Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Основная цель создания и развития Единой энергетической системы России состоит в обеспечении надежного и экономичного электроснабжения потребителей на территории России с максимально возможной реализацией преимуществ параллельной работы энергосистем.

В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада России, Северного Кавказа, Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.

Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет: обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.

Дальнейшее развитие принципов и правил совместной работы энергосистем в составе ЕЭС должно быть направлено на повышение эффективности электроснабжения потребителей, заключающееся в уменьшении стоимости электроэнергии и повышении надежности их электроснабжения.

Основными первичными энергоресурсами для дальнейшего развития генерирующих мощностей в Единой энергосистеме России являются ресурсы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, угли восточных бассейнов - Канско-Ачинского и Кузнецкого, Тимано-Печорского месторождения, гидроресурсы Сибири, ядерное горючее, а также местные виды топлива.

Основу развития электроэнергетики на перспективу должны составлять экологически “чистые” тепловые электростанции, гидроэлектростанции, сооружаемые с минимальными зонами затопления, и после создания реакторов гарантированной безопасности - атомные электростанции. Широкое применение могут найти в будущем электростанции на базе ГТУ, а также ГЭС небольшой мощности.

Структура генерирующих мощностей должна обеспечить необходимую маневренность, требуемые уровни надежности и возможность осуществления экономически выгодных межрегиональных обменов электроэнергией.

Линии электропередачи между энергосистемами и энергообъединениями независимых государств представляется целесообразным сделать в будущем совместной собственностью энергокомпаний государств, по территории которых они проходят, с равной (или пропорциональной протяженности) долей ответственности в обеспечении функционирования этих линий и такой же долей в распределении выгоды от их эксплуатации.

Первоочередными задачами развития системообразующей сети высших классов напряжения в Единой энергосистеме России являются: - усиление транзита Восток-Запад путем строительства на первом этапе ряда линий напряжением 500 кВ, а в последующем - линий электропередачи напряжением 1150 кВ в Сибири, на Урале и в Европейской части; - усиление системообразующих связей между ОЭС Северного Кавказа, Центра и Средней Волги путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 кВ.

Применение линий электропередач и вставок постоянного тока может в перспективе рассматриваться для использования на межсистемных связях Единой энергосистемы России с зарубежными (в первую очередь, европейскими) странами, а также внутри Единой энергосистемы России для транспорта по этим линиям больших потоков электроэнергии на дальние расстояния и для создания управляемых элементов в кольцевых сетях переменного тока.

До 2010 г. высшим классом напряжения в Единой энергосистеме России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока, если они будут сооружены к этому сроку.



1. Структурная схема установки

Рисунок 1.



2. Выбор основного оборудования

2.1 Выбор трансформатора

Выбираем два трансформатора.

Для выбора трансформатора необходимо рассмотреть четыре режима работы.

1) Режим “max” нагрузки - это режим, когда все генераторы работают и нагрузка максимальная:

,

где - суммарная мощность всех генераторов;

- мощность максимальной нагрузки;

- мощность собственных нужд, равное 14%.

,,

,

2) Режим “min” нагрузки - это режим, когда все оборудование в работе и нагрузка минимальная:

,

где - мощность минимальной нагрузки, равное 20% от



3) Ремонтный режим - режим отключения одного генератора при максимальной нагрузке:

- от оставшегося генератора, 110 МВт.

.

.

4) ,

где - расчетная мощность;

- номинальная мощность требуемого трансформатора.

.

2.2 Выбираем реактор

,

где - номинальный ток реактора, кА;

- номинальный ток генератора.

.



,

где - мощность собственных нужд, равное 14%;

- коэффициент спроса, 0,8.

,



3. Расчет токов КЗ

3.1 Электрическая схема замещения

Для преобразования расчетной схемы в электрическую схему замещения определяем сопротивления.

Принимаем за базовое напряжение, напряжение U1.

1) определяем сопротивление генераторов:

,

где - сверхпереходное сопротивление;

- базовое напряжение;- номинальная мощность генератора.

2) определяем сопротивление реактора:

,

где - среднее напряжение.

3) определяем сопротивление трансформаторов:

,

где - напряжение КЗ трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора.

4) определяем сопротивление линий электропередач:



,

Составляем электрическую схему замещения для точки К1:

При КЗ в т.1 сопротивление реактора не учитывается, т.к. оно не обтекается током КЗ

Для упрощения расчетов производим преобразование схемы:

,

,

,

Производим следующее преобразование:

,

Производим следующее преобразование:

,

При расчете токов КЗ для точки К1 ЭДС системы с бесконечной мощностью Е* = 1.

Система S

,

где - значение тока КЗ энергосистемы;

- ЭДС системы;

- среднее напряжение ветви;

- результирующее сопротивление, равное

,

где - ударный ток;

- ударный коэффициент.

Генераторы G1-2:

,

где - значение тока КЗ генераторов;

- ЭДС генераторов, равное 1,13;

- результирующее сопротивление, равное

,

Вычисленные значения заносим в таблицу:

Таблица 5.

К1	G1-2	S	?
Iп0 , кА	5.04	0.74	5.88
iy, кА	14.05	1.78	15.83

Составляем электрическую схему замещения для точки К2:

Упрощаем схему замещения для точки К2:

,

,

,

Упрощаем схему:

,

,

Система S, генератор G2:

Так как Uср в точке К2 равно 10,5 кВ, а Uб равно 115 кВ и Uср ? Uб, пересчитываем результирующее сопротивление на реальное напряжение в точке КЗ по формуле:

,

,

,

,



4. Выбор проводников и аппаратов

Для выбора коммутационной аппаратуры необходимо знать значения периодической и апериодической составляющей тока КЗ в точке К2.

Расчетные токи для выключателей типа МГУ, устанавливаемых в цепи генератора G1, G2.

Собственное время отключения tс.в. = 0.16 с.

,

tс.в. - собственное время отключения выключателя.

Определяем два значения периодической составляющей для момента времени ф = 0,16 с, так как через выключатель может протекать ток КЗ в точке К2 от генератора G1 и от эквивалентного объединенного источника G2 + энергосистема.

Периодическую составляющую тока от генератора G1 определяем по типовым кривым (1).

Определяем номинальный ток генератора:

,

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генератора G1 при КЗ в точке К2 к номинальному току.

,

По данному отношению и времени t = ф = 0,16 с, определяем, с помощью кривых, отношение



Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора G1 к моменту ф будет равна:

,

Апериодическую составляющую тока КЗ от генератора G1 к моменту времени t = ф = 0,16 с, определяем из выражения:

,

где iа, - апериодическая составляющая тока КЗ генератора;

Iп,0,Г - периодическая составляюща0,78*я тока КЗ генератора;

- постоянная времени цепи КЗ.

Значение можно определить по кривым:

для t = ф = 0,16 с, при Та = 0,4 с, определяемой из таблицы (1).



0,66

Исходя из этих значений, вычисляем:

,

Периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы и присоединенного к ней генератора G2, рассчитываем, как поступающую в место КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление. Исходя из этого, можем принять неизменной во времени и равной:

,

Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного источника, где:

Та = 0,1

= 0,2

,

Вычисленные данные заносим в таблицу:

Таблица

К2	S, G2	G1	У
Iп,0	33,72 кА	31,94 кА	65,66 кА
iy	93 кА	88,04 кА	181,04 кА
kу	1,956	1,955	-
Та	0,095 с	0,222 с	-
ф	0,13 с	0,13 с	-
ia,ф	11,89 кА	24,32 кА	36,21 кА
Iп,ф	33,72 кА	21,4 кА	55,12 кА

Расчет токов для выключателей 110 кВ.

Для выключателей ВМТ расчетное время ф = 0,05 + 0,01 =0,06 с, т.к. tс.в. = 0,05 с.

Периодическую составляющую тока определяем суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы, генераторов G1, G2 в точке К1 для расчетного времени ф = 0,06 с.

Для энергосистемы:

Iп,ф - ток, неизменный во времени.

Для генераторов G1, G2:

По кривым рис.11, получаем:

, следовательно

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t = ф = 0,06 с.



Апериодическая составляющая тока по ветвям КЗ:

Энергосистема:

Генераторов G1, G2:

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t = = 0,06 с.

Вычисленные данные заносим в таблицу:

4.1 Выбор выключателя на высоком напряжении

Выбор по напряжению установки: (Uуст?Uном)

Uуст = 110 кВ

Uном ? Uуст ? 110 кВ

Выбор по длительному току: (Imax ? Iном)



Проверка по отключающей способности:

а) по симметричному току отключения: (Iп,ф ? Iотк.ном)

Iп, = 6,48 кА < Iотк.ном = 20 кА

б) по отключению апериодической составляющей: (iа,ф ? iа,ном)

iа,? = 4,13 кА < iа,ном = 7 кА

Проверка выключателя на динамическую стойкость: (Iп,0 ? Iдин; iy ? iдин)

Iп,0 = 6,86 кА < Iдин = 20 кА

iy = 17,64 кА < iдин = 52 кА

Проверка на термическую стойкость:

Вк = 10,8 кА2*с < I2тер * tтер = 1200 кА2*c

4.2 Выбор выключателя на напряжении 10,5 кВ

Выбор по напряжению установки: (Uуст?Uном)



Uуст = 10,5 кВ

Uном ? Uуст ? 10,5 кВ

Выбор по длительному току: (Imax ? Iном)

Iмах = 4563 А ? Iном = 5000 А

Проверка по отключающей способности:

а) по симметричному току отключения: (Iп,ф ? Iотк.ном)

Iп,ф = 33,72 кА < Iотк.ном = 45 кА

б) по отключению апериодической составляющей: (iа,ф ? iа,ном)

iа,? = 24,32 кА > iа,ном = 14 кА, так как условие не выполнено, производим проверку по полному току:



<

Проверка выключателя на динамическую стойкость: (Iп,0 ? Iдин; iy ? iдин)

Iп,0 = 33,72 кА < Iдин = 45 кА

iy = 93 кА < iдин = 120 кА

Проверка на термическую стойкость:

Вк = кА2*с < I2тер * tтер = 8100 кА2*c

4.3 Выбор токопровода на 10,5 кВ

Токоведущие части от выводов генератора выполним пофазно экранированным токопроводом генераторного напряжения с электрически непрерывными кожухами с компенсацией внешнего поля типа ГРТЕ-10-8550-250.

Технические характеристики токопровода:

Таблица

Параметры	ГРТЕ-10-8550-250
Тип турбогенератора	ТВФ-63-2
Номинальное напряжение, кВ
Турбогенератора	10,5
Токопровода	10
Номинальный ток, А
Турбогенератора	4335
Токопровода	5140
Электродинамическая стойкость, кА	250
Токоведущая шина d x s, мм	280 х 12
Кожух (экран) D х д, мм	750 х 4
Междуфазное расстояние А, мм	1000
Тип опорного изолятора	ОФР-20-375с
Шаг между изоляторами, мм	2500-3000
Тип применяемого трансформатора напряжения	ЗНОЛ.06-10УЗ
Тип применяемого трансформатора тока	ТШВ15-6000-0,5/10Р

4.4 Выбор провода на 110 кВ

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами.

1) По экономичной плотности тока.

Где Jэ - нормированная плотность тока = 1 А/мм2

Округляем до ближайшего стандартного значения и выбираем 2 проводника типа: АС-240/39.

2) Проверяем сечение на нагрев.



Iмах = 331 А

Iдоп = 2 х 610 = 1220 А

Iмах < Iдоп - условие выполнено.

Выбираем АС-240/39, q = 240 мм2, d = 21,6 мм2, Iдоп = 610 А.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

3) Проверяем на схлестывание.

На схлестывание не проверяем, так как Iп,0 = 6,86 кА < 20 кА

4) Проверяем на нагрев.

На нагрев не проверяем, так как провода голые и находятся на открытом воздухе.

5) Проверяем по условиям короны.

а) Начальная критическая напряженность (Е0):

б) Напряженность вокруг провода:

Где U = 1,1 * Uном - напряжение поддерживаемое на шинах, кВ;

r0 - радиус проводника, см;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз = 1,26 * D.

в) Сравниваем Е0 и Е (условие проверки: 1,07Е ? 0,9 Е0)



<

Условие выполнено, провод АС-240/39 не коронирует.

4.5 Проверка измерительных трансформаторов

Для схемы включения измерительных приборов генератора проверим трансформаторы тока.

4.6 Выбор трансформаторов тока на 10,5 кВ

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Таблица 12.

Прибор	Тип	Нагрузка В*А Фазы
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА3-И680	2,5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	И-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	И-348	10	-	10
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5	-	0,5
ИТОГО:		14	10	14

а) По напряжению установки.

б) По току установки.

в) По электродинамической стойкости.

С данным трансформатором тока не проверяется.

г) По термической стойкости.



<

д) По вторичной нагрузке.

На основании таблицы 12 производим расчет общего сопротивления приборов:

Определяем допустимое сопротивление проводов:

,

где

- полное номинальное сопротивление цепи;

- сопротивление контактов,

Применяем кабель с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина 40 метров. Трансформаторы тока соединены в звезду. Исходя из этого , тогда сечение провода:



Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

<

На основании расчетов видно, что трансформатор тока работает в заданном классе точности.

4.7 Выбор трансформаторов напряжения

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10УЗ. Проверим его по вторичной нагрузке. На основании рисунка 13 производим подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения и заносим данные в таблицу:

Вторичная нагрузка:

Выбранный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ имеет номинальную мощность 75 В*А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.

<

Трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности.



5. Выбор главной схемы

Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

Схема с одной рабочей и обходной системами шин.

Рисунок 14.



6. Защита генератора ТВФ-63-2

6.1 Перечень защит установленных на генераторе 63 МВТ, работающем на сборные шины 110 кВ

Для турбогенераторов выше 1 кВ и мощностью более 1 МВТ работающего непосредственно на сборные шины генераторного напряжения должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждения и нарушений нормального режима работы:

· Многофазные замыкания в обмотке статора генератора и на его выводах.

· Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.

· Замыкания между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки).

· Внешних КЗ.

· Перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВТ).

· Симметричной перегрузки обмотки статора.

· Перегрев обмотки статора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток).

Перечень защит генератора.

· Основная защита от междуфазных КЗ продольная дифференциальная защита.

· Основная защита от витковых замыканий поперечная дифференциальная защита.

· Основная зашита от замыканий на землю в обмотке статора БРЭ 1301-03.

· Основная защита от второй точки замыкания на землю в цепи возбуждения КЗР-2.

· Резервная защита от внешних сим. КЗ МТЗ с пуском по минимальному напряжению.

· Резервная защита от несимметричных режимов токовая защита обратной последовательности.

· Защита от симметричных перегрузок.

· Защита от перегрузок по току возбуждения.

6.2 Продольная дифференциальная защита

Принцип действия.

Рисунок 16.

Дифференциальная защита сравнивает направления токов в линейных и нулевых выводах генератора. Дифференциальные реле (РНТ 565) включено на разность токов плеч защиты и в нормальном режиме и при внешних КЗ в нем протекает разность равных вторичных токов, которая стремится к нулю и реле не работает (синий ток на рисунке).

При внутреннем КЗ ток в верхнем плече изменит свое направление на противоположное, и в реле будет протекать уже сумма токов (красный ток на рисунке), следовательно оно сработает и замкнет свои контакты в цепях оперативного тока. При срабатывании любого из трех дифференциальных реле сработает без выдержки времени реле КН и подаст сигнал на отключение АГП, выключателя и останов турбины.

Оценка защиты.

1. Защита быстродействующая.

2. Защита селективна по принципу действия.

3. Защита чувствительна при КЧ > 2.

4. Защита надежна и работает при междуфазных КЗ. Не работает при витковых замыканиях по принципу действия. Не реагирует на замыкания на землю, т.к. не проходит по чувствительности.

Расчет дифференциальной защиты с реле РНТ 565.

Отстройка от максимального тока небаланса (при внешнем трехфазном КЗ на шинах 10 кВ).

Ток срабатывания защиты выбираем по двум условиям:

1) ,

где

- ток срабатывания защиты;

- максимальный ток небаланса при внешнем КЗ.

,

где

= 1,3 - коэффициент отстройки;

= 0,5 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

= 1 - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей;

= 0,1 - 10% погрешность трансформаторов тока.

Из расчета точек КЗ при выборе электрооборудования имеем:

= 31,94 кА

,

где

= 1 - коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

2) ч - в соответствии с ПУЭ.

Наибольшее значение расчетным является второе условие.

Расчет коэффициента чувствительности.

- по ПУЭ,

,



- по ПУЭ,

Чувствительность удовлетворительная.

Расчет для выбранного реле РНТ-565.

Уставка на реле РНТ-565 ставится числом витков.

Определяем число витков.

.

Округляем в меньшую сторону . Так как в дифференциальной обмотке только 35 витков то последовательно с ней включаем одну из уравнительных обмоток.

,

.

Коэффициент чувствительности проверяется к точке внутреннего КЗ при подпитке только от генератора (точка К-2).

Ток подпитки от генератора в точках К-1 и К-2 равен:

- следовательно защита чувствительна.

Схема подключения реле РНТ-565 (в однофазном исполнении).



6.3 Поперечная дифференциальная защита

Принцип действия.

Принцип действия защиты основан на сравнении ЭДС в параллельных ветвях статора генератора. В нормальном режиме и при любом КЗ кроме виткового, в реле протекает ток небаланса, обусловленный разностью ЭДС трех фаз.

, , ,

, ,

, , ,

- следовательно защита не работает. Чтобы защита не работала ложно надо отстроиться от максимального тока небаланса при трехфазном КЗ .

При витковом замыкании в обмотке статора генератора появится разность ЭДС, т.к. часть витков окажется закороченными, следовательно появится уравнительный ток Iур величина которого зависит от количества замкнувшихся витков. На этот ток и среагирует реле РТ-140/Ф (токовое реле с фильтром третьей гармоники, 150 Гц).

При срабатывании реле РТ-140/Ф замкнет свой контакт в цепи постоянного тока, следовательно без выдержки времени сработает реле KL и подаст сигнал на отключение АГП, выключателя и останов турбины.

Принципиальная схема замещения.

Расчет поперечной защиты генератора с реле РТ-140/Ф.

Ток срабатывания защиты отстраивается от тока небаланса, по опыту эксплуатации:



Для генератора 63 МВт

.

6.4 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

Принцип действия.

Растекание емкостных токов при замыкании фазы С.

Рисунок 21.

Замыкание одной фазы на землю в обмотке статора генератора считается повреждением т.к. это связано с выжиганием стали магнитопровода статора.

От этого КЗ устанавливается основная защита действующая на АГП для выключения и остановки турбины. Этой защитой является полупроводниковая защита БРЭ 1301.03. Данная защита имеет пусковой орган который подключен на разомкнутый треугольник трансформатора напряжения, следовательно защита запускается при появлении 3U0 , при замыкании на землю в любой точке сети генераторного напряжения. Логическая часть защиты включена последовательно с продольной дифференциальной защитой, т.е. ее зона действия ограничена трансформаторами тока, следовательно защита селективна. Данная защита имеет фильтр высших гармоник, для того чтобы сравнивать токи не с частотой 50 Гц, а токи высших гармоник. Это сделано в связи с тем, что сеть 10 кВ часто имеет компенсированную нейтраль, т.е. емкостной ток промышленной частоты скомпенсирован индуктивным током катушки, поэтому уровень тока с частотой 50 Гц становится меньше уровня тока высших гармоник.

Внешние КЗ сопровождаются большими токами, которые могут повредить генератор, следовательно нужно предусмотреть резервные защиты от симметричных и несимметричных КЗ. На генераторе 63 МВТ защитой от симметричных КЗ является МТЗ с пуском по минимальному напряжению.

При КЗ в точке К2 увеличится ток через защиту и одновременно понизится напряжение следовательно реле KV и КА замкнут свои контакты, запустится реле КТ. С первой выдержкой времени отключится секционный выключатель, отделится поврежденная секция, следовательно схема вернется в исходное состояние. Если КЗ в точке К1, то после отключения секционного выключателя ток КЗ не пропадет, следовательно КТ доработает вторую выдержку времени и подаст сигнал на АГП, останов турбины и выключатель Q1.

Расчет защиты от внешних симметричных КЗ.

Считаем ток срабатывания защиты.



Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности для защит генераторов:

> 1,5 - защита чувствительна,

- ток в точке К-1 на шинах 110 кВ от генератора из курсового проекта по электрооборудованию.

Проскальзывающий контакт:

Упорный контакт:

6.5 Токовая защита обратной последовательности

Принцип действия.

Разделение резервных защит на защиты от симметричных и не симметричных режимов вводится т.к. ток обратной последовательности более опасен для генератора. Ток обратной последовательности приводит к возникновению магнитного потока в статоре встречного относительно ротора, следовательно в роторе наводится ЭДС двойной частоты (100Гц). Под действием этой ЭДС возникает ток в теле ротора и ротор перегревается.

Защита имеет четыре ступени:

1-я ступень выполняет функции ближнего резервирования т.е. резервирует продольную дифференциальную защиту генератора при двухфазном КЗ.

2-я ступень выполняет функции дальнего резервирования т.е. резервирование защит смежных участков при двухфазном КЗ.

3-я ступень выполняет защиту ротора от перегрева токами обратной последовательности.

4-я ступень контролирует не симметричную перегрузку.

1, 2, 3-я ступени действуют с двумя выдержками времени: c меньшей выдержкой на отключение секционного выключателя, с большей на АГП, турбину и генераторный выключатель. 4-я ступень действует на сигнал.

Таким образом, защита имеет ступенчатую характеристику.



Рисунок 28.

Такая характеристика имеет недостаток - не полное использование мощности генератора при появлении тока обратной последовательности.

I2* - ток обратной последовательности в относительных единицах.

Расчет токовой защиты обратной последовательности.

Таблица расчета:

Где:

- ток обратной последовательности в относительных единицах;

- ток обратной последовательности;

- ток срабатывания реле.



6.6 Защита от симметричных перегрузок

Принцип действия.

Рисунок 29.

Защита устанавливается на нулевых выводах генератора.

При увеличении тока больше, чем ток уставки сработает реле КА1, следовательно соберется цепочка на КТ, с выдержкой времени пойдет сигнал «симметричная перегрузка».

Расчет защиты от симметричных перегрузок.

Реле РТ-40/6 - второй диапазон (3ч6_А):

При обнаружении перегрузки по току возбуждения (повышение напряжения в цепи возбуждения) сработает реле KV2 и замкнет свой контакт в цепи постоянного тока, соберется цепочка на КТ7. Для увеличения выдержки времени введено реле КТ8, оно сработает после замыкания контакта реле КТ7, КТ8 с первой выдержкой времени замкнет свой контакт, соберет цепочку на KL1, KL1, сработав, подаст сигнал на разгрузку по току возбуждения. При этом загорится табло «Разгрузка ротора». Если перегрузка не исчезла, то КТ8 соберет от упорного контакта цепочку на KL8 или на КL2 в зависимости от положения накладки. Реле KL8 соберет цепочку на АГП, генераторный, выключатель и турбину. Реле KL2 на АГП и через реле KL3 на разгрузку генератора по активной мощности, при этом загорится табло «АСИНХРОННЫЙ РЕЖИМ».

Расчет защиты от перегрузок по току возбуждения

,

где:

- напряжение срабатывания защиты;

- номинальный ток ротора;

- сопротивление ротора.

Реле напряжения типа РН-53/400. Защита выполняется с двумя выдержками времени:

- на отключение форсировки возбуждения;

- на отключение генератора.



7. Защита одиночных линий с односторонним питанием

Согласно ПУЭ на одиночных линиях с одностороннем питанием, напряжением 110 кВ в качестве основной защиты от междуфазных КЗ применяется двухступенчатая токовая защита - комплект КЗ-13. От КЗ на землю - трёхступенчатая направленная защита нулевой последовательности - комплект КЗ-15.

7.1 Расчет комплекта КЗ-13

Исходная схема.

Рисунок 31.

Для расчета уставок КЗ-13 необходимо рассчитать токи в начале, середине и конце линии.

Расчетная схема.

Ток 3-х фазного КЗ в начале одиночной линии рассчитывается:



Расчёт первой ступени.

Сила тока срабатывания токовой отсечки.

,

где .

Сила тока срабатывания реле тока.

,

где = 1 - коэффициент схемы для неполной звезды.

Выбираем РТ-40/6 при параллельном включении обмотки = 2 А.

Проверка коэффициента чувствительности.

(по ПУЭ).

Чувствительность удовлетворительная.

Графически определим расстояние действия ТО и сделаем вывод об её эффективности. Для этого на графике, зависимости I от L, проведём прямую на уровне = 4,81 кА, точка пересечения прямой и кривой дадут понятие о расстоянии действия ТО (Lотс). В нашем случае Lотс = 19 км, что значительно больше требуемых 20% от длинны защищаемой линии.

Выбираем время срабатывания отсечки равным = 0,1 с. Рассчитанная токовая отсечка - эффективна.

Расчёт второй ступени.

Ток срабатывания МТЗ рассчитывается по формуле:

,

где

Ток срабатывания реле тока равен:

Выбираем РТ-40/0,6 при параллельном включении обмотки = 0,13 А. электрический проводник замыкание генератор

Проверка коэффициента чувствительности.

(по ПУЭ).

Рассчитываем время срабатывания МТЗ проектируемой линии.

.

Выбираем два полупроводниковых реле типа РВ-01 с уставкой 2 с.



7.2 Расчет комплекта КЗ-15

Исходная схема.

Рисунок 35.

Составляем схему замещения прямой (обратной) последовательности:

Рисунок 36.

Суммарное сопротивление прямой и обратной последовательности равно:



Составляем схему замещения для нулевой последовательности:

для одиночной линии

для трансформатора

суммарное сопротивление нулевой последовательности:

Определяем расчетный вид КЗ.

Поскольку , то расчетным принимаем однофазное КЗ на землю.

Расчетный ток однофазного КЗ в точке К1 равен:

Это суммарный ток, протекающий в линии и в трансформаторе. Для расчета защиты необходимо знать только ток нулевой последовательности в линии. Расчетный ток в линии равен:

,

где - коэффициент разветвления.

Первая ступень земляной защиты КЗ-15 представляет собой токовую отсечку без выдержку времени . Ток срабатывания для этой ступени равен:

Для выбора уставок второй ступени защиты нужно рассчитать ток трехфазного КЗ за трансформатором в точке К2. Составляем схему замещения:

Ток трехфазного КЗ равен:

Третья ступень защиты МНТЗ нулевой последовательности резервирует первую ступень своего участка. Ее ток срабатывания равен:

,

,

где = 0,5 - коэффициент однотипности;

= 1,5…2 - коэффициент апериодической составляющей;

.



8. Проверка трансформатора тока на 10% погрешность

Проверить трансформатор тока установленный в цепи токовой защиты обратной последовательности, защиты от внешних симметричных КЗ и от симметричной перегрузки.

Действительная вторичная нагрузка трансформатора тока не должна превышать допустимой вторичной нагрузки в классе точности 10 (р).

Расчетные данные:

;

.

Согласно ПУЭ принимаем медный контрольный кабель, т.к. на ТЭЦ установлены генераторы мощность по 63 МВТ, тогда сечение контрольного кабеля - по условию механической прочности.

Рассчитываем сопротивление вторичной нагрузки.

Потребление реле: РТ-40/10 - 0,5 (В*А) при min уставке.

РТФ-9 - 20 (В*А/фазу) при номинальном токе.

Расчет ведется по наиболее нагруженной фазе, т.е. фазе «А».

- т.к. более трех реле на фазу (переходное сопротивление контактов).

-сопротивление одного реле РТ-40/10.

сопротивление одного реле РТФ-9.

Мы не учитываем нейтрального провода, т.к. эти резервные защиты работают при 3-х и 2-х фазных КЗ, а при этих режимах тока через нейтраль нет.

Определяем предельную кратность:



Тип применяемого трансформатора ТШВ-15.

По кривой 10%-й погрешности для трансформатора ТШВ-15 определяем допустимую вторичную нагрузку.

Т.к. > трансформатор работает в заданном классе точности.



9. Принципиально-монтажная схема МТЗ

В данном разделе дипломного проекта разрабатывается общий вид панели релейной защиты, ее электрическая схема соединений и подключений, журнал контрольных кабелей и принципиально-монтажная схема цепей релейной защиты.

9.1 Назначение реле и аппаратуры вторичной коммутации

- реле тока, реагирует на увеличение тока в линии при КЗ.

- реле времени, необходимо для выполнения селективности защиты.

- промежуточное реле, для размножения и усиления контактов.

- указательное реле, для подачи сигнала оперативному персоналу.

- испытательный блок, для удобства вывода в ремонт вторичных цепей.

- переключатель, для переключения питания с рабочих шинок на резервные.

- автомат, для защиты цепей от КЗ и перегрузок.

- шинка рабочего питания.

- шинка резервного питания.

- шинка сигнализации.

- лампа с белой линзой, означает «Блинкер не поднят».

- катушка отключения силового выключателя.

- блок-контакт силового выключателя.

- трансформаторы тока.

Принцип действия.

Основан на увеличении I при КЗ. Если произойдет 2-х фазное КЗ АВ на линии, то сработает реле и . Замкнув свои контакты в цепях - I и при этом соберется цепочка на . С выдержкой замкнет свой контакт. Получит питание и свой контакт замкнет в цепях сигнализации и загорится лампа . Поскольку питание получила катушка , то замкнет свой контакт и соберет цепочку на катушку выключателя. В последней цепочке блок-контакт разомкнется при его отключении и замкнется при его включении.

9.2 Описание работы принятой схемы распределения оперативного тока

- аккумуляторная батарея, которая работает в режиме постоянного подзаряда, т.е. при отсутствии аварии потребляет только токи саморазряда.

- выпрямитель, в нормальном режиме несет всю нагрузку по постоянному току, а при аварии переменный ток исчезает и ЩПТ питает нагрузку от аккумуляторов.

На ЩПТ устанавливаются устройства:

1. - устройство контроля изоляции.

2. - устройство контроля напряжения.

3. - устройство мигающего света.

Перечень и технические характеристики реле и аппаратуры

- силовой масляный выключатель, расположен на ОРУ-110 кВ.

- расположен у масляных выключателей внутри.

Блок-контакт и катушка расположены в приводе силового выключателя, т.е. на ОРУ-110 кВ.

Шинки оперативного тока и располагаются над панелью РЗ.

На панели РЗ располагаются , , , , , , , .



9.3 Компоновка аппаратуры и реле на фасаде панели релейной защиты

Реле и аппаратура вторичной коммутации располагаются на панели с учетом удобств при эксплуатации. В нижней части панели располагаются: , , . располагается в самом низу панели.

На боковых поверхностях панели с монтажной стороны располагаются вертикальные ряды зажимов (клемники), они необходимы для подключения контрольных кабелей, приходящих к панели. Кабели присоединяются к внешней стороне клемника, а от внутренней стороны отходят провода внутреннего монтажа.

Порядок расположения цепей на клемнике: в верхней части клемника находятся цепи ~I, затем цепи оперативного I (причем “+” не должен располагаться рядом с “-”), последними располагаются цепи сигнализации. Панель выбираем ПКР (панель каркасно-реечная).

Габариты панели 2400*800 мм.

Принимаем панели двухстороннего обслуживания и реле с задним присоединением проводов.

Общий вид панели - это вид панели с лицевой стороны, выполненный в масштабе.

Допустимые приближения аппаратов к краю панели и друг к другу определяются габаритами самих аппаратов и удобством монтажа и эксплуатации.

Каждому аппарату или реле присваивается порядковый номер от 01 до 10 по виду с монтажной стороны панели.

9.4 Схема электрических соединений и подключений для панели релейной защиты

Монтажная схема - это чертеж панели с монтажной стороны, выполняемый без монтажа, по которому производят соединение аппаратов и подключение их к клемникам.

На монтажной схеме изображаются:

1) Ряды зажимов;

2) Оперативные шинки;

3) Реле и аппараты с их внутренними схемами (рядом с каждым аппаратом указывается порядковый номер, условное обозначение и тип).

Соединения между реле и вторичной аппаратурой на монтажных схемах выполняются с помощью метода встречной маркировки, при этом в адресе встречной маркировки пишется порядковый номер и номер зажима того реле или аппарата, к которому направляется данный провод.

Каждой жилке приходящего контрольного кабеля присваивается свой номер:

~ I - A, B, C, N, 411;

~ U - A, B, C, N, 611;

- I - “+” - 01, “-” - 02;

Цепь отключения - 33;

Цепь включения - 03.

На один зажим реле или аппарата допускается присоединять два провода, а на одну клемму клемника можно подключить один провод со стороны монтажа и одну жилу контрольного кабеля с внешней стороны.

Схема электрических соединений и подключений для панели релейной защиты.

Контрольные кабели выпускаются:

~ I: U = 600 В;

- I: U = до 1000 В.

Эти кабели многожильные (наименьшее количество жил - 4).

АКВВБГ 4х4, где

А - алюминиевый;

К - контрольный кабель;

В - поливинилхлоридная изоляция (каждой жилки);

В - изоляция (самого кабеля);

Б - наличие брони на кабеле;

Г - без наружной бумажной оплетки;

4х4 мм - количество жил и их сечение.

Используем контрольный кабель данной марки, сечением 4мм.

Журнал контрольного кабеля.



10. Расчет среднегодовых технико-экономических показателей ТЭЦ

10.1 Абсолютные и удельные вложения капитала в новое строительство электростанции

В соответствии с «Нормами технологического проектирования» на проектируемой ТЭЦ применим блочную схему (котел - турбина).

Тип турбины - ПТ-80/100-130/13.

где:

- капиталовложения в головной (первый) блок (595950 тыс.руб.);

- капиталовложения в каждый последующий блок (327000 тыс.руб.);

- количество установленных блоков, шт.;

= 1,06 - коэффициент, учитывающий территориальный район строительства станции;

= 1 - коэффициент, учитывающий систему технического водоснабжения (при оборотной системе технического водоснабжения (градирни, пруды-охладители, брызгальные бассейны, водоемы и т.д.);

= 1,25 - коэффициент инфляции по вложениям капитала.

Удельные вложения капитала в электростанцию



где:

- абсолютные вложения капитала в строительство электростанции, тыс.руб.;

- установленная мощность станции, МВТ.

10.2 Энергетические показатели работы электростанции

Годовой отпуск теплоты с коллекторов электростанции.

Энергетические показатели работы электростанции в основном зависят от количества электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, количества тепловой энергии, отпущенной потребителям, и расхода условного топлива на производство этой продукции.

Часовой отпуск пара на производство из отборов турбин.

где:

= 185 т/ч - номинальный расход пара в производственный отбор;

= 2 - количество однотипных турбин, имеющих производственный отбор, шт.

Годовой расход пара из производственных отборов турбин.

= 5000 часов - число часов использования производственных отборов турбин в течении года.

Годовой отпуск теплоты на производственные цели.



где:

= 2,6 ГДж/т - разность энтальпии пара в производственном отборе и энтальпии возвращаемого конденсата с производства.

Часовой отпуск теплоты из отопительных отборов всех турбин.

где:

= 284 ГДж/ч - номинальный отпуск теплоты в отопительные отборы заданного типа турбины (номинальная тепловая нагрузка отопительных отборов);

= 2 - количество однотипных турбин, шт.

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин.

где:

= 511,2 ГДж/ч - часовой отпуск теплоты из отопительных отборов всех турбин;

= 5184 часов - число часов использования отопительного отбора в течении года.

Общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.



где:

- годовой отпуск теплоты из производственных отборов турбин, тыс.ГДж/год;

- годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, тыс.ГДж/год.

Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции.

Годовая выработка электрической энергии.

где:

= 126 МВТ - установленная мощность электростанции;

= 5500 часов - годовое число часов использования установленной мощности.

Годовой расход электрической энергии на собственные нужды в целом по ТЭЦ.

где:

= 11% - удельный расход электроэнергии на собственные нужды, %.

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты.



где:

= 7 кВТ*ч/ГДж - удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты;

- общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электрической энергии.

Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск электрической энергии.

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции.

где:

- годовая выработка электрической энергии в целом по станции, тыс.МВТ*ч/год;

- годовой расход электрической энергии на собственные нужды в целом по станции, тыс.МВТ*ч/год.

Годовой расход условного топлива.

Годовой расход условного топлива на энергетические котлы по топливной характеристике.



где:

= 2,42 ту.т./ч - расход топлива на холостой ход основного оборудования;

= 2 - число однотипных турбоагрегатов, шт.;

= 7000 ч - число часов работы турбоагрегата в среднем за год;

- годовой расход пара из производственных отборов всех турбин, тыс.т./год;

- годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, тыс.ГДж/год;

- годовая выработка электрической энергии, тыс.МВт*ч/год;

= 0,0665 ту.т./т пара - удельный расход топлива на 1 т пара производственного отбора;

= 0,0088 ту.т./ГДж - удельный расход топлива на единицу теплоты отопительного отбора;

= 0,348 ту.т./МВТ*ч - относительный прирост расхода топлива при возрастании нагрузки;

= 1,06 - поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива с учетом дополнительных расходов на пуски, остановки основного оборудования, регулирование нагрузки, содержание в горячем резерве, при отклонении параметров от номинальных.

Общий годовой расход условного топлива станцией.



где:

- годовой расход условного топлива на энергетические котлы, тыс.ту.т./год.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета расхода электроэнергии на собственные нужды.

где:

- годовой отпуск теплоты на производственные цели, тыс.ГДж/год;

- годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, тыс.ГДж/год;

= 0,92 - КПД энергетического котла (относительная величина);

= 0,98 - КПД сетевого подогревателя (относительная величина);

= 0,98 - КПД теплового потока (относительная величина);

= 1,03 - коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива, связанный с неустановившимися режимами работы при отпуске теплоты из отборов.

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии без учета расхода электроэнергии на собственные нужды.



где:

- общий годовой расход условного топлива станцией, тыс.ту.т./год;

- годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета расхода электроэнергии на собственные нужды, тыс.ту.т./год.

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

где:

- годовая выработка электроэнергии, тыс.МВТ*ч/год;

- годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электрической энергии, тыс.МВТ*ч/год.

Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии (теплоты) с учетом расхода электроэнергии собственных нужд.

где:

- годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты, тыс.МВТ*ч/год;

- удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, гу.т./кВТ*ч.

Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учетом электроэнергии собственных нужд.



Удельные расходы условного топлива, КПД станции.

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

где:

- годовой отпуск электрической энергии с шин станции, тыс.МВТ*ч/год.

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты.

- общий годовой отпуск теплоты с коллектора ТЭЦ, тыс.ГДж/год.

КПД электростанции по отпуску электрической энергии.

где:

3,6 - тепловой эквивалент, используемый при переводе электроэнергии в теплоту, ГДж/МВТ*ч.

КПД электростанции по отпуску теплоты.



- удельный расход условного топлива на отпуск теплоты, кг е.т./ГДж.

Коэффициент использования топлива.

Годовой расход натурального топлива с учетом потерь.

Расход натурального топлива энергетическими котлами.

- годовой расход условного топлива на энергетические котлы, тыс.ту.т./год;

= 17484 кДж/кг - удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в энергетических котлах;

= 1,9% - предельная норма естественных потерь топлива в зависимости от вида топлива.

Проектная себестоимость производства энергетической продукции электростанции.

= 2 руб./м2 - средняя базовая ставка земельного налога за производственную площадь;

= 2,4 - коэффициент увеличения средней ставки земельного налога за счет статуса города, развития социально-культурного потенциала;

= 2592 - коэффициент инфляции к базовой ставке земельного налога за производственную площадь.

Средняя ставка земельного налога для земель, занятых водоохладителями, прудами

где:

= 17,35 руб./га - средняя ставка земельного налога за земли, занятые водоохладителем;

= 3,6 - коэффициент инфляции к ставке земельного налога на земли, занятые водоохладителем.

Определение платы за землю

- общая площадь земли, отводимая под площадку электростанции, м2;

- площадь земли, занятая водоохладителем, га;

= 12,4 руб./м2 - средняя ставка земельного налога за производственную площадь электростанции;

= 62,5 руб./га - средняя ставка земельного налога за земли, занятые водоохладителем.

Другие (прочие) отчисления.



где:

= 1,1% - норматив других (прочих) отчислений в зависимости от вида сжигаемого топлива.

Прочие затраты (всего).

10.3.6. Годовые издержки электростанции по экономическим элементам затрат.

10.3 Калькуляция проектной себестоимости электрической и тепловой энергии

Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию.

где:

- годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом собственных нужд, тыс.ту.т./год;

- годовой расход условного топлива в целом по электростанции, тыс.ту.т./год.

Коэффициент распределения затрат на тепловую энергию.

где:

- годовой расход условного топлива на отпуск тепловой энергии с учетом электроэнергии собственных нужд, тыс.ту.т./год.

Годовые издержки, отнесенные на отпуск электроэнергии.

издержки на топливо, приходящиеся на отпуск электроэнергии

материальные затраты (без учета топлива), приходящиеся на отпуск электрической энергии



Годовые издержки, отнесенные на отпуск тепловой энергии.

где:

- коэффициент распределения затрат на тепловую энергию;

- годовые издержки электростанции по экономическим элементам затрат (общие), тыс.руб./год;

- годовые издержки, отнесенные на отпуск электроэнергии, тыс.руб./год;

издержки на топливо, приходящиеся на отпуск тепловой энергии



Себестоимость производства электроэнергии.

Себестоимость отпущенной тепловой энергии.

топливная составляющая по отпуску тепловой энергии (теплоты)



Структура затрат.



11. Охрана труда

11.1 Операции с релейной защитой и электроавтоматикой при опробовании оборудования, линий и шин включением их под напряжение

1.1. Опробование оборудования и шин без быстродействующих защит запрещается.

1.2. При опробовании оборудования перед включением выключателя оперативный персонал должен:

- убедиться, пользуясь имеющейся сигнализацией, в исправности выключателя и в наличии постоянного тока на панели защиты и в цепях управления выключателя;

- убедиться, что на опробуемом присоединении включены все защиты и в том числе быстродействующая защита;

- при наличии на защите опробуемого присоединения устройства ускорения, вводимого в действие отключающим устройством или рубильником с надписью «Опробование» или «Ускорение», необходимо включить его согласно указаниям по обслуживанию этой защиты;

- отключить действие АПВ и АВР на выключатель, которым будет производится опробование;

- отключить ДЗШ при опробовании выключателя после ревизии подачей на него напряжения с противоположного конца линии или через трансформатор (если трансформаторы тока этого присоединения подключены к ДЗШ).