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 шинУстанавливаются 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 трансформаторовВыбор измерительных приборов.Турбогенератор.Статор:Тип прибораКласс точностиАмперметр в каждой фазеЭ – 3771,5ВольтметрЭ – 3771,5ВаттметрД – 3651,5ВарметрД – 3652,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0Счётчик реактивной энергииИ – 675М2,0Регистрирующие приборы:Ваттметр Н – 3951,5АмперметрН – 3931,5ВольтметрН – 3931,5Ротор:АмперметрЭ – 3771,5ВольтметрЭ – 3771,5Регистрирующий амперметрН – 3931,5Блочный трансформатор.ВН: АмперметрЭ – 3771,5Трансформатор связи.НН: АмперметрЭ – 3771,5ВаттметрД – 3651,5Варметр с двухсторонней шкалойД – 3652,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0Счётчик реактивной энергииИ – 673М2,0ВН: АмперметрЭ – 3771,5Трансформатор собственных нужд.Сторона питания:АмперметрЭ – 3771,5ВаттметрД – 3651,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0Ввод к секциям 6,3 кВ:АмперметрЭ – 3771,5ВаттметрД – 3651,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0ЛЭП 110 кВ:АмперметрЭ – 3771,5ВаттметрД – 3651,5ВарметрД – 3652,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0Счётчик реактивной энергииИ – 673М2,0ЛЭП 10 кВ:АмперметрЭ – 3771,5Счётчик активной энергииИ – 6751,0Счётчик реактивной энергииИ – 673М2,0Выбор 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 8.1ПриборТипКол-воПотребляемая мощность, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-37730,10,10,1ВаттметрД-36510,5-0,5ВарметрД-36510,5-0,5Счётчик активной энергииИ-67512,5-2,5Счетчик реактивной энергииИ-675М12,52,52,5Регистрирующий ваттметрН-395110-10Регистрирующий амперметрН-3931101010Суммарная 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 8.2ПриборТипКол-воПотребляемая мощность, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-37730,50,50,5ВаттметрД-36510,50,5Счётчик активной энергииИ-67512,5Суммарная 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– 600/5в 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 2,5мм2.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 8.3ПриборТипКол-воПотребляемая мощность, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-37730,50,50,5ВаттметрД-36510,50,5ВарметрД-36510,50,5Счётчик активной энергииИ-67512,5Счетчик реактивной энергииИ-675М12,5Регистрирующий амперметрЭ-37711010Суммарная 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 8.4ПриборТипКол-воПотребляемая мощность, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-37710,5ВаттметрД-36510,50,5ВарметрД-36510,50,5Счётчик активной энергииИ-67512,5Счетчик реактивной энергииИ-675М12,5Суммарная нагрузка1,05,51,0Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазыВ.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 8.5ПриборТипSобм, В·АЧисло паралл. катушекcosφsinφЧисло приборовОбщая мощностьР, ВтQ, ВарВольтметрЭ-377211012ВаттметрД-3651,521026ВарметрД-3651,521013Датч. акт.мощностиЕ-82910-10110Датч. реакт. мощностиЕ-83010-10110Счётчик акт.эн.И-6752 Вт20,380,925149,7Ваттметр регистр.Н-39510210120Вольтметр регистрН-39310110110Частото-метрЭ-372311026Сумма719,7Полную мощность определим по формуле:Допустимая мощность ТН: Sд = 75 В·АТогда имеем: S2∑ < SдопСледовательно, 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 8.6ПриборТипSобм, В·АЧисло паралл. катушекcosφsinφЧисло приборовОбщая мощностьР, ВтQ, ВарВаттметрД-3651,521013ВарметрД-3651,521013Счётчик реакт. эн.И-75М3 Вт20,380,92513х214,6Счётчик акт.эн.И-6753 Вт20,380,92513х214,6Вольтметр регистрН-39310210120Сумма3829,2Полная 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 проектеОРУ 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 источников1.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.