Возможность постройки тепловой электростанции для ОАО «Челябинский тракторный завод»

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ
• 1.1 Выбор тепловой схемы
• 1.2 Выбор турбины
• 1.3 Определение тепловых нагрузок
• 1.3.1 Сезонная нагрузка
• 1.3.2 Круглогодичная нагрузка
• 1.3.3 Распределение тепловой нагрузки
• 1.3.4 Выбор оборудования
• 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 2.1 Разработка структурной схемы станции
• 2.2 Выбор генераторов
• 2.3 Расчет токов К.З.
• 2.4 Проверка установленного оборудования
• 2.5 Выбор нового оборудования
• 2.5.1 Выбор генераторного выключателя
• 2.5.2 Выбор кабеля в цепи генератора
• 2.5.3 Трансформаторы тока в токопроводе генератора
• 2.5.4 Выбор трансформатора напряжения
• 2.6 Система собственных нужд
• 2.6.1 Выбор источника собственных нужд
• 2.6.2 Выбор кабеля в цепи КТП
• 3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
• 3.1 Защиты, используемые на СШ-10 кВ
• 3.1.1 Дуговая защита
• 3.1.2 Неполная дифференциальная защита шин
• 3.1.3 Защита от замыканий на землю
• 3.1.4 Логическая защита шин
• 3.2 Защита генераторов
• 3.3 Релейная защита КТП 10/0,4 кВ
• 3.4 Релейная защита кабельных линий 10 кВ
• 3.5 Релейная защита СВ
• 4. СОСТАВЛЕНИЕ БЛАНКОВ ДЛЯ ВИРТУАЛЬНОГО ТРЕНАЖЕРА ПО ОПЕРАТИВНЫМ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ
• 4.1 Мостик
• 4.1.1 Основные группы операций при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика при наличии ремонтной перемычки на разъединителях
• 4.1.2 Последовательность операций и действий персонала при выводе в ремонт трансформатора (например, Т1)
• 4.1.3 Отключение линии W1(схема мостика рассматривается как схема станции)
• 4.2 Две рабочие системы шин с обходной
• 4.2.1 Замена выключателя присоединения обходным
• 4.2.2 Перевод присоединений с одной системы шин на другую
• 4.2.3 Вывод в ремонт трансформатора Т1
• 4.3 Четырехугольник
• 4.3.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника59
• 4.3.2 Вывод в ремонт линии W1
• 4.3.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме четырехугольника (например, Q1)
• 4.4 Одна секционированная рабочая шина с обходной
• 4.4.1 Замена выключателя присоединения через обходным
• 4.4.2 Отключение линии W1
• 4.4.3 Отключение трансформатора T1
• 4.5 Две рабочие системы шин и два выключателя на цепь
• 4.5.1 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме с двумя рабочими системами шин и двумя выключателями на цепь (например Q2)
• 4.5.2 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника66
• 4.5.3 Отключение линии W1
• 4.6 Сдвоенный четырехугольник
• 4.6.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника68
• 4.6.2 Вывод в ремонт линии W1
• 4.6.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме сдвоенного четырехугольника (например Q1)
• 5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
• 5.1 Общие положения
• 5.2 Электробезопасность
• 5.3 Производственная санитария
• 5.4 Освещение
• 5.5 Пожаробезопасность и взрывоопасность
• 5.6 Охрана окружающей среды
• 5.7 Требования безопасности к эксплуатации электрической части станции
• 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 6.1 Описание энергетического баланса предприятия, определение величины энергетической товарной продукции
• 6.2 Численность, режим работы и состав персонала
• 6.3 Объем капитальных вложений в электростанцию
• 6.4 Расчет себестоимости производства энергии
• 6.5 Годовой расход и затраты на топливо
• 6.6 Расчет амортизационных отчислений по станции
• 6.7 Расчет годовых затрат на заработную плату
• 6.8 Расчет годовых затрат на текущий ремонт
• 6.9 Расчет общестанционных расходов
• 6.10 Расчет коэффициента готовности станции к выдаче плановой мощности
• 6.11 Основные технико-экономические показатели
• 6.12 Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
• ВВЕДЕНИЕ

На Челябинском тракторном заводе в кузнечном цехе до настоящего времени в процессе производства использовался пар, получаемый от четырех котлов ГМ-50−14/250. Теперь пар будет заменен сжатым воздухом, получаемым от другой установки. В связи с этим котлы ГМ -50−14/250 использоваться не будут. Демонтировать эти котлы невыгодно. Во-первых, для этого потребуются определенные затраты. Во-вторых, котлы работоспособны, и их можно использовать в производстве. К котлам можно подключить турбины с генераторами, что позволит вырабатывать электрическую и тепловую энергию.

В данном проекте рассматривается возможность постройки ТЭЦ для производственных нужд ОАО «ЧТЗ» (мощностью до 30 МВт) с использованием имеющихся на заводе котлов. К котлам можно подключить турбины с генераторами, что позволит вырабатывать электрическую и тепловую энергию.

В результате затраты завода на покупку электрической энергии будут меньше, при этом наличие собственной ТЭЦ дает возможность покупать электроэнергию на федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЕМ).

1 ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИИ

1.1 Выбор тепловой схемы Рисунок 1.1 Тепловая схема ТЭЦ

1.2 Выбор турбины Основным критерием выбора турбины являются параметры пара, производимого котлами находящимися на заводе ЧТЗ.

Необходимо принять к установке турбины с абсолютным давлением и температурой пара равным абсолютному давлению и температуре пара котлов ГМ — 50 — 14/250. Турбины, используемые для вращения генераторов малой мощности, требуют абсолютное давление пара 3,2−3,5 МПа, следовательно, они не подходят. Требуемым характеристикам соответствуют приводные турбины.

Поскольку абсолютное давление пара за турбиной должно быть порядка 0,2 МПа, то необходима турбина приводная противодавленческая.

Принята к установке турбина приводная противодавленческая Р — 11 — 1,5/0,3 П.

4 котла ГМ — 50 — 14/250 производят 200 т/ч, 3 турбины Р — 11 — 1,5/0,3 П, на каждую расход пара 108 т/ч.

Турбины рассчитаны на максимальные параметры свежего пара Р = 1,47 МПа, t = С с давлением за турбиной Р_к = 0,243 МПа.

Для работы в системе «котлы — турбина» принимаем Р₀ =1,4•0,9 = 1,26 МПа, t₀ = 245С, Р_к = 0,2 МПа.

Рисунок 1.2 hS-диаграмма кДж/К (1.1)

Д ₀ = 108 т/ч = 30 кг/с кВт (1.2)

2 бар > t_нас = 120^оС•h' = 504,7 кДж/К (1.3)

Так как турбины работают на пониженных параметрах (зависит от работы котлов) и с электрогенераторами, а не с питательными насосами, то и частота вращения снижена до 50 об/сек.

Параметры турбины сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Турбина приводная противодавленческая

Теплота на подогрев сетевой воды от отработавшего в турбине пара:

кВт (1.4)

идет на нагрев сетевой воды.

1) t_{пр с в} = 115С.

2) t_{пр с в} = 130С, t_обр = 60С.

(1.5)

3) t_пр = 95С, t_об = 70С.

(1.6)

(1.7)

Турбина будет установлена в здании старой котельной.

1.3 Определение тепловых нагрузок Для определения сезонной и круглогодичной тепловых нагрузок необходима следующая информация:

1. Расчетная температура воздуха проектирования отопления t_но, С -29

2. Расчетная температура воздуха проектирования вентиляции t_нв, С -15

3. Средняя температура наиболее холодного месяца t_нхм, С-9,3

4. Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений t _в, С+18

5. Расчетная температура горячей воды у абонента t _г, С+65

6. Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний

период t _х, С+15

7. Расчетная температура холодной водопроводной воды в летний

период t _х, С +5

8. Количество квадратных метров площади F, м ² 18 000

9. Количество работников z, чел.600

10. Укрупненный показатель максимального теплового потока на

отопление зданий на 1 м ² общей площади q ₀, Вт/м ² 81

11. Укрупненный показатель максимального теплового потока на

вентиляцию зданий на 1 м ² общей площади q_в, Вт/м ² 67

12. Норма среднего недельного расхода горячей воды при t_г = 60С для производственных помещений, а, л/сут115

13. Норма среднего недельного расхода горячей воды при t_г = 60С для общественных и административных зданий, b, л/сут 20

1.3.1 Сезонная нагрузка Учитывая то обстоятельство, что производственно-отопительная котельная рассчитывается для трех режимов работы, необходимо, чтобы нагрузки отопления и вентиляции были определены для следующих температур наружного воздуха:

— температура начала отопительного периода t_н = С;

— средняя температура наиболее холодного месяца t_нхм = - 9,3С;

— расчетная температура воздуха проектирования отопления t_но = -29С.

Расчетная нагрузка отопления (при t_но):

кВт (1.8)

Расчетная нагрузка вентиляции (при t_нв)

кВт (1.9)

здесь k₁ = 0,25 — коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания;

k₂ = 0,6 — коэффициент, учитывающий тип застройки зданий.

Нагрузка отопления и вентиляции при t_н = С:

кВт (1.10)

кВт (1.11)

Нагрузка отопления и вентиляции при t_нхм = - 9,3С:

кВт

кВт

1.3.2 Круглогодичная нагрузка Нагрузка ГВС рассчитывается для двух режимов температур наружного воздуха: зимнего и летнего.

· Зимний режим Абонент должен получать горячую воду с расчетной температурой t_г = 65С, поэтому необходимо пересчитать норму средненедельного расхода горячей воды:

л/сут.

Средненедельный расход тепла на ГВС:

; (1.12)

кВт.

Среднесуточный расход тепла на ГВС:

кВт. (1.13)

Балансовый расход тепла на ГВС:

кВт. (1.14)

Расчетный (максимально-часовой) расход тепла на ГВС:

кВт. (1.15)

· Летний режим Для летнего режима температур наружного воздуха характерно снижение нагрузок ГВС вследствие повышенных наружных температур и температуры холодной водопроводной воды.

Средненедельный расход тепла на ГВС:

кВт. (1.16)

Среднесуточный расход тепла на ГВС:

кВт.

Балансовый расход тепла на ГВС:

кВт.

Максимальная тепловая нагрузка:

кВт = 1,2. (1.17)

Минимальная тепловая нагрузка:

· Летом на ГВС 20,8 кВт

· Осенью: кВт.

1.3.3 Распределение тепловой нагрузки Существующие потребители с получением тепла с ЧТЭЦ-2 по 1 и 3 вводу:

СМП — 10.

ЦБС — 12.

МЗ — 20 (см. рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 Схема теплоснабжения завода

1.3.4 Выбор оборудования Принимаем к установке 3 питательных насоса 8КсД-5х³. Характеристика насоса указана в таблице 1.2.

Таблица 1.2- Характеристика питательного насоса

Примем к установке 3 сетевых подогревателя БО-350−2. Данные на подогреватели сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 — Характеристика сетевого подогревателя

Примем к установке 2 Сетевых насоса СЭ-1250−140. Характеристика насосов представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4 — Характеристика сетевого насоса

Так как с установкой трех турбин появляется 58,719 МВт тепла в виде сетевой воды, т. е. есть реальная возможность производить свое тепло за счет отработавшего в турбинах пара и отказаться от покупки тепла у ЧТЭЦ-2. Кроме того выработка электроэнергии в кол-ве 24,444 МВт решит проблему рентабельности теплосилового цеха ОАО «ЧТЗ».

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ При разработке электрической схемы станции будет использоваться электрическая схема снабжения завода «ЧТЗ» (рисунок 2.1). Электроэнергию завод получает по двум воздушным линиям 110 кВ от ЧТЭЦ-2. На заводе находятся две понижающие подстанции ГПП-1 и ГПП-2. ВЛ 110 кВ от ЧТЭЦ-2 подключены к ГПП-1, связанной с ГПП-2 также воздушными линиями. ГПП-1 и ГПП-2 состоят из двух распределительных устройств, соединенных трансформаторами связи, открытого и закрытого типа 110 и 10 кВ соответственно. Схема завода включает в себя распределительные пункты 10, 6, 3 кВ и трансформаторные подстанции. Для подключения генераторов были выбраны два распределительных пункта РП-53 и РП-80 10 кВ. Распределительные пункты выбирались по следующим критериям:

1) Класс напряжения 10 кВ;

2) Максимальная мощность;

3) Расположение вблизи котельной;

4) Наличие свободных ячеек.

Только РП-53 и РП-80 соответствуют этим критериям.

РП-53 и РП-80 подключены кабельными линиями к ЗРУ 10 кВ ГПП-2. На каждый распределительный пункт приходиться по две линии. По линии на секцию.

Длинна кабеля необходимая для подключения генератора к РП-53 составляет 120 м, к РП-80 — 400 м.

Рисунок 2.1 Схема электроснабжения завода «ЧТЗ»

2.1 Разработка структурной схемы станции Для рассмотрения принято два варианта структурной схемы изображенных на рисунках 2.2, 2.3. Рассмотрим схему изображенную на рисунке 2.2. Эта схема предусматривает постройку ГРУ. ГРУ облегчает подключение генераторов и потребителей к схеме завода. Но постройка ГРУ затруднена отсутствием места для его постройки вблизи здания котельной, где будут располагаться генераторы.

Следовательно, этот вариант не подходит.

Рассмотрим вариант подключения генераторов непосредственно к РП-53 и РП-80 (рисунок 2.3). В этом случае снижаются затраты на строительство и оборудование, а также количество проводимых работ. Окончательно принимаем структурную схему изображенную на рисунке 2.3.

Рисунок 2.2 Схема станции с подключением генераторов к шинам ГРУ Рисунок 2.3 Схема станции с подключением генераторов непосредственно к существующим распределительным пунктам

2.2 Выбор генераторов С учетом того что выбранная турбина работает с пониженными параметрами (электрическая энергия выдаваемая одним генератором не превысит 8,148 МВТ), принимаем к установке три генератора ТФ-10−2. Параметры генератора сведены в таблицу 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1- Номинальные параметры генератора.

Таблица 2.2- Реальные параметры генератора.

Генераторы в месте с турбинами устанавливаются в здании котельной (ТСК).

2.3 Расчет токов К.З.

Проведем проверку установленного в распределительных пунктах РП-53 и РП-80 оборудования по токам К.З.

Используя ток короткого замыкания указанный в задании, находим мощность К.З. системы. Расчет токов К.З. проведен в программе «Energo», схема расчета представлена на рисунке 2.4. С целью уменьшения токов К.З. на шинах РП-53 и РП-80 секции этих РП и секции ЗРУ 10 кВ работают раздельно.

Рисунок 2.4 Расчетная схема токов К.З.

Полученный ток во всех точках К.З. одинаков.

Токи К.З.:

— Ток К. З. от системы — 9,511 кА;

— Ток К. З. от генератора — 5,686 кА;

— Ток в точке К.З. — 15,2 кА.

Произведем проверку установленных в РП выключателей.

2.4 Проверка установленного оборудования В РП-53 установлены выключатели ВМГ-133, а в РП-80 ВМП-10.

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.

В сетях 6…20 кВ применяются малообъемные масляные выключатели, выключатели с магнитным гашением дуги, вакуумные и элегазовые. В качестве генераторных выключателей мощных блоков и синхронных компенсаторов применяются так же воздушные выключатели.

Выключатели выбирают:

a) по номинальному напряжению

U_уст U_ном, (2.1)

U_уст = 10,5 кВ

b) по номинальному току

I_max I_ном, (2.2)

I_max = 600 кА (РП-53), I_max = 800 кА (РП-80) (из задания)

c) по отключающей способности.

По ГОСТ 687–78Е отключающая способность выключателя характеризуется следующими параметрами: номинальным током отключения I_{отк.ном} в виде действующего значения периодической составляющей отключаемого тока;

допустимым относительным содержанием апериодической составляющей в токе отключения _н, %;

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} и _н отнесены к моменту прекращения соприкосновения дугогасительных контактов выключателя. Время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяют по выражению:

= t_з.min + t_с.в, (2.3)

где t_з.min = 0,01 c — минимальное время действия релейной защиты; t_с.в — собственное время отключения выключателя (по каталогу).

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} задан в каталоге на выключатели.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей (нормированная асимметрия номинального тока отключения) в отключаемом токе

(2.4)

где i_а.ном — номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе в момент размыкания дугогасительных контактов, для времени ф. _н задано ГОСТом в виде кривой _н = f (), приведенной на рисунок 2.5, или определяется по каталогу.

Рисунок 2.5 Нормированное содержание апериодической составляющей.

Если ф > 0,09с, то принимают _н = 0.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

I_п. I_{отк.ном}, (2.5)

где I_п. — действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени, определяется расчетом.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания i_а. в момент расхождения контактов по условию

(2.6)

Если условие I_п. I_{отк.ном} — соблюдается, а i_а. i_а.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания:

; (2.7)

;

= 8,6 кА.

Отключающая способность выключателя определяется током отключения, который записывается в число его паспортных показателей. Т^/_д = 0,07с — постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.

i_у? i_дин; I_{n (0)}? I_дин (2.8)

где i_дин — наибольший ток электродинамической устойчивости

I_дин — действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

(2.9)

= 33,2 кА².

где В_к — тепловой импульс по расчету; I_тер — предельный ток термической стойкости по каталогу; t_тер — длительность протекания тока термической стойкости по каталогу; Т_ад = 0,04 с — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

Ударный ток короткого замыкания во всех случаях определяется по формуле:

; (2.10)

= 26,3 кА.

Сравнение расчетных и каталожных данных выключателей отходящих линий сведены в таблицу 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3 — Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель ВМГ-133, установленный в РП-53

Таблица 2.4 — Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель ВМП-10, установленный в РП-80

Из таблиц 2.3 и 2.4 видно, что выключатели по своим характеристикам подходят к новым условиям работы.

Поскольку выключатели установлены в КРУ, то проверка остального оборудования не требуется.

Секционные выключателя не проверяются, поскольку не изменилась нагрузка на секциях, но так как они рассчитаны на ток 20 кА, то их работа допускается только в том случае, когда работают два присоединения с ГПП-2, два генератора или одно присоединение с ГПП-2 и один генератор.

2.5 Выбор нового оборудования

2.5.1 Выбор генераторного выключателя В качестве генераторного выключателя примем к установке выключатель элегазовый VF12,08,20.

Разъединители не устанавливаются, т.к. ячейки КРУ КУ-10 идут в комплекте с втычными разъединителями и выполнены с возможностью выкатывания тележки выключателя. Т. е. необходимости в установке разъединителей нет.

Сравнение расчетных и каталожных данных сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 — Сравнение расчетных и каталожных данных на выключатель элегазовый VF12,08,20

2.5.2 Выбор кабеля в цепи генератора Проверку производим:

— по напряжению U_устU_н.каб.;

— по экономической плотности тока S_эк=I_раб/j_эк (j_эк=2,5 при Т_м5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией);

— по длительно допустимому току I_{раб. макс.}= 470 А I`_дл.доп,

где I`_дл.доп — длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k₂ /ПУЭ/,

I`_дл.доп= k₁ k₂ I_дл.доп. (2.11)

Выбираем два кабеля с медными жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке, U_н.каб =10 кВ, трехжильный.

Определяем экономическое сечение

S_эк=470/2,5= 188 мм².

Принимаем два трехжильных кабеля 395 мм².

По ПУЭ находим I_дл.доп=530 А для двух кабелей данного типа, k₂=1, k₁=0,9 при расстоянии между кабелями 300 мм, тогда по формуле (2.11):

I`_дл.доп= 0,9 1530 = 477 А >470 А.

Определим минимальное сечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ (С=141, В_К=33,2 кА²с из расчета выключателя)

S_мин=мм².

Принятое выше сечение больше минимального, следовательно, кабель проходит по термической устойчивости.

2.5.3 Трансформаторы тока в токопроводе генератора Намечен к установке трансформатор ТПЛК-10 УЗ. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6-Сравнение расчетных и каталожных данных на трансформатор ТПЛК-10 УЗ

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТПЛК-10 УЗ.

Рисунок 2.6 — Размещение приборов в цепи генератора Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 2.7). Из таблицы 2.7 видно, что наиболее загружен ТТ фазы, А и С.

Таблица 2.7 — Перечень приборов в цепи генератора

r_пр ==0,224 Ом;

r_пр = 1,2 0,224 — 0,1=0,876 Ом;

l = 40 м;

мм².

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

2.5.4 Выбор трансформатора напряжения Для подключения приборов синхронизации использован установленный трансформатор напряжения НТМИ-10. Для класса напряжения 1номинальная мощность трансформатора S_ном = 200 ВА.

Проверка по вторичной нагрузке:

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 2.8.

Таблица 2.8 — Перечень приборов на ТН на СШ 10,5 кВ

S =16 ВА;

S S_ном.

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм².

2.6 Система собственных нужд

2.6.1 Выбор источника собственных нужд В качестве источника питания системы собственных нужд будет использоваться комплектная трансформаторная подстанция находящаяся в здании подключенная к РП-53. Поскольку в КТП установлен трансформатор с масленым охлаждением, то КТП устанавливается снаружи здания котельной.

Нагрузка С.Н.:

1. Три двигателя для питательных насосов по 74 кВт.

2. Два двигателя для сетевых насосов по 5,8 кВт.

3. На подогрев шкафов КРУ — 65 кВт.

Итого: 300 кВт.

Примем к установке КТП-400/10/0,4−84 У1 (таблица2.9).

Таблица 2.9-Данные на КТП-400/10/0,4−84 У1

2.6.2 Выбор кабеля в цепи КТП.

Проверку производим:

— по напряжению U_устU_н.каб.;

— по экономической плотности тока S_эк=I_раб/j_эк (j_эк=2,5 при Т_м5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией);

— по длительно допустимому току I_{раб. макс.}== 17,3 А I`_дл.доп,

где I`_дл.доп — длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k₂ /ПУЭ/,

Выбираем кабель с медными жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке, U_н.каб =10 кВ, трехжильный.

Определяем экономическое сечение

S_эк=17,3/2,5= 6,9 мм².

Принимаем трехжильный кабель 316 мм².

По ПУЭ находим I_дл.доп=60 А для кабеля данного типа, k₂=1, k₁=0,9 при расстоянии между кабелями 300 мм, тогда по формуле (2.11):

I`_дл.доп= 0,9 160=54 А>17,3 А.

Определим минимальное сечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ (С=141, В_К=33,2 кА²с из расчета выключателя)

S_мин=мм².

Принятое выше сечение больше минимального, следовательно, кабель проходит по термической устойчивости.

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и, в зависимости от характера нарушения, производит операции, необходимые для восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.

В современных электрических системах релейная защита тесно связана с электрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания потребителей.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите:

— Селективность.

— Быстрота действия.

— Чувствительность.

— Надежность.

Релейная защита и автоматика распредустройства выполняется в объеме, предусмотренном ПУЭ раздел 3 и действующими директивными указаниями, и должна обеспечивать требуемый уровень защиты всех присоединений.

3.1 Защиты, используемые на СШ-10 кВ В данном проекте не производиться выбор защит шин 10 кВ поскольку оборудование устанавливается в существующем распредпункте, где есть все необходимые защиты.

3.1.1 Дуговая защита В КРУ 10 кВ установлена дуговая защита, реагирующая на появление электрической дуги в ячейках КРУ. Защита действует без выдержки времени на отключение питающих элементов секции шин 10 кВ. В КРУ 10 кВ установлена быстродействующая селективная световая дуговая защита БССДЗ-01/02 производства саратовского ЗАО Промэлектроника. Защита выполнена с применением микроконтроллеров и реагирует на увеличение освещенности в ячейке 10 кВ при появлении электрической дуги.

3.1.2 Неполная дифференциальная защита шин Неполная дифференциальная защита шин применяется для защиты шин ГРУ 10 кВ от междуфазных КЗ, при условии выполнения всех фидеров, питающихся от ГРУ, реактированными. Но поскольку в данном проекте фидеры не реактивированы, то данная защита не используется.

3.1.3 Защита от замыканий на землю В распределительных сетях 10 кВ в качестве защиты от замыканий на землю на каждой секции 10 кВ (в ячейке ТН) установлена неселективная сигнализация, реагирующая на напряжение 3Uо. Защита срабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети -10 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд.

Для защиты от замыканий на землю в ячейке ТН установлен микропроцессорный терминал SPAC-804, действующий на сигнал.

3.1.4 Логическая защита шин Возможность выполнения логической защиты шин (ЛЗШ) 10 кВ появилась только с началом применения микропроцессорных защит присоединений 10 кВ, так как для выполнения ЛЗШ используется обмен информацией между защитами питающих элементов и защитами фидеров. Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе: если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле ни на одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действует без выдержки времени на отключение питающего элемента.

3.2 Защита генераторов

В ячейках генераторов предусматривается:

* защита от многофазных замыканий в обмотке статора генератора (дифференциальная токовая защита, в зону действия которой входит генератор и токопровод от генератора до КРУ);

* защита от перегрузки;

* максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних коротких замыканий;

* защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора (земляная защита);

* защита от двойных замыканий на землю.

Защиты выполняем на комплекте защит SPAC 803. Устройство SPAC 803 предназначено для выполнения необходимых функций по защите, автоматике, управлению и сигнализации комплектного распределительного устройства синхронного генератора напряжением 10 кВ.

Устройство предназначено для установки в комплектных распределительных устройствах электрических станций, а также на панелях управления.

Конструктивно устройство SPAC 803 выполнено в виде кассеты блочно-унифицированной конструкции европейского стандарта с передней прозрачной крышкой. Для защиты от внешних воздействий кассета закрыта с верхней, нижней и задней сторон металлическими стенками.

Кассета представляет собой двухъярусную конструкцию, внутри которой располагается ряд блоков, на лицевой плите которых указывается тип блока. Блоки выполнены съемными и устанавливаются в кассету на направляющих. В верхней части кассеты находятся: блок входных трансформаторов, блок питания, измерительные блоки. Блок питания и блок входных трансформаторов располагаются за лицевой плитой, на которой находится также индикатор блока питания. На лицевой плите нанесен тип устройства с указанием номинальных технических данных, а также расшифровка индикации измерительных блоков. На лицевой плите измерительных блоков располагаются элементы индикации и кнопки управления.

В нижней части кассеты располагаются блоки входных цепей, блоки выходов и блок управления. На лицевой плите блока управления располагаются элементы индикации и кнопки управления, с помощью которых производится выставление установок и считывание информации из регистров памяти блока.

Блоки входов и выходов располагаются за лицевой плитой, на которой нанесена расшифровка индикации блока управления. Всего установлено два блока входов и два блока выходов с максимальным количеством входных цепей и выходных реле 16. Входные цепи имеют оптоэлектронную развязку от цепей оперативного питания, обеспечивающую требуемый уровень изоляции устройства (2 кВ).

Выходные цепи выполнены на реле с различными количеством и типами контактов. Выходное реле фиксации команд (РФК) выполнено с использованием двухпозиционного реле. С целью увеличения количества контактов некоторые цепи выполнены с одновременным срабатыванием двух реле.

Электрическая связь между блоками, устанавливаемыми в кассете, осуществляется с помощью разъемов. Межблочный монтаж кассеты выполняется с помощью объединительной печатной платы. Блок трансформаторов, блоки входов и выходов соединяются с объединительной печатной платой с помощью съемных гибких жгутов.

Для подключения устройства к внешним цепям на обратной стороне устройства на металлической стенке предусмотрены клеммные колодки для подключения проводников. Клеммные колодки токовых цепей предназначены для присоединения под винт одного или двух одинаковых проводников общим сечением до 6 мм² включительно и сечением не менее 1 мм² каждый, а клеммные колодки цепей питания, входных и выходных цепей предназначены для подсоединения под винт одного или двух одинаковых проводников общим сечением до 2,5 мм² включительно и сечением не менее 0.5 мм2 каждый. Колодки токовых цепей выполнены неразъемными, а остальные колодки позволяют производить отключение цепей с помощью разъемов.

Предусмотрен разъем для связи устройства с высшим уровнем АСУ ТП (порт последовательной передачи данных). Для связи должен использоваться асинхронный последовательный коммуникационный протокол SPA-bus. Входные и выходные уровни сигналов должны быть совместимы с TTLлогикой.

Питание устройства производится от преобразовательного блока питания, который обеспечивает необходимые уровни напряжения для функционирования блоков устройства. Подача оперативного питания производится через отдельный разъем Х14, расположенный на задней стенке.

Переменный ток от измерительных трансформаторов тока (ТТ) подается через клеммные колодки на блок входных трансформаторов. В блоке трансформаторов производится гальваническое разделение цепей устройства от цепей измерительных трансформаторов и преобразование уровней входных сигналов до необходимых для работы аналого-цифровых преобразователей (АЦП) уровней. Устройство может быть подключено к измерительным ТТ по трехфазной или двухфазной схеме.

Преобразованные сигналы от блока трансформаторов с помощью гибкого экранированного жгута поступают через разъемы, расположенные на объединительной плате, на вход измерительных блоков, где производится их обработка.

Измерительные блоки выполняется в виде самостоятельных устройств на цифровой элементной базе. Они имеют независимую систему самоконтроля, которая обеспечивает высокую надежность блоков благодаря постоянному контролю аппаратной и программной части.

Блоки обеспечивают преобразование сигналов от промежуточных трансформаторов тока в последовательность двоичных кодов и сравнение их с уровнем уставок. В случае превышения уставки в регистры памяти записываются параметры аварийного режима и формируется логический сигнал, который поступает на вход блока управления. На вход блока управления поступают также логические сигналы от блоков входов, которые обеспечивают прием внешних входных сигналов и гальваническую развязку. Назначение входов строго фиксировано и определяется функциями управления и защиты. Устройство SPAC 803 обеспечивает прием до 16 логических сигналов двумя блоками.

Блок управления производит обработку поступающих на его входа сигналов по заранее определенному алгоритму. Алгоритм обработки может быть изменен пользователем с помощью программных переключателей, которые определяют различное действие входных воздействующих сигналов на выходные цепи (действие на сигнализацию или отключение и т. п.). Блок управления формирует сигналы срабатывания выходных реле сигнализации и отключения.

Сброс светодиодной сигнализации и выходных сигнальных реле производится кнопкой «сброс/шаг», расположенной на блоке управления L2210 и на измерительном блоке.

Блок выходных реле обеспечивает прием команд от блока управления и срабатывание реле управления и сигнализации. Микропроцессорная часть устройства производит постоянный контроль состояния выходных реле, обеспечивая высокую готовность к действию. Предусмотрены меры, исключающие самопроизвольное срабатывание выходных реле.

Связь устройства SPAC 803 с другими устройствами релейной защиты и автоматики через приемные и выходные цепи рекомендуется производить на уровне напряжения 110, 220 В.

Виды защит, реализованных на данном комплекте защит.

— Дифференциальная защита.

Начальный ток срабатывания первой ступени дифференциальной защиты (с торможением) 3I > (0,05…0,5)х I_N.

Время срабатывания ступени защиты при кратности токов к уставке равной 4, мс не более 45.

Чувствительность второй ступени дифференциальной защиты (дифференциальной отсечки) 3I >> (5…30) хI_N

Время срабатывания ступени защиты при кратности токов (1,1…2,6) 3I>>, мс не более 40.

Диапазон коррекции коэффициента трансформации трансформаторов тока 0,4…1,5.

Погрешность тока срабатывания от уставки ±4% или ±2% х I_N.

— Защита от перегрузки (тепловая защита).

Диапазон уставок по току полной нагрузки генератора I 0,50…1,50хI_N

Уставка по безопасному времени заклинивания ротора t6x, (время отключения холодного генератора при токе 6х IN) 2,0…120 с Постоянная времени нагрева генератора, th 32 хt6х Постоянная времени охлаждения генератора в состоянии покоя kc, диапазон уставок 1…64 х th

Уровень предварительной тепловой сигнализации, а 50…100% от уровня отключения Уровень запрета повторного пуска 20…80% от уровня отключения генератора i.

— Максимальная токовая защита Вторая ступень МТЗ Защита имеет два принципа работы:

Принцип тока/времени I t

Уставка по току срабатывания, Is 1,0…10,0 х I_N

Диапазон уставок по времени срабатывания, ts 0,3…80 с

Принцип квадрата тока х время I²хt

Уставка по току срабатывания, Is 1,0…10,0 х I_N

Диапазон уставок по времени срабатывания, ts 0,3…80 с Минимальное время отключения около 400 мс Первая ступень МТЗ Уставка по току срабатывания I>> 0,5…20,0 х I_N или выведена Время срабатывания t>> 0,04…30 с.

— Защита от замыканий на землю Уставка по току срабатывания Iо> 1,0…100% х I_N

Время срабатывания to > 0,05…30 с

— Защита от потери нагрузки Уставка по току срабатывания I< 30…80% х I или выведена Время срабатывания t< 2…600 с

— Защита от несимметричной работы и обратного чередования фаз Уставка по току срабатывания I 10…40% от Iф или выведена Время срабатывания при I=10% и обратнозависимой характеристике, t 20…120 с Время возврата < 250 мс Время срабатывания при обрыве фаз 1 с

Время срабатывания при нарушении чередования фаз 600 мс Цепи переменного тока фазных проводов защиты выдерживают без повреждений при номинальном токе 1 и 5 А ток:

4 и 20 Адлительно;

100 и 500 Ав течение 1 с.

Цепи переменного тока защиты от замыканий на землю выдерживают без повреждений при номинальном токе 0,2 и 1 А ток:

1,5 и 4 Адлительно;

40 и 100 Ав течение 1 с.

Диапазон измерения фазного тока 0…63 хI_N

Диапазон измерения тока нулевой последовательности 0…2.1 х I_N

Входными сигналами для блока управления являются сигналы от измерительных блоков защиты, а также от блоков приемных цепей.

Блок дифференциальной защиты действует на отключение выключателя через сигнал, обозначенный на схеме как TS3, на который выводится действие ступени с торможением 3I> с помощью программного переключателя в блоке SPCD 3D53 SGR1/6=1 и действие дифференциальной отсечки при установке ключа SGR2/6=1.

Блок резервных защит SPCJ 4D34 выдает логические сигналы о срабатывании ступеней защит, которые на схеме обозначаются как TS1, TS2, SS1, SS2, SS3.

Программные переключатели в блоке защиты SPCJ 4D34 устанавливаются таким образом, чтобы было обеспечено следующее назначение сигналов:

TS1- сигнал запрета включения генератора при работе защит (введено постоянно);

TS2- отключение выключателя от резервных защит (введено при использовании защит пусковых режимов, несимметричных режимов, защиты от перегрузки, снижении нагрузки);

SS1- действие предупредительной ступени тепловой защиты (SGR2/1=1);

SS2- действие защиты от замыканий на землю (SGR1/6=1);

SS3- действие отсечки.

Наличие входных сигналов можно проконтролировать с помощью светоиндикаторов блока L2210 в режиме индикации входов. В этом случае свечение светодиода свидетельствует о поданном напряжении на вход устройства (срабатывании приемного реле), в противном случае — об отсутствии входного сигнала. Исключение составляет вход для блокирования защит, где сделана инверсия входа для реализации комбинированного пуска защит при снижении напряжения (замыкание контакта реле напряжения при снижении контролируемого напряжения).

Защита от многофазных замыканий в обмотке статора.

Данный вид защиты выполняется в виде продольной дифференциальной защиты.

Расчет номинального тока генератора:

I_ном=А (3.1)

Расчет уставок производится в относительных единицах. За базу принимается номинальный ток генератора.

Расчетный ток небаланса находим из выражения

I_{нб.расч} = K_пер + f_выр, (3.2)

где K_пер — коэффициент, учитывающий переходный процесс;

— полная погрешность ТТ в установившемся режиме;

f_выр — относительная погрешность выравнивания токов плеч.

Для ТТ класса точности 10Р полная погрешность принимается равной 0,1.

По данным фирмы — изготовителя расчетное значение f_выр можно принимать 0,04.

Дифференциальный ток срабатывания модуля SPCD 3D53 должен удовлетворять условию

I_д.ср К_отс I_{нб.расч}, (3.3)

где К_отс — коэффициент отстройки.

Для дифференциальных защит принимается К_отс=1,5. Коэффициент отстройки, по сути, представляет собой коэффициент запаса. Его значение определяется точностью расчетов и точностью задания уставок реле. Рекомендуется находить коэффициент торможения по условию отстройки от режима максимального тока внешнего КЗ (или максимального сквозного тока). В этом случае точность расчета тока небаланса невелика. Кроме того, не учитывается снижение тормозного тока в переходном режиме. В этих условиях рекомендуется принимать К_отс=1,5.

Модуль SPCD 3D53 при I_в > I_2tp/I_n имеет коэффициент торможения s, равный 1. Дополнительным фактором отстройки является блокировка по отношению амплитуд второй и первой гармоник дифференциального тока (уставка I_d2f/I_d1f >).

При выборе значения К_пер необходимо учитывать, что модуль SPCD 3D53 имеет отстройку от переходных токов небаланса за счет блокировки I_d2f/I_d1f>. Как показали результаты математического моделирования переходных токов небаланса при I_кз=2, отношение I_d2f/I_d1f, обусловленное насыщением ТТ, может быть равным 0,3. Поскольку переходный ток небаланса обычно содержит вторую гармонику, которая примерно равна первой гармонике, обусловленной насыщением ТТ, то уставку I_d2f/I_d1f следует принимать равной 15%. При этом К_пер равен 2,5.

С учетом точности результатов математического моделирования, а также того, что параметры модуля SPCD 3D53 задаются с довольно высокой точностью, принимаем К_отс=1,3.

Принимаем К_пер=2,5; f_выр=0,04; I_2tp/I_n=2,0.

Находим p_:

p=1,30,5(0,1+0,04)=0,091.

Принимаем p=0,1.

Находим расчетный ток небаланса:

I_{нб.расч}=2,50,1+0,04=0,29;

s_расч= =0,6

Принимаем уставку I_2tp/I_n=1,5.

s 1,50,6−0,5=0,4.

Принимаем уставку s=0,4.

Проверяем отстройку от тока небаланса установившегося режима при I_в=1 по условию

p +0,5s 1,3(0,1+ U_рег + f_выр). (3.4)

Подставив полученные уставки, имеем

0,1+0,50,4 1,3(0,1+0,04).

Для создания запаса принимаем p=0,25.

Окончательно имеем уставки:

p/I_n=25%; s=40%; I_2tp/I_n=1,5.

Проверка чувствительности дифференциальной защиты.

Коэффициент чувствительности защиты обычно определяется как отношение

К_ч=, (3.5)

где I_р.мин — минимальное значение тока в реле при КЗ расчетного вида в расчетной точке.

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 2. Под I_ср.р понимаем относительный ток срабатывания в той точке тормозной характеристики, которая соответствует расчетному режиму КЗ. Расчетный режим КЗ следует рассматривать в точке, соответствующей уставке дифференциальной отсечки I_d/I_n>>. В этих условиях К_ч всегда получается не менее 2, поэтому условие чувствительности дифзащиты выполняется.

Расчет дифференциальной отсечки.

Дифференциальная отсечка реагирует на амплитуду первой гармоники дифференциального тока. Она срабатывает также, если мгновенное значение дифференциального тока превышает уставку I_d>> по первой гармонике в 2,5 раза.

Расчетным для выбора уставки дифференциальной отсечки является режим максимального сквозного тока при внешнем КЗ.

Как указывалось выше, предельная кратность ТТ при I_ном=5 А может находиться в пределах 1030. В этих условиях амплитуда тока небаланса может достигать амплитуды максимального тока внешнего КЗ. Отношение указанной амплитуды к амплитуде периодической составляющей тока КЗ не превышает 2, поэтому при выборе уставки отсечки следует учитывать только первую гармонику дифференциального тока.

С учетом изложенного получаем

Id отс Котс Кнб Iкз. макс, (3.6)

где К_нб — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ.

Iкз.макс = 5,6 кА. — ток КЗ от генератора (рассчитанный во 2 пункте).

Значение К_отс при выборе тока срабатывания отсечки можно принимать равным 1,2. Значение К_нб зависит, в основном, от минимального значения предельной кратности ТТ, от разброса предельных кратностей и от остаточных индукций ТТ. Поскольку в схеме дифзащиты генераторов наблюдается значительное различие нагрузок ТТ со стороны выводов и со стороны нейтрали, то принимаем К_{нб (1)}=1,0.

Id отс 1,2?1,0?5,6=6,7

Защита генератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой.

Выполняется в виде максимальной токовой защиты с действием на отключение. Для генераторов данного типа допускается 20% перегрузка в течении 10с.

I_сз=к_отс ?Iном/к_в=1,1?687/0,96=787 А, (3.7)

I_ср= I_сз/n_т=787/200=3,9 А. (3.8)

где — коэффициент трансформации трансформатора тока ТЛК-10−8-0,5/10Р Защита от замыканий на землю.

В качестве защиты от замыканий на землю используется токовая защита нулевой последовательности реагирующая на токи установившегося режима. Ток срабатывания выбирают с учетом того, что одновременно с однофазным замыканием на одном из присоединений к шинам может возникнуть двухфазное КЗ между другими фазами другого присоединения, отключаемое с выдержкой времени, большей времени комплекта от замыканий на землю.

I_cз=(к_отс1?I_cг + к_отс2?I_нб)/к_в, (3.9)