Электрическая часть ТЭЦ

Грубый орган реле РТФ — 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;- токовая защита с пуском по минимальному напряжению — резервная от симметричных КЗ;- защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;- максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;- цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;- односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени — для защиты генератора. Защиты трансформаторов собственных нужд. Устанавливаются следующие виды защит: — от повреждений внутри кожуха и на выводах — продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ — 565;- от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла — газовая защита;- от внешних КЗ, а так же для резервирования защит — МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;- от перегрузки — МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал. Защита шин.

Устанавливаются следующие виды защит: — дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;- на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;- на обходном выключателе — четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;- на шиносоединительном выключателе — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;- на шиносоединительном выключателе — трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю. Защита ЛЭПУстанавливаются следующие виды защит: — высокочастотная защита;- трёхступенчатая дистанционная защита;- токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю;- двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени;- мгновенная токовая отсечка.

8 Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов.

Выбор измерительных приборов.Турбогенератор.Статор:

Тип прибора.

Класс точности.

Амперметр в каждой фазе.

Э — 3771,5Вольтметр

Э — 3771,5Ваттметр

Д — 3651,5Варметр

Д — 3652,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0Счётчик реактивной энергии.

И — 675 М²,0Регистрирующие приборы:

Ваттметр Н — 3951,5Амперметр

Н — 3931,5Вольтметр

Н — 3931,5Ротор:

Амперметр

Э — 3771,5Вольтметр

Э — 3771,5Регистрирующий амперметр

Н — 3931,5Блочный трансформатор. ВН: Амперметр

Э — 3771,5Трансформатор связи. НН: Амперметр

Э — 3771,5Ваттметр

Д — 3651,5Варметр с двухсторонней шкалой.

Д — 3652,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0Счётчик реактивной энергии.

И — 673 М²,0ВН: Амперметр

Э — 3771,5Трансформатор собственных нужд. Сторона питания:

Амперметр

Э — 3771,5Ваттметр

Д — 3651,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0Ввод к секциям 6,3 кВ: Амперметр

Э — 3771,5Ваттметр

Д — 3651,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0ЛЭП 110 кВ: Амперметр

Э — 3771,5Ваттметр

Д — 3651,5Варметр

Д — 3652,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0Счётчик реактивной энергии.

И — 673 М²,0ЛЭП 10 кВ: Амперметр

Э — 3771,5Счётчик активной энергии.

И — 6751,0Счётчик реактивной энергии.

И — 673 М²,0Выбор трансформаторов тока. Цепь генератора. Встроенные в токопровод трансформаторы тока у генераторов 63 МВт ТШЛ20Б — I6000/5, 100 МВт ТШЛ20Б — I 8000/5 [3]Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл.

8.1. Таблица 8.1Прибор

ТипКол-во.

Потребляемая мощность, В· АФаза АФаза ВФаза САмперметр

Э-37 730,10,10,1Ваттметр

Д-36 510,5−0,5Варметр

Д-36 510,5−0,5Счётчик активной энергии.

И-67 512,5−2,5Счетчик реактивной энергии.

И-675М12,52,52,5Регистрирующий ваттметр

Н-395 110−10Регистрирующий амперметр

Н-3 931 101 010.

Суммарная нагрузка26,112,626,1Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз, А и СSприб = 26,1 В· Аrприб=Sприб/ I22 = 26,1/ 52 = 1,04 ОмТогдаrпр = Z2 ном — rприб — rк, где rк — сопротивление в контактах, Ом;rпр — сопротивление соединительных проводов, Ом;Z2 ном — номинальная нагрузка, Ом. rпр = 1,2 — 1,04 — 0,1 = 0,06 Ом. Ориентировочная длина l = 10 м. Для турбогенератора 63 МВт расчётное сечение алюминиевых проводов (ρ = 28,3· 10−9 Ом· м):Выбираем кабель АКРВГ с жилами 5 мм². Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (ρ = 17,5· 10−9 Ом· м). Для турбогенератора 100 МВт расчётное сечение:

Выбираем кабель с жилами 3 мм². Цепь собственных нужд. В трансформатор СНвстроены трансформаторы тока типа ТВТ 35 — I- 600/5([3] табл. 5.11 стр. 318). С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТШЛП -10−1000/5 ([3]).Iр.мах = 881 А < Iн = 1000 АUр. мах = 6 кВ < Uн = 10 кВПодсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 8.2Таблица 8.2Прибор

ТипКол-во.

Потребляемая мощность, В· АФаза АФаза ВФаза САмперметр

Э-37 730,50,50,5Ваттметр

Д-36 510,50,5Счётчик активной энергии.

И-67 512,5Суммарная нагрузка1,03,01,0Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазы В. rприб = Sприб/Iр = 3,0/52 = 0,12 ОмТогдаrпр = Z2 ном — rприб — rк, гдеZ2ном = 0,8 Омrпр = 0,8 — 0,12 — 0,01 = 0,58 Ом. Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

Принимаем кабель АКРВГ с жилами 2,5 мм². Цепь пускорезервных собственных нужд. В трансформатор встроены трансформаторы тока:

в трансформатор с Uвн = 10 кВ — ТВТ — I- 600/5 В трансформатор с Uвн = 110 кВ — ТВТ 110 — I- 200/5С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТШПЛ — 10 — 1600/5Iр.мах = 1445 А < Iн = 1600 АUр. мах = 6 кВ < Uн = 10 кВ. ТТ нагружен аналогично цепи СН (таблица8.

2). Используем кабель АКРВГ — с жилами 2,5 мм².РУ — 110 кВ. Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ -110Б — I 300/5Iр.мах = 294,27 А < Iн = 300 АПроверку производим по следующим условиям: iу = 18,58 кА < iдин = 63 кА — динамическая стойкость. Вк = 3,6 < 13 2· 3 = 507 — термическая стойкость. Требуемый класс точности — 0,5.Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице8.

3Таблица 8.3Прибор

ТипКол-во.

Потребляемая мощность, В· АФаза АФаза ВФаза САмперметр

Э-37 730,50,50,5Ваттметр

Д-36 510,50,5Варметр

Д-36 510,50,5Счётчик активной энергии.

И-67 512,5Счетчик реактивной энергии.

И-675М12,5Регистрирующий амперметр

Э-37 711 010.

Суммарная нагрузка11,55,511,5Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз, А и С. Sприб = 11,5 В· Аrприб=Sприб/ I22 = 11,5/ 12 = 11,5 Омrпр = Z2 ном — rприб — rк, где Z2 ном = 20 Омrпр = 20 — 11,5 — 0,1 = 8,4 Ом. Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм². Трансформаторы связи 110/10 кВ. Высшая сторона 110 кВВстроенные трансформаторы тока типа ТВТ — 110 — 600/1Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э — 377 с Sприб = 0,5 В· А. Тогда rприб = 0,5/12 = 0,5 ОмДопустимая нагрузка 20 Омrпр = 20 — 0,5 — 0,1 = 19,4 Ом. Сечение провода:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2Низкаясторона 10 кВВстроенные трансформаторы тока типа ТВТ — 10 — 6000/5Iр.мах = 5600 АПодсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице8.

4Таблица 8.4Прибор

ТипКол-во.

Потребляемая мощность, В· АФаза АФаза ВФаза САмперметр

Э-37 710,5Ваттметр

Д-36 510,50,5Варметр

Д-36 510,50,5Счётчик активной энергии.

И-67 512,5Счетчик реактивной энергии.

И-675М12,5Суммарная нагрузка1,05,51,0Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазы.

В.Sприб = 5,5 В· Аrприб=Sприб/ I22 = 5,5/ 12 = 5,5 Омrпр = Z2 ном — rприб — rк, где Z2 ном = 20 Омrпр = 20 — 5,5 — 0,1 = 14,4 Ом. Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм². Выбор трансформаторов напряжения. Цепь генератора.В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ — 1/20- 63У2([3])Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в таблицу8.

5Таблица 8.5Прибор

ТипSобм, В· АЧисло паралл. катушекcosφsinφЧисло приборов.

Общая мощность.

Р, ВтQ, Вар

ВольтметрЭ-377 211 012.

Ваттметр

Д-3651,521 026.

Варметр

Д-3651,521 013.

Датч. акт.

мощности.

Е-82 910−10 110.

Датч. реакт. мощности.

Е-83 010−10 110.

Счётчик акт.

эн.И-6752.

Вт20,380,925 149,7Ваттметр регистр. Н-39 510 210 120.

Вольтметр регистр

Н-39 310 110 110.

Частото-метр

Э-372 311 026.

Сумма719,7Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: Sд = 75 В· АТогда имеем: S2∑ < Sдоп.

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.Шины 110 кВНа шинах устанавливаем трансформатор типа НКФ — 110 — 58Т1([3] табл. 5.13 стр. 334).Подсчитаем его вторичную нагрузку (таблица8.

6)Таблица 8.6Прибор

ТипSобм, В· АЧисло паралл. катушекcosφsinφЧисло приборов.

Общая мощность.

Р, ВтQ, Вар

ВаттметрД-3651,521 013.

Варметр

Д-3651,521 013.

Счётчик реакт. эн. И-75М3 Вт20,380,92 513×214,6Счётчик акт.

эн.И-6753.

Вт20,380,92 513×214,6Вольтметр регистр

Н-39 310 210 120.

Сумма3829,2Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В· А, что выше чем S2∑.Следовательно, ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.9 Выбор конструкции и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте.

ОРУ 110 кВРаспределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Как правило РУ напряжением от 35 кВ выполняются открытыми. Конструкция ОРУ обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Надежность ОРУ достигается правильным выбором расстояния между токоведущими частями. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУвыбирается в соответствии с правилами ПУЭ. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по высоте и ширине. Гибкие шины крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сантиметров и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. ОРУ всегда ограждается от остальной территории станции забором высотой не менее 1,6 м сетчатым ограждением. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом.

Для крепления проводов предусмотрены порталы. Линейные и шинные порталы и все опорыпод аппаратами — стандартные, железобетонные. ГРУ 10кВОбслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Неизолированные токоведущие частиво избежание случайных прикосновений должны быть помещены в камеры или ограждены. Генераторные распределительные устройства, сооружаемые на ТЭЦ, выполняются с применением сборных и комплектных ячеек. В ГРУ 10 кВ предусмотрены 2 секции сборных шин к каждой из которых присоединен генератор 63 МВт. К двум секциям присоединены трех обмоточные трансформаторы связи. ГРУ рассчитано на ударный ток до 300 кА. Здание одноэтажное с пролетом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ. В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки с генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м. У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных тоннелях.

Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами, установленными в двух камерах. Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шкафов КРУ, рассчитанный на выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей. Следует обратить внимание на то, что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи со стороны открытого РУ. Такое расположение помогает осуществить соединение генераторов и трансформаторов связис ячейками ГРУ с помощью гибких подвесных токопроводов.

Список использованных источников

1.Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций». — М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

2. Методические указания по курсовому проектированию. — Мн.: БГПА, 1982 г.

3.Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций». — М.: Энергоатомиздат, 1989 г.