предусмотренных настоящими Правилами технических мероприятий, предотвращающих его ошибочное включение.

При этом у двухскоросного эл двиг должны быть отключены и разобраны обе цепи питания обмоток статора.

Работа, не связанная с прикосновениям к токоведущим и вращающемся частям эл.двиг и приводимого им в движение механизмом, может производиться на работающем эл.двиг.

Не допускается снимать ограждения вращающихся частей работающих эл.двиг и механизмов.

При работе на эл.двиг допускается установка заземления на любом участке кабельной линии, соединяющих эл.двиг с секцией РУ, щитом, сборкой.

Если работа на эл.двиг рассчитаны на длительный срок, не выполняются или прерваны на несколько дней, то отсоединённая от него кабельная линия должна быть заземлена та же со стороны эл.двиг.

В тех случаях, когда сечение жил кабеля не позволяет применять преносные заземления, у эл.двиг напряжением до 1000В допускается заземлять кабельную линию медным проводником сечением жилы кабеля либо соединять между собой жилы кабеля и изолировать их. Такое заземление или соед. Жил кабеля должно учитываться в оперативной документации на ровне с переносным заземлением.

Перед допуском к работам на эл.двиг, способным к вращению за счёт соединённых с ними механизмов (дымососы, вентиляторы, насосы и д.р.), штурвалы запорной арматуры (задвижек, вентелей, шиберов и т.п.) должны быть заперты на замок. Кроме того, приняты меры по затормаживанию роторов эл.двиг или расцеплению соед. муфт.

Необходимые операции запорной арматуры должны быть согласованны с начальником смены технологического цеха, участка с записью в оперативном журнале.

Со схем ручного дистанционного и автоматического управления электроприводами запорной арматуры, направляющих аппаратов должно быть снято напряжение.

На штурвалах задвижек, шибиров, вентелей должны быть вывешены плакаты «Не открывать! Работают люди», а на ключах, кнопках управления электроприводами запорной арматуры - «Не открывать! Работают люди».

На однотипных или близких по габариту эл.двиг, установленных рядом с двигателем, на котором предстоит выполнить работу, должны быть вывешены плакаты «Стой! Напряжение» зависимо от того, находятся они в работе или остановлены.