Проектирование электростанции. Разработка эксплуатационного специального задания "Самозапуск двигателей собственных нужд станции"

АТ 330 кВ

Рисунок 17 - Схема включения измерительных приборов.\

Выбор производим:

По напряжению установки:

U_уст U_ном

330 кВ = 330 кВ

По наибольшему току. Рассмотрим цепи:

цепь блока:

I_норм = S_ном/3 U_ном

I_норм = 353/3 330 = 0,618 А = 618 А

цепь линии:

I_норм = S_нагр/n 3 U_ном

S_нагр= Р_нагр/сos

Р_нагр= Р_ст - Р_{ном G} - Р_макс110 = 2100 - 300 - 40 = 1760 МВт

I_норм = (1760/0,85 10³)/(6 3 330) = 604 А

I_макс = n I_норм/(n - 1)

I_макс = 6 604/(6-1) = 724,8 А

цепь автотрансформатора:

I_макс = (1,31,4) I_номТ = 1,4 S_{ном Т}/3 U_ном

I_макс = 1,4 125 10³/3 330 = 613,07 А

Предварительно выбираем трансформатор тока типа ТФУМ-330А-УI, /2, с.306 таблица5.9/, Iном = 1000 А., Uном = 330 кВ, Z2ном= 4 Ом. /табл.9/

Т а б л и ц а 10 - Технические данные трансформатора тока

Тип	Uном, кВ	I1ном, А	I2ном, А	Z2ном, Ом	iдин, кА	tтер с	Iтер, кА	Класс точности
ТФУМ-330А-УI	330	1000	1	50	160	1	63	0,5

Проверяем трансформатор тока.

По электродинамической стойкости:

i_у i_дин

68,45 кА 160 кА

По термической стойкости:

Вк I²тер tтер,

100,68 кА² с 63² 1 = 3969 кА² с

По вторичной нагрузке:

Z₂ Z_2ном

Т а б л и ц а 11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности	Э - 335 Д-353 Д-304 Е-829 Е-830	0,5 0,5 0,5 1,0 1,0	0,5 - - - -	0,5 0,5 0,5 1,0 1,0
Итого	3,5	0,5	3,5

Определяем сопротивление приборов в наиболее нагруженной фазе rприб, Ом, по формуле:

rприб = Sприб/I2, (8.20)

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2 - вторичный номинальный ток трансформатора тока, А.

rприб = Sприб/I²2 = 3,5/1² = 3,5 Ом

Определяем допустимое сопротивление проводов, rпров, Ом, по формуле:

rпров = Z2ном - rприб - rк , (8.21)

где rк = 0,1 Ом - сопротивление контактов /1, с.374/.



rпров = 50 - 3,5 - 0,1 = 46,4 Ом

Определяем требуемое сечение жил контрольного кабеля q_выбр, мм, по формуле:

q_выбр = lрасч/ rпр, (8.22)

где = 0,0175 Ом мм²/м - удельное сопротивление материала провода /1, с.374/;

lрасч = 150 м - расчётная длина соединительных проводов, м.

q_выбр = 0,0175 150/46,4 = 0,06 мм²

Принимаем контрольный кабель с медными жилами типа КРВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Определяем действительное сопротивление проводов, rпров, Ом, по формуле:

rпров = lрасч/q, (8.23)

rпров = 0,0175 150/2,5 = 1,05Ом

Определяем действительную вторичную нагрузку трансформатора тока:

Z2= rпров + rприб + rк =3,5 + 1,05 + 0,1 = 4,65 Ом

Z2 Z2ном

4,65 Ом 50 Ом



Выбранный ранее трансформатор тока типа ТФУМ-330А-УI по всем условиям проходит.

8.6 Выбор трансформатора напряжения на 330 кВ

Трансформатор напряжения выбираем:

по напряжению установки:

U_уст U_ном

330 кВ = 330 кВ

Предварительно выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-330-73У1, /2, с.336 таблица5.13/.

Т а б л и ц а 12 - Каталожные данные трансформатора напряжения

Тип	Uном1, кВ	Uном2, В	Uном, кВ	Uдоп, В	S2ном, ВА	Кл. точн.
НАМИ-330 -У1	330/ 3	100/ 3	330	100	320	0,5

Проверяем трансформатор напряжения.

По вторичной нагрузке:

S₂ S_ном



Т а б л и ц а 13 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, вар
Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реакт. Мощности Фиксирующий прибор	Д-335 Д-304 Е-829 Е-830 ФИП	1,5 1,5 3 10 10	2 2 1 - -	1 1 1 1 1	0 0 0 0 0	1 1 1 1 1	3 3 3 10 10	- - - - -
Итого	29	-

Определяем суммарную мощность приборов S2, ВА, по формуле:

S2 = Р² + Q² , (8.24)

Так как Q = 0, то S2 = Р = 29 ВА

S2 = 29 ВА S2ном= 320 ВА.

Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-330-73У1 проходит по всем условиям и будет работать в выбранном классе точности.

8.7 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода в цепи генератора

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Выбираем токопровод.

По напряжению установки:

U_уст U_ном

20 кВ = 20 кВ

По току:

I_норм I_ном I_макс I_ном

Определяем ток нормального режима Iнорм, А, по формуле (8.1):

Iнорм= SномG/(3 Uном) = 353/3 20 = 10,202 кА = 10202 А

Определяем ток максимального режима Imax, А, по формуле:

Iмакс = SномG/(3 Uном 0,95), (8.25)

Iмакс = 353/3 20 0,95 = 10,739 кА = 10739 А

Предварительно выбираем токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 /2, с.539 таблица 9.13/

Т а б л и ц а 14 - Технические данные токопровода

Тип токопровода	Uном , кВ	Iном, А	iдин, кА
ТЭКН-Е-20-1250-400	20	12500	400

Проверяем токопровод.

По току:

I_макс = 10739 А I_ном = 12500 А

I_норм = 10202 А I_ном = 12500 А

На электродинамическую стойкость:

i_у i_дин

209,8 кА 400 кА

Т а б л и ц а 15 - Сравнение расчетных и каталожных данных

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст= 20 кВ	Uном=20 кВ
Iмакс Iном	Iмакс = 10739 А	Iном=12500 А
iу iдин	iу = 209,8 кА	iдин = 400 кА
Тип встраиваемого ТН		ЗОМ-1/20 ЗНОМ-20
Тип встраиваемого ТТ		ТШ-20-12000/5

Выбранный ранее токопровод типа ТЭКН-Е-20-12500-400 по всем условиям проверки проходит.

8.8 Выбор измерительных трансформаторов тока на 20 кВ

Предварительно принимаем трансформатор тока типа ТШ-20 - 12000/5, /2, с.300 таблица 5,9 /, встроенный в комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400, Iном = 12000 А, Uном = 20 кВ, Z_2ном= 1,2 Ом.

Т а б л и ц а 16 - Технические данные трансформатора тока

Тип	Uном, кВ	I1ном, А	I2ном, А	Z2ном, Ом	Iтер	tтер с
ТШ-20-12000/5	20	12000	5	1,2	160	3

Изображаем схему включения измерительных приборов.

Рисунок 18 - Схема включения измерительных приборов.

Производим проверку.

По напряжению установки:

U_уст U_ном

20 кВ = 20 кВ

По току:

I_норм I_ном I_макс I_ном

I_макс = 10739 А

I_норм = 10202 А

I_макс = 10739 А I_1ном = 12000 А

I_норм = 10202 А I_1ном = 12000 А



На электродинамическую стойкость шинные трансформаторы тока не проверяются, так как их устойчивостью определяется устойчивость самих шин /1, с. 373/

На термическую стойкость:

В_к I²_тер t_тер

I²_тер t_тер = 160² 3 = 76800 кАс

Вк = 27706 кАс I²_тер t_тер = 76800 кА² с

По вторичной нагрузке:

Z₂ Z_{2 ном}

По таблице 4.11 /1/ выбираем приборы /ПЗ, рисунок 16/

Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформатора тока.

Т а б л и ц а 17 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр ре- гистрирующий Ваттметр Варметр Счетчик актив- ной энергии Ваттметр ре- гистрирующий Ваттметр (щит турбины)	Н-344 Д-335 Д-335 СА3-И681 Н-348 Д-335	0,5 0,5 2,5 10 0,5	10	0,5 0,5 2,5 10 0,5
Итого	14,0	10	14,0

Определяем сопротивление приборов rприб, Ом, по формуле (8.20):



rприб = Sприб/I2 = 14,0/25 = 0,56 Ом ,

Определяем допустимое сопротивление проводов, rпр, Ом, по формуле (8.21):

rпров = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,56 - 0,1 = 0,54 Ом

где rк = 0,1 Ом - сопротивление контактов /2, с. 374/

Определяем сечение проводов q, мм², по формуле (8.22):

lрасч = 40 м - длина соединительных проводов/1,с. 375/.

q = lрасч/ rпр = 0,0175 40/0,54 = 1,3 мм²

Принимаем контрольный кабель для присоединения приборов типа КРВГ с медными жилами сечением 2,5 мм².

Определяем действительное сопротивление проводов, rпр, Ом, по формуле (8.23):

rпров = lрасч/q = 0,0175 40/2,5 = 0,28 Ом

Определяем действительную вторичную нагрузку трансформатора тока:

Z2ном= rпр + rприб + rк = 0,28 + 0,56 + 0,1 = 0,94 Ом

Z2 Z2ном

0,94 Ом 1,2 Ом



Т а б л и ц а 18 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 20 кВ Iмакс = 10739 А Вк =27706 кА2 с Z2= 0,94 Ом	Uном = 20 кВ Iном = 12000 А I2тер tтер = 160 3 = 76800 кА2с Z2ном= 1,2 Ом

Выбранный ранее трансформатор тока типа ТШ-20-12000/5 по по всем условиям проходит.

8.9 Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора

Выбираем трансформатор напряжения.

По напряжению установки:

U_уст U_ном

20 кВ = 20 кВ

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20-63У2, /2, с.328 таблица5.13/, применяемый в комплектном токопроводе ТЭКН-Е-20-12500- 400.

Т а б л и ц а 19 - Каталожные трансформатора напряжения

Тип	Uном1, кВ	Uном2, В	Uном, кВ	Uдоп, В	S2ном, ВА	Кл. точн.
ЗНОМ-20-63У2	20/ 3	100/ 3	20	100/ 3	75	0,5

Проверяем трансформатор напряжения по вторичной нагрузке



Т а б л и ц а 20 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмо- ток	cos	Sin	Число прибо- ров	Общая потреб- ляемая мощность
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр Частотомер Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Ваттметр ре- гистрирующий Вольтметр ре- гистрирующий	Э-335 Э-372 Д-335 Д-335 СА3- И680 Е-829 Е-830 Н-348 Н-344	2 3 1,5 1,5 2 Вт 10 10 10 10	1 1 2 2 2 2 1	1 1 1 1 0,38 1 1 1 1	0 0 0 0 0,925 0 0 0 0	1 2 2 1 1 1 1 1 0	2 6 6 3 4 10 10 20 10	9,7
Итого	71	9,7

Определяем суммарную мощность приборов S2, ВА, по формуле (8.24):

S2 = Р² + Q²= 71² + 9,7² = 71,65 ВА

Три трансформатора напряжения, соединенные в звезду имеют мощность 225 ВА

S₂ = 71,65 ВА S_2ном= 225 ВА.

Выбранный трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 в классе точности 0,5.

9. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ НА НАПРЯЖЕНИЕ 110 кВ

Определяем ток расчётный ток продолжительного режима по формуле (8.1):

Iнорм=Iмакс= SномG/(3 Uном) = 353/3 110 = 1,855 кА =1855 А

9.1 Выбор сборных шин 110 кВ

Гибкие шины выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор. Принимаем провод 2хАС-500/27, Iдоп= 690 2 = 1920 А, d = 29,4 мм, r_о = 1,47 см /1, с. 429/

Проверяем сборные шины.

По току:

Iмакс=1855 А Iдоп = 1920 А

Выбранный провод 2хАС-500/27 проходит по номинальным параметрам.

9.2 Выбор токоведущих частей от сборных шин 110 кВ до блочного трансформатора

Сечение токопровода q_э, мм ², выбираем по экономической плотности тока по формуле (8.19):

q_э= I_норм /j_э,=1855/1,1=1686 мм ²

j_э = 1,1 А/мм²

Принимаем провод типа 2хАС-1000/56, Iдоп= 1180 2 = 2360 А.

d = 42,4 мм, r_о = 2,12 см

Проверяем

По току:

Iмакс =1855 А Iдоп = 2360 А

Выбранный провод проходит по номинальным параметрам.

9.3 Выбор выключателя

Выбираем выключатель.

По напряжению установки:

U_уст U_ном

110 кВ = 110 кВ

По длительному току:

I_макс I_ном

I_норм I_ном

I_макс= I_норм = 1855

Предварительно выбираем выключатель типа ВГТ-110||*40/2500У1, с.238 таблица 5.2/, Uном = 110 кВ, Iном = 2500 А/2,с.238 таблица 5.2/.

Т а б л и ц а 21 - Технические данные выключателя.

Тип	Uном, кВ	Iном, А	Iном.отк. кА	, %	Iдин, кА	iдин, кА	Iтер/ tтер	tов, с	tос, с
ВГТ-110||*40/2500У1	110	2500	40	40	40	102	40/3	0,55	0,035

Проверяем выключатель.

по току:

I_макс I_ном

1855 А 2000 А

Выбранный выключатель проходит по номинальным параметрам.

9.4 Выбор разъединителя

Выбираем разъединитель по напряжения и току.

Условия выбора:

Uуст Uном

110 кВ = 110 кВ

Iмакс = I_норм Iном

Предварительно принимаем разъединитель типа РГ-110/2000УХЛ1, Uном = 110 кВ, Iном = 2000 А/3,с.272 таблица 5.5/

Т а б л и ц а 22 - Технические данные разъединителя.

Тип	Uном, кВ	Iном, А	iдин, кА	Iтер/ tтер	Тип привода
РГ-110/ 2000УХЛ1	110	2000	100	40/3	ПДГ-9УХЛ1

Проверяем разъединитель по току:



Iмакс = I_норм= 1855 А I_ном = 2000 А

Выбранный разъединитель проходит по номинальным параметрам.

9.5 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока в цепи блочного трансформатора ОРУ-110 кВ выбираем по номинальному напряжению и номинальному току.

Условия выбора:

Uуст Uном

110 кВ = 110 кВ

Iмакс = I_норм Iном

Предварительно принимаем трансформатор тока типа ТФЗМ110Б - III /3, с.304 таблица 5.9/. Uном = 110 кВ, I1ном = 2000 А, I2ном =5А. Технические данные трансформатора тока сносим в таблицу 23.

Т а б л и ц а 23 - Каталожные данные трансформатора тока.

Тип	Uном, кВ	I1ном, А	I2ном, А	iдин, кА	Iтер кА	tтер с	Кл. точн.
ТФЗМ - 110Б - III	110	2000	5	212	68	3	0,5

Проверяем трансформатор тока по току:

Iмакс = I_норм= 1855 А I_1ном = 2000 А

9.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбираем по напряжению установки.

Условия выбора:

Uуст Uном

110 кВ = 110 кВ

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа ПДФ-110-УХЛ1 /3, с. 336 таблица 5.13/. Технические данные трансформатора напряжения сносим в таблицу 24.

Т а б л и ц а 24 - Каталожные данные и трансформатора напряжения.

Тип	Uном1, кВ	Uном2, В	Uном, кВ	Uдоп, В	S2ном, ВА	Кл. точн.
ПДЕ -110-УХЛ1	110/ 3	100/ 3	110	100	200	0,5



10. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА 330 КВ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми.

Так же как и ЗРУ, открытые РУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ

Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а жесткие - с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.

Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и выше предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

Открытое РУ должно быть ограждено.

Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:

-меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;

-легче выполняются расширение и реконструкция;

-все аппараты доступны для наблюдения.

В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения.

10.1 Конструкции ОРУ330-500 кВ

Для схемы с полутора выключателями на цепь широко применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек (157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7,5 - 8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта.

При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4 м, а стрела провеса проводов - 3 м, высота опор ОРУ принята 23 м.

ОРУ 500 кВ по такой же компоновке имеет длину ячейки 294,4 м, а шаг ячейки 28 м. Общие размеры ОРУ настолько возрастают, что его трудно разместить на площадке электростанции. С целью уменьшения размеров ОРУ 500 кВ возможно применение других компоновок, например с шахматным расположением выключателей в два ряда. Возможен отказ от сооружения трех дорог вдоль трех рядов выключателей, если высоту стульев под оборудование принять по 4 м, что обеспечивает возможность проезда ремонто-монтажных механизмов и подготовку их к работе без снятия напряжения на соседних цепях.

Существенно сокращаются ширина ОРУ, количество ветвей изоляции, длина ошиновки, расход железобетона на сваи при использовании в ОРУ 500 кВ подвесных разъединителей.

Конструкция ОРУ 500 кВ предусматривает двухрядное расположение выключателей и применение подвесных разъединителей. Присоединение каждого трансформатора выполняется с помощью ошиновки верхнего яруса, а затем через подвесной разъединитель 4 и выключатель 5 - к одной системе шин. Ошиновка от выключателя к сборным шинам поддерживается растяжками с подвесными гирляндами 6.

Подвижная часть подвесных разъединителей подвешивается на гирляндах изоляторов к консолям и траверсам опор и порталов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторах тока, напряжения или опорных изоляторах. Опускание и подъем подвижной части разъединителя производятся гибким тросом, связанным через блоки с приводом разъединителя.

Для заземления отключенных цепей применены телескопические заземлители.

Рассматриваемая компоновка предусматривает установку в линиях 500 кВ шунтирующих реакторов (в плане ОРУ - 3-я и 8-я ячейки)

Разработана конструкция ОРУ с продольным расположением выключателей (параллельно сборным шинам) для схем четырехугольника, трансформатор - шины с присоединением линий через два и полтора выключателя. В этом случае над выключателем отсутствует ошиновка, вдоль выключателей между полюсами проходит дорога и не требуется специальных заездов к аппаратам. Автокраны и другие ремонтные механизмы устанавливают у выключателей прямо по ходу движения.

Для ОРУ 750 кВ по схеме 3/2 наиболее прогрессивной является компоновка с однорядным расположением выключателей, подвесными разъединителями и ограничителями перенапряжений ОПНИ-750 вместо разрядников РВМК-750М

Применение ограничителей ОПН и ОПНИ позволяет уменьшить междуфазные расстояния, а следовательно, уменьшить шаг ячейки ОРУ. На Саяно-Шушенской ГЭС шаг ячейки ОРУ 500 кВ снижен благодаря применению ограничителей с 31 до 24 м.

Поскольку отразить в учебнике все многообразие конструкций ОРУ невозможно, в учебном проектировании необходимо пользоваться справочной литературой и типовыми проектами.



11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА 330КВ

Используя /1, с. 506, рисунок 6.14/, рассчитаем площадь комплектной трансформаторной подстанции. В результате имеем: ширина КТП - 22 м, длина 57 м.

Исходные данные:

ОРУ-330 кВ имеет площадь 200 160 м /1, с. 528-529/

₁ = 180 Омм

₂ = 60 Омм

Принимаем l_в = 5 м, h₁=2 м, t = 0,7 м, а = 5 м, t_р.з. = 0,1 с, t_ов = 0,05 с

Ток стекающий с заземлителей подстанции при однофазном КЗ на рассмотренной подстанции I⁽¹⁾з = 2,5 кА

160

5

200

Рисунок 19- Действительный план заземляющего устройства

Определяем время действия тока КЗ , с, по формуле:

= tр.з. + tов, (11.1)

= tр.з. + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 с

Находим Uпр.доп.= 400 В, для = 0,15 с, /1, с. 596/.

Определяем длину горизонтальных заземлителей Lг, м, по формуле:

Lг = D n₁ + C n₂ , (11.2)

где D - ширина ячейки, м;

C - длина ячейки, м;

n₁, n₂, - количество полос заземлителя.

Lг = 9 200 + 11 160 = 3560 м

Определяем коэффициент напряжения прикосновения kп, по формуле:

kп = (М )/[(lвLг /aS) ^0,45 ] , (11.3)

где М = 0,806 -параметр ,зависящий от 1/2 = 500/60 = 8,3 /1, с. 598/;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растекания тока от ступней Rc, по формуле:

= Rч/( Rч + Rc) = 1000/(1000 + 1,5180) = 0,79

где Rc = 1,5 1 = 1,5 500 = 750 Ом

lв - длина вертикального заземлителя, м;

a = 10 м - расстояние между вертикальными заземлителями.

kп = (0,69 0,79)/[(5 3560/20200 160) ^0,45 ] = 0,26

Определяем потенциал на заземлителе Uз, В, по формуле:

Uз = Uпр.доп./ kп , (11.4)

Uз = Uпр.доп./ kп = 400/0,26 = 1538,46 В

что находится в пределах допустимого, то есть Uз 10000 В.

Определяем сопротивление заземляющего устройства Rз.доп, Ом, по формуле:

Rз.доп = Uз/Iз⁽¹⁾, (11.5)

где Iз = 1900 А - ток однофазного КЗ на землю.

Rз.доп = Uз/Iз = 1538,46/2500 = 0,62 Ом

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной:

S = 200 160 = 178,89 м

Определяем число ячеек на стороне квадрата m по формуле:

m = Lг/2 S , (11.6)

m = 3560/2 178,89 = 10

принимаем 10 ячеек

Определяем длину полос в расчетной модели L'г, м, по формуле:

L'г = 2 S (m + 1), (11.7)

L'г = 2 178,89 (10 + 1) = 3935,58 м

Определим длину сторон ячейки b, м, по формуле:

b = S/m , (11.7)

b = 3178,89/10 = 18 м

Определяем число вертикальных заземлителей по периметру контура nв, при а/lв= 5/20 = 1 по формуле:

nв = S 4/(2 lв) , (11.8)

nв = 178,89 4/(2 5) = 72

принимаем nв = 72

Определяем общую длину вертикальных заземлителей Lв, м, по формуле:

Lв = lв nв , (11.9)

Lв = 5 72 = 360 м

						S = 178,89 м
		b = 18 м
S = 178,89 м

Рисунок 20 - Расчетная квадратная модель заземляющего устройства

Определяем относительную глубину

(lв + t)/ S = (5 + 0,7)/178,89 = 0,03

тогда общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель Rз, Ом, определяется по формуле:

А= 0,385 - 0,25 = 0.385 - 0.25 = 0.378

Rз = A + (11.10)

где э - эквивалентное удельное сопротивление земли, Омм, /1, с. 600 таблица 7.6/, при 1/2 = 200/160 = 8,3 а/lв = 20/5 = 4, относительной толщине слоя (h1 - t)/ lв = (2 - 0,7)/5 = 0,26, принимаем э/2 = 84;

тогда э = 1,4 2 = 1,4 60 = 84 Ом м.

Rз = 0,378 + = 0,2

Сравниваем действительное сопротивление заземлителя с допустимым:

Rз Rз.доп , 0,2 Ом 1,62 Ом

Определяем напряжение прикосновения Uпр , В, по формуле:

Uпр = kп Iз Rз, (11.11)

Uпр = 0,26 2500 0,2 = 130 В

Сраниваем расчетное напряжение прикосновения с допустимым

U_пр U_пр.доп. , 130 В 400 В



12.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА БЛОКА 300 МВт

12.1 Выбор типов защит

На блоках 300 МВт с генераторами типа ТГВ-300 устанавливаются следующие защиты.

Продольная дифференциальная защита генератора предназначена для защиты от междуфазных коротких замыканий в обмотках статора и на выводах генератора. Она выполняется с помощью реле типа ДЗТ-11/5, подключенных к трансформаторам тока, находящихся на линейных и нулевых выводах генератора и соединенных по схеме циркулирующего тока.

Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора предназначена для защиты от однофазных замыканий на землю в генераторе. Защита выполняется с помощью блок реле типа БРЭ 1301-03, позволяющего обеспечивать стопроцентную защиту обмоток статора генератора.

Поперечная дифференциальная защита генератора предназначена для защиты от витковых замыканий в обмотке статора генератора. Защита выполняется с помощью реле типа РТ-40/Ф, подключенного к трансформатору тока в нейтрали генератора.

Токовая защита обратной последовательности с интегральной время токовой характеристикой предназначена для защиты генератора от перегрузок токами обратной последовательности, вызванных несимметричной перегрузкой или внешними несимметричными короткими замыканиями, а также для резервирования основных защит. Защита выполняется с помощью реле типа РТФ-9, подключенного к трансформатору тока в нейтрали генератора. Защита содержит четыре органа, действующих на отключение и один сигнальный орган.

Защита от внешних симметричных коротких замыканий (дистанционная защита) предназначена для защиты генератора от внешних трехфазных коротких замыканий в случае отказа защит отходящих присоединений, а также для резервирования основных защит блока. Защита выполняется с помощью реле сопротивления типа КРС-2, подключенного к трансформатору тока в нейтрали генератора и трансформатору напряжения на выводах генератора.

Защита ротора генератора от перегрузок током возбуждения -токовая защита с интегрально-зависимой характеристикой выдержки времени. Защита выполняется на блок-реле БЭ1102-2402А.04.

Защита от КЗ на землю в одной точке цепи возбуждения. Она предусмотрена для обнаружения замыкания путём замера сопротивления изоляции обмотки ротора относительно земли. Защита выполняется с наложением на цепь возбуждения первичного тока с частотой 25 Гц, который подводится от отдельного источника при помощи специальной контактной щётки. Защита выполняется с помощью двух блоков: контроля сопротивления изоляции типа БЭ1104Б.04 и частотного фильтра типа БЭ1105Б. 04, подключённых к цепям возбуждения генератора.

Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю для трансформаторов, работающих с заземлённой нейтралью, токовая двухступенчатая защита нулевой последовательности. Предназначна для отключения блока при внешних однофазных коротких замыканиях, если отказали защиты поврежденных присоединений. Выполняется с помощью двух токовых реле, включенных на ток нейтрали трансформатора блока.

Газовая защита трансформатора предназначена для защиты от повреждений внутри бака трансформатора, связанных с выделением газа или движением масла с определенной скоростью в сторону расширителя. Реле имеет два органа: один с действием на сигнал, второй - на отключение.

Защита от симметричных перегрузок - токовая защита с использованием тока одной фазы. Предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок обмотки статора. Выполняется на блоке БЭ1103.27. 02А 04, состоящего из входного преобразовательного устройства, сигнального органа, пускового и интегрального органов, блока контроля. Защита подключается к трансформатору тока на одной фазы со стороны линейных выводов генератора и действует при перегрузках на отключение с зависимой от тока статора выдержкой времени. Пусковой орган срабатывает без выдержки времени и осуществляет пуск интегрального органа.

Защита от повышения напряжения предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения и действует на гашение поля в режиме холостого хода (вводится в действие при исчезновении тока в реле РТ-40/Р в схеме УРОВ).При отключении генератора от сети защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около 3 с., перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генераторе из-за сброса нагрузки. Пусковым органом защиты является реле напряжения типа РНС 14-33-5-04.

Защита от асинхронного режима при потере возбуждения. Выполняется с помощью одного реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801.27Е.2Б04.

12.2 Расчет продольной дифференциальной защиты генератора на реле типа ДЗТ-11/5

Рисунок 21 Схема замещения



Рисунок 22. Схема замещения для расчета РЗ блока генератора 300 мВт

Минимальный релейный ток небаланса определяется по формуле:

I_{аб расч} = К_одн У I_КG , (12.1)

где К_одн - коэффицент однотипности трансформатора тока (ТА) принимаем равным 1 пр разных ТА на выводах генератора и в нейтрали и 0,5 при одинаковых;

I_КG - периодическая составляющая тока трехфазного КЗ при КЗ за трансформатором блока или наибольшее значение тока асинхронного тока;

I_КG = (Е'_Х U_б / (Х₇₂+Х₇₃)) U_б/U_ср, (12.2)

I_КG = (113 330/ )) 330/15,75 = 12,2 кА

Ток асинхронного хода генератора определяется по йормуле:

I_ax = ((2U_б E''_x)/(X_c+X_G+X_T)) (Uб/Uср) (12.3)

I_ax =((2 330 1)/1.73(0.4+0.55+0.29)) 330/15.75 = 153.06 кА

I_{нб расч} = 0,50,1153,06 = 7,65 кА

Магнитодвижущая сила срабатывания РЗ определяется по формуле:

F_раб = (К_н I_{нб расч макс}/ K) W, (12.4)



где К_н - коэффицент надежности 1.6;

К - коэффицент трансфармации ТА 10000/5;

W- число витков рабочей обмотки ФЗТ-11/5 = 144 В

F_раб = (1,6 2480/2000) 144 = 285,7 АВ принимаем 286 АВ

Определяем F_тор по формуле:

F_тор = 136 -1 (12.5)

F_тор = 136 = 364,4 АВ

Определим вторичное значение тормозного тока:

I_{торм втор} = I_ax/K, (12.6)

I_{торм втор}= 153.0610³/2000 = 76.53

Определим число витков тормозной обмотки

W_тор = F_тор/ I_{торм втор} ,

W_тор = 364,4/76,53 = 4,76 В

Принимаем число витков тормозной обмотки реле АЗТ 11/5 W_тор= 5 В

Чуствительность защиты проверяется при 2-х фазного КЗ на выводах генератора

К₂ = I_k⁽²⁾/K I_ср (12.7)



где I_ср - вторичный ток срабатывания защиты

К₂=(( 5110³)/3)/20000,694 = 31,6

I_ср = F_ср/W_раб = 100/141 = 0,694 А

Чувствительность защиты соответствует требованиям ПУЭ.



13. СПЕЦВОПРОС. САМОЗАПУСК ДВИГАТЕЛЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИИ

Кратковременное снижение или полное исчезновение напряжения на шинах собственных нужд, вызванное коротким замыканием или переключением на резервное питание из-за автоматического или ошибочного ручного отключения рабочего питания, ведет к снижению частоты вращения двигателей вплоть до полной остановки части из них, Для сохранения в работе основных агрегатов электростанции двигатели ответственных механизмов при этом не отключаются от шин. После устранения причины кратковременного нарушения электроснабжения они восстанавливают нормальную частоту вращения без вмешательства пер-сонала. Такой процесс называется самозапуском.

Продолжительность самозапуска двигателей не должна превышать 30-35 с для станции среднего давления из-за опасности повреждения обмоток двигателей от перегрева; 20-25 с для станции высокого давления с поперечными связями и 15-20 с для блочных станций из-за возможности отключения котельных или блочных агрегатов технологи-ческой защитой при более продолжительном самозапуске. При отключении питания напряжение на секции с не отключенными двигателями исчезает не сразу, а за счет электромагнитной и кинетической энергии, запасенной двигателями, затухает за время 1-1,5 с и при наличии синхронных двигателей - даже до 3 с. Участвующие в групповом выбеге двигатели механизмов с большим моментом инерции (вентиляторы, дымососы) работают в этом случае в режиме генераторов, отдавая часть знергии двигателям механизмов с меньшим моментом инерции, работающим в двигательном режиме.

Частота затухающего напряжения при групповом выбеге по мере торможения двигателей уменьшается со скоростью примерно 4-7 Гц/с (рис. 6.1). Групповой выбег продолжается до снижения напряжения на секции до (0,25- 0,2) U_ном, после чего двигатели останавливаются независимо друг от друга.

Из-за снижения частоты затухающего напряжения оно быстро отстает по фазе от напряжения сети. Уже через 0,3-0,4 с с момента отключения питания секции угол расхождения напряжения достигает 180°. При этом разность напряжений на секции и в сети может достигнуть (1,6-1,8) Uном. При самопроизвольном или ошибочном отключении рабочего питания, а в некоторых случаях и при действии быстродействующих защит напряжение на секцию от АВР подается через 0,4-0,5 с, т. е. в момент противофазы. Несмотря на это переходные токи в двигателях близки к нормальным пусковым токам из-за значительного падения напряжения в источнике резервного питания от одновременного самозапуска мощной группы двигателей. Поэтому повреждений двигателей при самозапуске от динамических усилий в обмотках не наблюдается. При КЗ на шинах секции или вблизи шин напряжение на шинах снизится до нуля и выбег двигателей будет происходить независимо друг от друга. Время затухания переходного тока, который двигатели будут посылать к месту КЗ, примерно равно 0,3 с. Торможение двигателя от это затухание напряжения и частоты на шинах с.н. 6 кВ блока 300 МВт при групповом выбеге после отключения источника питания: 1,2 - нагрузка на секции 940 А, в выбеге участвует синхронный двигатель мельницы; 3, 4 - нагрузка на секции 1370А, выбег без мельницы тока ввиду кратковременности процесса невелико и составляет в зависимости от типа механизма всего лишь 0,8-3 % нормальной частоты вращения.

Самозапуск двигателей до нормальной частоты вращения происходит каскадно. Первыми заканчивают разбег двигатели механизмов с легкими условиями пуска, например циркуляционных (ЦЭН), конденсатных насосов. Благодаря снижению пусковых токов этих двигателей до номинальных напряжение на секции повышается, что облегчает разбег других двигателей: питательных насосов (ПЭН), дымососов (Д), дутьевых вентиляторов (ДВ) и т. д. Каскадный разбег двигателей позволяет обеспечить их самозапуск при начальном напряжении несколько ниже того, которое требуется для двигателей механизмов с тяжелыми условиями пуска.

Чем кратковременный перерыв питания, тем меньше двигатели успевают затормозиться, тем меньше их пусковые токи и больше начальное напряжение на шинах после включения резервного питания и, следовательно, тем быстрее самозапуск двигателей. Поэтому следует по возможности сокращать время действия защит и АВР на собственных нуждах. Перерыв в питании при действии АВР не должен быть более 0,7 с при работе быстродействующих защит источника питания шин с. н. (собственное время действия защиты и АВР); 1,5 - 2 с - при работе максимальной токовой защиты источника питания

Изменение тока и напряжения секции и электродвигателей с. н. блока 300 МВт при самозапуске после перерыва питания 2,5 с при отключении источника питания пусковым органом минимального напряжения АВР.

Предельно допустимая продолжительность перерыва ограничивается также режимом работы котлоагрегата. Перерыв более 3 с вызывает такое снижение частоты вращения тягодутьевых механизмов, при котором факел в топке может погаснуть. Одновременное последующее восстановление работы тягодутьевых механизмов и питателей топлива может привести к взрыву в топке котла. Поэтому при длительных перерывах питания двигатели дутьевых вентиляторов отключаются защитой минимального напряжения с выдержкой времени 4-10 с (в зависимости от вида топлива). Затем от блокировки отключаются мельничные вентиляторы и питатели топлива. Следовательно, при перерывах питания с. н. на 4 с и более работа котлоагрегата нарушается и самозапуск двигателей не только не имеет смысла, но даже и недопустим.

Самозапуск ответственных двигателей после перерыва питания должен обеспечиваться: на ТЭЦ с шинами генераторного напряжения - от ненагруженного резервного источника питания, на станциях с блочными агрегатами 165 МВт и выше - от резервного трансформатора, уже нагруженного на 50%. Предварительную нагрузку резервного трансформатора на 50 % приходится учитывать, поскольку она соответствует режиму пуска или остановки блока от резервного трансформатора, а блоки пускаются и останавливаются сравнительно часто и пуск их из холодного состояния продолжителен.

Для облегчения самозапуска все неответственные двигатели при снижении напряжения на шинах с. н. до (0,6- 0,7) С/ном отключаются защитой минимального напряжения с выдержкой 0,5 с. Неответственные синхронные двигатели, например шаровых мельниц, автоматически отключаются одновременно с отключением выключателя рабочего питания. Это сокращает продолжительность затухания остаточного напряжения и ускоряет действие защиты минимального напряжения. Напряжение на резервном источнике питания стремятся поддерживать на 10 % выше номинального напряжения двигателя.

Некоторые особенности имеет самозапуск ответственных механизмов (питательных или циркуляционных насосов) с синхронными двигателями. При перерыве питания менее 0,5 с вхождение двигателя в синхронизм происходит достаточно быстро, если вращающий асинхронный момент двигателя обеспечивает увеличение частоты вращения, необходимое для втягивания в синхронизм. Большую помощь в этом обеспечивает форсировка возбуждения. При недостаточном асинхронном моменте (слишком низкое восстанавливающееся напряжение, работа с обмоткой ротора, замкнутой на якорь возбудителя), а также при перерывах в питании более 0,5 с втягивания в синхронизм может не произойти, и тогда потребуется ресинхронизация под нагрузкой или повторный пуск, если возможна кратковременная остановка механизма. Это осуществляется специальными схемами автоматики, которые воздействуют на отключение АГП и замыкание обмотки ротора на сопротивление, в 7-10 раз превышающее сопротивление этой обмотки, с одновременной форсировкой возбуждения (производится ре-синхронизация) или приводят в действие нормальную схему пуска после восстановления напряжения на с. н. В случае необходимости схема ресинхронизации дополняется автоматикой разгрузки механизма.

Для успешности самозапуска начальное напряжение на шинах с. н. должно быть достаточным, чтобы создать избыточный ток.

Зависимость кратности тока двигателей при самозапуске (по сравнению с его значением для заторможенных двигателей) от продолжительности перерыва питания при действии АВР точный момент для разбега всех основных двигателей, а продолжительность разбега двигателей, зависящая какот начального напряжения, так и скорости его восстановления, не должна превышать предельно допустимую.

Точный расчет самозапуска может быть произведен графоаналитическим методом последовательных интервалов. Но этот метод громоздкий и весьма трудоемкий. С достаточной степенью точности успешность самозапуска может быть проверена по методу эквивалентного двигателя, разработанному в Союзтехэнерго.

Установлено, что при перерыве питания не более 2- 3 с самозапуск двигателей проходит успешно, если начальное напряжение на шинах после включения резервного источника питания составляет: U_нач=0,5 для станции среднего давления.

По результатам многочисленных опытов определен относительный суммарный ток самозапуска (отнесенный к суммарному току самозапуска остановившихся двигателей) в зависимости от продолжительности перерыва питания. В пределах перерывов питания от 0,5 до 3 с суммарный ток самозапуска двигателей возрастает от 0,55 до 0,87 суммарного пускового тока остановившихся двигателей.

13.1 Самозапуск асинхронных и синхронных электродвигателей

Кратковременные перерывы электроснабжения или резкие снижения напряжения на шинах электроустановок, вызванные переходом на резервное питание, короткими замыканиями и другими причинами, приводят к уменьшению частоты вращения подключенных электродвигателей или даже их полной остановке. Однако двигатели ответственных рабочих машин в этих условиях не отключают от сети, и после устранения причины, вызвавшей нарушение электроснабжения, происходит одновременный разбег этих электродвигателей в условиях пониженного напряжения на шинах вследствие значительного падения напряжения в трансформаторах и других элементах, включенных между источником электроэнергии и шинами, от пусковых токов. Этот процесс называется самозапуском. Самозапуск электродвигателей широко используется в промышленных установках, в том числе и в системе собственных нужд электростанций, как средство устранения продолжительных перебоев в работе ответственных рабочих машин.

Продолжительность процесса само-запуска электродвигателей зависит от времени перерыва электроснабжения, параметров питающих трансформаторов, суммарной мощности не отключенных двигателей и их загрузки, механических характеристик рабочих машин, положения регулирующих органов (задвижек, поворотных лопастей и пр.) и других факторов. Однако успешным является лишь такой самозапуск, при котором продолжительность процесса разбега до номинальной частоты вращения всех участвующих в нем двигателей не вы-ходит за допустимые пределы, определяемые или условием нагрева обмоток электродвигателей за время самозапуска, или условиями технологического процесса. Так, для электродвигателей системы собственных нужд тепловых электростанций среднего давления допустимая продолжительность процесса самозапуска определяется нагревом наиболее загруженных двигателей и составляет 30 - 35 с; для электродвигателей тепловых электростанций высокого давления она определяется условием сохранения технологического процесса котла и составляет всего 15 - 20 с, так как котлы высокого давления, обладая сравнительно малой аккумулирующей способностью, не допускают продолжи-тельных перерывов в подаче питатель-ной воды и отключаются технологическими защитами при сравнительно не большом отклонении режимных пара-метров от расчетных значений.

Характер процесса выбега электродвигателей, предшествующего самозапуску, зависит от причины нарушения электроснабжения. В случае отключения источника питания (рабочего трансформатора) от сборных шин процесс протекает иначе, чем при КЗ на сборных шинах или вблизи них. Это объясняется следующим образом. При отключении источника питания электродвигатели, присоединенные к сборным шинам остаются электрически связанными друг с другом и с шинами и за счет запасенной кинетической и электромагнитной энергии поддерживают на шинах значительное напряжение. Вследствие не-одинаковой предшествующей нагрузки электродвигателей, не идентичности механических характеристик приводимых рабочих машин и ряда других причин ЭДС отдельных двигателей оказываются неодинаковыми по абсолютному значению и не совпадающими по фазе, поэтому между электродвигателями циркулируют уравнительные токи и происходит обмен энергией. Таким образом при отключении источника питания выбег электродвигателей происходит в условиях их весьма существенного взаимного влияния друг на друга. Поэтом; такой выбег называют групповым

Поведение различных агрегатов, групповом выбеге зависитот многих факторов. Однако решающее влияние на него оказывают механические пар.1-метры агрегатов. Электродвигатели агрегатов, имеющих большие механические постоянные времени, работают в генераторном режиме и отдают часть энергии электродвигателям агрегатов, имеющих меньшие механические постоянные времени, вынуждая их работать в двигательном режиме. Обмен энергией приводит к тому, что электродвигатели, работающие в генераторном режиме, снижают частоту вращения быстрее, а электродвигатели, работающие в двигательном режиме, наоборот, медленнее, чем при индивидуальном (одиночном) выбеге, т. е. выбеге в условиях полного отсутствия или несущественного взаимного влияния электродвигателей друг на друга. Так, в системе собственных нужд электростанций двигатели вентиляторов при групповом выбеге работают в генераторном режиме, а двигатели насосов - в двигательном.

Скорость, с которой уменьшается остаточное напряжение на сборных ши-нах в процессе группового выбега, за-висит от суммарной мощности электро-двигателей, оставшихся присоединенными к этим шинам, нагрузки электро-двигателей и других факторов. Она значительно больше скорости, с которой уменьшается частота, поэтому к тому времени, когда напряжение практически полностью затухает (это время обычно не превышает 2 - 3 с), частота снижается не более чем на 10 - 20%.

Изменение частоты вращения электродвигателей при групповом (сплошные линии) и индивидуальном (пунктирные линии) выбегах:

1- электродвигатель вентилятора; 2 - электродвигатель насоса остаточного напряжения сопровождается уменьшением уравнительных токов между электродвигателями и соответствующим уменьшением взаимного влияния электродвигателей друг на дру...