Кэс 1200 мва

1Гавная Схема KiVi.DOC

1 ГЛАВНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИИ
Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов трансформаторов) между собою и с отходящими линиями.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электрической станции другими словами быть надежной. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции. Т.е. свойство системы аппарата схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса.
Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования электрических станций. Различают главные схемы и схемы собственных нужд. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки ее экономичность оперативная гибкость и удобство эксплуатации безопасность обслуживания возможность расширения.
На выбор схем электрических соединений электрических станций и подстанций влияют ряд факторов:
тип назначение и месторасположение электростанции и энергосистемы;
число и мощность генераторов силовых трансформаторов и линий;
наличие мощность и энергопотребление местной нагрузки;
требуемая степень надежности электроснабжения потребителей;
схемы и напряжения прилегающих сетей энергосистемы;
наличие оборудования нужных параметров и надежность его работы;
размер ущерба при нарушении электроснабжения и недоотпуске электроэнергии потребителям а также системного ущерба из-за ухудшения режимов работы энергетических систем при отказе этих элементов.
При проектировании электрических схем КЭС учитывается что они всю вырабатываемую электроэнергию за исключением потребления на собственные нужды выдают в сети повышенных напряжений.
Электрическая схема КЭС на генераторном напряжении строится по блочному принципу с питанием собственных нужд блока от сети генераторного напряжения. Блоки выполняем простыми. Для исключения возможности междуфазных КЗ в сети генераторного напряжения соединение генераторов с трансформаторами блоков а также ответвления к трансформаторам собственных нужд выполняем закрытыми экранированными токопроводами и никакой коммутационной аппаратуры на этих участках не предусматриваем.
1Выбор главной схемы электрических соединений
Согласно материалам типовых проектов строим КЭС по блочному типу. Структурная схема представлена на рис. 1.1.
Устанавливаем четыре блока мощностью 300 МВт каждый:
генераторы типа ТВВ-320-2ЕУ3;
блочные трансформаторы выберем из условия:
где Рг – номинальная мощность генератора МВт;
Рсн – мощность потребляемая собственными нуждами
принимаем коэффициент собственных нужд ксн=8% коэффициент спроса =09 тогда
принимаем cosсн=08 cosг=085 тогда
принимаем трансформаторы типа ТДЦ – 400000330;
трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС –3200035.
На электростанциях с агрегатами мощностью 300 МВт и выше повреждение или отказ любого выключателя (за исключением секционного и шиносоединительного) не должно как правило приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких электрических линий если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы или ее части.
Отключение электрических линий следует производить не более чем двумя выключателями; отключение повышающих трансформаторов автотрансформаторов связи трансформаторов собственных нужд — не более чем тремя выключателями в РУ каждого повышенного напряжения.
Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей без отключения соответствующих присоединений.
При питании от данного распределительного устройства двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд блочных электростанций должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов в случае повреждения или отказа любого выключателя в том числе секционного или шиносоединительного.
Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
где Рмах – наибольшая передаваемая мощность за вычетом СН;
Рл – наибольшая мощность которую можно передать одной линией.
Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в табл.2.1 [13].
Количество линий 330 кВ по заданию nЛЭП330 = 4.
принимаем nЛЭП110= 5.
Учитывая вышесказанное выбираем схему РУ 330 кВ с полутора выключателями на присоединение схему РУ 110 кВ – с двумя рабочими и обходной системой шин
Устанавливаем два автотрансформатора связи; мощность каждого выбираем из условия:
где S1 – максимальная величина перетока.
принимаем автотрансформаторы типа АТДЦТН – 200000330110.
На блочных станциях с блоками 160 МВт и выше при 3-6 блоках устанавливают два пуско-резервных трансформатора собственных нужд мощность которых примерно в 15 раза больше мощности рабочего трансформатора СН. Один трансформатор присоединен к РУ-110 кВ. Выбираем трансформатор типа ТРДНС –40000110. Другой из пуско-резервных трансформаторов присоединяем к стороне НН автотрансформатора. Выбираем трансформатор типа ТРДНС – 4000035.
Варианты главной схемы электрических соединений представлены на рисунке 1.1.
КЭС 1 КЭС 1 КЭС 2 КЭС 2 5 ЛЭП
с.н. с.н. с.н. с.н. ПРТСН1
Рисунок 1.1 – Главная схема КЭС–1200 МВт.
2 Схема собственных нужд
Установка собственных нужд (СН) – важный элемент электростанций и подстанций. Повреждения в системе СН электростанций неоднократно приводили к нарушению работы основного оборудования энергоблоков электростанций в целом и развитию аварий в энергосистемах.
Состав электроприемников СН значение потребляемой ими мощности и электроэнергии зависят от типа электростанции вида топлива мощности агрегатов и т.п.
Основным приводом механизмов СН являются асинхронные электродвигатели различных исполнений с прямым пуском. Для тихоходных а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов требующих регулирования частоты вращения в широких пределах применяют электродвигатели постоянного тока и асинхронные электродвигатели с тирристорным преобразователем в цепи статора.
На электростанции имеется два напряжения СН: высшее (6 кВ) и низшее (04 кВ). При выборе напряжения имеют в виду что электродвигатели с меньшим номинальным напряжением имеют несколько лучшие технико-экономические показатели чем той же мощности на более высокое напряжение. С другой стороны применение более высокого напряжения СН уменьшает номинальные токи цепей облегчает кабели уменьшает при прочих равных условиях токи КЗ в системе СН и облегчает условия самозапуска электродвигателей механизмов СН.
В системе СН на все напряжениях применяется двойная секционированная система сборных шин при чем рабочее питание электроприемников одного энергоблока производится на напряжениях 6 кВ и 04 кВ по блочной схеме от одного первичного источника а резервное – от другого.
Предельная мощность трансформаторов СН 604 кВ принимается равной 1000 кВА при напряжении КЗ равном 8%. При меньшей мощности трансформаторов принимаются сниженные напряжения КЗ (45-55%).
Собственные нужды блоков 6 кВ получают питание от блочных трансформаторов СН подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором. Каждый блок имеет две секции напряжением 6 кВ. Резервирование питания секций осуществляется автоматически от спаренных резервных магистралей 6 кВ получающих питание от резервных трансформаторов. Резервные магистрали секционируются выключателями через 2 блока и имеют выключатели на вводе от резервных трансформаторов. Согласно действующим НТП число резервных трансформаторов в схемах где блоки не имеют генераторных выключателей принимается равным двум при числе блоков от трех до шести включительно.
На каждый блок предусматриваются две секции СН 04 кВ. Каждая секция имеет рабочее и резервное питание последнее включается автоматически. Рабочее питание секций 04 кВ блока осуществляется от секций 6 кВ своего блока через трансформаторы 604 кВ резервное – от секций 6 кВ одного из других блоков.
Резервное питание секций СН осуществляется от резервной магистрали связанной с резервным трансформатором СН (ПРТСН).
Резервную магистраль для увеличения гибкости и надежности секционируем выключателями через два блока.
Резервный трансформатор СН должен обеспечивать самозапуск электродвигателей ответственных механизмов СН (допустимо отключение неответственных механизмов) при расчетном времени перерыва питания 25 с определяемом временем действия релейных защит временем отключения выключателей временем действия системы автоматического включения резерва (АВР) и взаимодействия электрических и технологических защит и блокировок.

ведомость объема_5.doc

ВЕДОМОСТЬ ОБЪЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
Задание на дипломное проектирование
Пояснительная записка
Главная схема электрических соединений
Конструктивный чертёж распределительного устройства 110 кВ
Поясняющая схема и цепи переменного тока блока
Цепи постоянного тока и сигнализации защиты блока
Схема формирования сравниваемых величин для реле дистанционной защиты
Основные цепи логической части дистанционной защиты
ДП – 106611 – ДО – 2006

0 Введение KiVi.doc

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы.
Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению в системе аварий под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части сопровождающиеся определенным недоотпуском энергии потребителям недопустимым ухудшением ее качества или разрушением основного оборудования. Предотвращение возникновения аварий или их развития при повреждениях в электрической части энергосистемы часто может быть обеспечено путем быстрого отключения поврежденного элемента. Необходимо также иметь в виду что КЗ в любом месте системы ввиду взаимосвязанности всех ее элементов в той или иной мере немедленно отражаются на работе значительной ее части.
Для повышения надежности электроснабжения потребителей все элементы энергосистемы снабжаются устройствами релейной защиты.
Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента (как правило при КЗ) от остальной неповрежденной части системы при помощи выключателей. Она является одним из видов автоматики систем. Важность этого вида автоматики определяется тем что без нее вообще невозможна бесперебойная работа электроэнергетических установок.
В настоящем дипломном проекте разрабатываются релейная защита и автоматика электрического оборудования КЭС мощностью 1200 МВт. Основное внимание уделено защитам блока генератор-трансформатор и линий напряжением 330 кВ.

9.Литера KiVi.doc

Список использованных источников
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергия 1980. - 704 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций” для студентов специальности 0301 “Электрические станции” Сост. Мазуркевич В.Н. Свита Л.Н. Сергей И.И. Стрелюк М.И. – Мн. 1987.
Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. Васильева А.А. – М.: Энергия 1980. – 576 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии Под общ. ред. профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (гл. ред.) и др. 7-е изд. испр. и доп.- М.: Энергоатомиздат 1988.-880 с.
Таубес И. Р. Релейная защита мощных турбогенераторов.- М.: Энергоиздат 1981.- 88 с.
Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор – трансформатор. – М.: Энергоиздат 1982. – 256 с.
Федосеев А.М. Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов.- 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1992. - 528 с.
Руководящие указания по релейной защите. Р 85 Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты. – М.: Энергоатомиздат 1985. - 96 с.
Байтер И.И. Богданова Н.А. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. - 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 112 с.
Разработка схем и методики расчётов характеристик дистанционных защит линий 110 – 750 кВ объединённых энергосистем. – М.: Энергосетьпроект 1981.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоиздат 1982. – 640 с.
Правила техники эксплуатации электроустановок и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок - М.: Энергия 1977. – 288 с.
Князевский Б.А. Долин П.А. Мирусова Т.П. Охрана труда. – М.: Высшая школа 1986. - 288 с.
Падалко Л.П. Маныкина Л.А. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме курса “Организация и планирование энергетического производства” - Мн.: БПИ 1988. – 29с.

0 содержание.doc

Главная схема электрических соединений и схемы
собственных нужд станции 8
1 Выбор главной схемы электрических соединений .9
2 Схема собственных нужд ..12
Выбор электрооборудования главной схемы электрических
соединений и схемы собственных нужд станции . .. .15
Выбор устройств релейной защиты и автоматики основных
элементов станции. Оперативный ток . 20
1 Выбор релейных защит генераторов . 20
2 Выбор релейных защит блочных трансформаторов 22
3 Выбор резервных защит блоков генератор-трансформатор 24
4 Выбор релейных защит трансформаторов с.н ..25
5 Выбор релейных защит двигателей 26
6 Выбор устройств автоматики 26
7 Оперативный ток .29
Расчет токов короткого замыкания для выбора параметров
срабатывания устройств релейной защиты и автоматики 38
Расчет защит блока генератор-трансформатор и разработка схемы
релейной защиты .. . .41
1 Продольная дифференциальная защита генератора 41
2 Поперечная дифференциальная защита генератора 44
3 Защита от замыканий на землю в обмотке статора .44
4 Продольная дифференциальная токовая защита
трансформатора блока 45
5 Зашита от замыканий внутри бака трансформатора 52
6 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора 53
7 Токовая защита обратной последовательности 53
8 Защита от симметричной перегрузки обмотки статора 55
9 Защита от перегрузки ротора . .55
10 Защита от потери возбуждения 56
11 Защита от асинхронного режима без потери возбуждения . ..57
12 Пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). ..57
13 Защита от внешних КЗ на землю . 58
14 Защита от симметричных перегрузок . 58
15 Дистанционная защита 59
Защита линий посредством шкафа ШДЭ2802 (состав и
выполнение комплектного устройства) .. 62
1 Конструктивное выполнение шкафа ШДЭ 2802 ..62
2 Устройство и принцип действия 64
Расчёт дистанционной защиты линии Л2 (в составе ШДЭ 2802) ..69
1 Расчет I-й ступени дистанционной защиты . 69
2 Расчет II-й ступени дистанционной защиты 70
3 Расчет III-й ступени дистанционной защиты 73
1 Защита от электромагнитных полей токов
промышленной частоты 76
2 Меры безрпасности при эксплуатации систем РЗА
3 Выбор и расчет грозозащитного троса на ЛЭП-330кВ 88
Технико-экономические показатели .92
Список использованных источников . 102
Приложение А. Результаты расчета токов короткого замыкания ..104

Охрана труда KiVi.doc

1. Защита от электромагнитных полей токов промышленной частоты.
Источниками электромагнитных полей промышленной частоты являются линии электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения открытые распределительные устройства (ОРУ) работающие на напряжении 330 кВ.
Электромагнитное поле можно рассматривать состоящим из двух полей: электрического и магнитного. Выполненные для действительных условий расчёты показали что в любой точке электромагнитного поля возникающего в электроустановках промышленной частоты поглощённая телом человека энергия магнитного поля примерно в 50 раз меньше поглощённой им энергии электрического поля. На основе этого был сделан вывод что отрицательное действие на организм человека электромагнитного поля в электроустановках промышленной частоты обусловлено электрическим полем магнитное же поле оказывает незначительное биологическое воздействие и в практических условиях им можно пренебречь.
При длительном хроническом облучении электрическим полем (ЭП) отмечается его биологическое действие которое заключается в рефлекторном действии поля на центральную нервную систему и прямом – на структуры спинного и головного мозга.
Стандарт устанавливает предельно допустимые уровни напряженности ЭП частотой 50 Гц для персонала обслуживающего электроустановки и находящегося в зоне влияния создаваемого им ЭП в зависимости от времени пребывания в ЭП а также требования к проведению контроля уровней напряженности ЭП на рабочих местах.
Предельно допустимый уровень напряжённости воздействующего ЭП устанавливается равным 25 кВм2 . Пребывание в ЭП напряжённостью более
кВм2 без применения средств защиты не допускается. Пребывание в ЭП напряжённостью до 5 кВм2 включительно в течение рабочего дня.
При напряжённости ЭП свыше 20-25 кВм2 время пребывания персонала в ЭП не должно превышать 10 мин.
Допустимое время пребывания в ЭП напряжённостью свыше 5 до
кВм2 включительно вычисляется по формуле:
где Т – допустимое время пребывания в ЭП при соответствующем уровне напряжённости ч;
Е – напряжённость воздействующего ЭП в контролируемой зоне кВм2;
Расчёт допустимой напряжённости в зависимости от времени пребывания в ЭП производится по формуле:
где Т – время пребывания в ЭП ч.
Допустимое время пребывания в ЭП может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. В остальное рабочее время напряжённость ЭП не должна превышать 5 кВм2 .
При нахождении персонала в течение рабочего дня в зонах с различными напряжённостями ЭП время пребывания вычисляется по формуле:
где Тпр – приведённое время эквивалентное по биологическому эффекту пребывания в ЭП нижней границы нормируемой напряжённости ч;
tЕn – время пребывания в контролируемых зонах с напряжённостями E1 E2 En ч;
TEn – допустимое время пребывания в ЭП для соответствующих контролируемых зон не должно превышать 8 ч. (приведённое время).
Количество контролируемых зон определяется перепадом уровней напряжённости ЭП на рабочем месте. Различие уровней напряжённости ЭП контролируемых зон устанавливается 1 кВм2.
2 Меры безрпасности при эксплуатации систем РЗА КЭС-1200
Все устройства релейной защиты автоматики и телемеханики (РЗА и Т) соответствуют ПУЭ [13] и объем их должен определяться технико-экономической целесообразностью.
Эксплуатация устройств РЗА и Т осуществляется персоналом электролабораторий отдела главного энергетика предприятия или выделенным лицом с данного предприятия (или вышестоящей организации) специально обученным и допущенным к таким работам или специализированной организацией (по договору).
Силовое электрооборудование подстанций цехов предприятий электросети и линии электропередачи потребителей должно быть защищено от токов короткого замыкания и других ненормальных режимов устройствами релейной защиты или предохранителями.
Для обеспечения надежности электроснабжения предприятий применяются средства автоматики: автоматическое включение резерва (АВР) автоматическое повторное включение (АПВ) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) и устройство форсирования возбуждения синхронных двигателей автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и др.
Для быстрейшего восстановления нормальной работы предприятий должны быть приняты меры к обеспечению самозапуска электродвигателей после кратковременных перерывов питания или глубокой посадки напряжения где это необходимо по условиям технологии и допустимо с точки зрения безопасности людей и оборудования.
Средства телемеханики — телеуправление телесигнализация и телеизмерение — применяются в зависимости от требований к централизации управления повышению оперативности управления оборудованием быстроте ликвидации ненормальных режимов и т. п.
Установки релейных защит на подстанциях потребителей питающихся от энергосистемы согласованы с энергосистемой; изменение уставок разрешается лишь по указанию службы релейной защиты энергосистемы. При выборе уставок реле защищаемого электрооборудования потребителя должна обеспечиваться селективность действия с учетом наличия АВР и АПВ. Кроме того уставки релейной защиты увязаны по селективности с работой технологической автоматики и блокировок цеховых агрегатов и устройств.
Все уставки релейных защит проверены на чувствительность в условиях минимального режима при существующей схеме электроснабжения.
В цепях постоянного оперативного тока обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматов).
Находящиеся в эксплуатации устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики постоянно включены в работу за исключением тех устройств которые по принципу действия выводятся из работы при отключении оборудования.
Ввод и вывод из работы устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики на оборудовании находящемся в ведении вышестоящего дежурного персонала производится только с его разрешения.
Аварийная и предупредительная сигнализация всегда готова к действию.
Особое внимание обращено на контроль наличия оперативного тока исправность предохранителей и автоматов во вторичных цепях и контроль исправности цепей управления выключателями.
При наличии быстродействующих основных защит в том числе защит шин все операции включения линий шин и оборудования после ремонта и после длительного нахождения без напряжения а также операции переключения разъединителями производятся при введении в действие этих защит.
Вновь смонтированные устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики перед вводом в работу проходят наладку и приемные испытания.
При проведении работ специализированной наладочной организацией приемку выполненных работ производит обслуживающий данные устройства персонал.
Разрешение на ввод устройства в работу оформляется записью в журнале релейной защиты электроавтоматики и телемеханики с подписями представителей данного предприятия (или вышестоящей организации) и наладочной организации если последняя производила наладку этого устройства.
В случае когда на предприятии нет специально обученного по обслуживанию устройства РЗА и Т персонала приемку работ у специализированной организации производит специалист от вышестоящей организации. Он же дает разрешение на ввод устройства РЗА и Т в эксплуатацию.
При сдаче в эксплуатацию устройств релейной защиты электроавтоматики телемеханики и вторичных цепей сдаётся следующая документация:
проектная документация скорректированная при монтаже и наладке (чертежи пояснительные записки кабельный журнал и т. п.) — монтажной организацией;
заводская документация (инструкция паспорта оборудования и аппаратуры и т. д.) — монтажной организацией;
протоколы наладки и испытаний и исполнительные принципиально монтажные (или принципиальные и монтажные) схемы — наладочной организацией или лабораторией предприятия.
На предприятии на каждое присоединение или устройство релейной защиты электроавтоматики и телемеханики находящееся в эксплуатации имеется следующая техническая документация:
паспорт-протокол устройства;
инструкция по эксплуатации для персонала лаборатории (по каждому типу устройства);
данные о чувствительности и селективности — в виде таблиц карт уставок и характеристик для реальных режимов работы электросети.
Реле и вспомогательные устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики запломбированы за исключением тех уставки которых изменяются оперативным персоналом в зависимости от режима работ и схемы первичных соединений или в которых нет специальных приспособлений для изменения их настройки.
Реле аппараты и вспомогательные устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики за исключением тех уставки на которых изменяются оперативным персоналом могут вскрываться только обслуживающим устройства РЗА и Т персоналом или оперативным персоналом по его указанию — с записью в оперативном журнале.
Панели и пульты управления панели релейной защиты электроавтоматики телемеханики и сигнализации имеют с лицевой и задней сторон надписи указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями а установленная на них аппаратура — надписи или маркировку согласно схемам.
Проводники присоединенные к рядам зажимов а также к зажимам аппаратов и приборов имеют маркировку соответствующую схемам.
Контрольные кабели имеют маркировку на концах в местах разветвления и пересечения потоков кабелей при проходе сквозь стену потолок и т. д. а также по трассе через каждые 50 - 70 м. Концы свободных жил контрольных кабелей изолированы.
Сопротивление изоляции относительно земли электрически связанных цепей релейной защиты электроавтоматики телемеханики и всех других вторичных цепей поддерживаются для каждого присоединения на уровне не ниже 1 МОм. Сопротивление изоляции вторичных цепей с применением аппаратуры пониженного напряжения (60 в и ниже) нормально питающихся от отдельного источника поддерживается не ниже 05 МОм.
Сопротивление изоляции измеряется мегомметром на напряжение 1000 - 2500 В (во втором случае — мегомметром на напряжение 500 В).
При первом включении и при первой полной плановой проверке изоляция относительно земли электрически связанных цепей релейной защиты электроавтоматики телемеханики и всех других вторичных цепей для каждого присоединения за исключением тех где применяется аппаратура пониженного напряжения (60 В и ниже) испытывается напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того изоляция цепей газовой защиты испытывается напряжением 1000 В и между жилами контрольного кабеля (при отключенном газовом реле).
В последующей эксплуатации изоляция испытывается 1 раз в 3 года напряжением 1000 В переменного тока или при величине сопротивления изоляции 10 МОм и выше — выпрямленным напряжением 2500 В при помощи мегомметра или специальной установки.
Все случаи правильной и неправильной работы и отказов устройства релейной защиты и электроавтоматики а также неправильной работы и отказов устройств автоматического регулирования и телемеханики учитываются и тщательно анализируются обслуживающим персоналом.
В объем полных проверок РЗА и Т кроме испытаний определяемых конкретным типом устройства входят:
испытания изоляции;
осмотр состояния аппаратуры и коммутации;
проверка уставок и других основных параметров защиты;
опробование устройства в действии;
объем частичных проверок должны входить;
измерение сопротивления изоляции;
осмотр состояния аппаратуры и вторичных цепей;
опробование действия.
Устройство релейной защиты электроавтоматики телемеханики и вторичные цепи периодически проверяются согласно действующим инструкциям.
Полные плановые проверки производятся не реже 1 раза в 3 года (как правило одновременно с ремонтом соответствующих первичных цепей и силового оборудования). Периодичность частичных проверок устанавливается по местным условиям (в промежутках между полными проверками) лицом ответственным за электрохозяйство предприятия (или вышестоящей организацией).
В случае неправильного действия или отказа в работе этих устройств производятся дополнительные (послеаварийные) проверки по специальным программам.
Проверка устройств релейной защиты оборудования находящегося в работе может производиться при наличии постоянно включенной другой защиты.
Работа в устройствах релейной защиты электроавтоматики и телемеханики производится с соблюдением Правил техники безопасности персоналом прошедшим специальное обучение и допущенным к самостоятельной проверке соответствующих устройств.
Работы на панелях и в цепях релейной защиты электроавтоматики и телемеханики производится с принятием мер предосторожности против ошибочного отключения оборудования и только инструментом с изолированными ручками.
Выполнение этих работ без исполнительных схем запрещается.
После производства работ во вторичных цепях проверяется исправность этих цепей и правильность их присоединения путем опробования устройства в действии (непосредственно или косвенно).
Запрещается на панелях или вблизи места размещения релейной аппаратуры производить работы вызывающие сильное сотрясение релейной аппаратуры которое может привести к ложным действиям реле.
Запрещается размыкать вторичные цепи трансформаторов тока при отсутствии специальных зажимов для закорачивания вторичной обмотки трансформаторов тока и до наложения закоротки на них.
По окончании испытаний плановых и послеаварийных проверок релейной защиты электроавтоматики и телемеханики составляются протоколы и делается запись в паспортах и журналах релейной защиты электроавтоматики и телемеханики. В случае изменений в схемах и уставках эти изменения вносятся в паспорт-протокол и журнал релейной защиты электроавтоматики и телемеханики а также в принципиально-монтажные и монтажные схемы в инструкции по эксплуатации и принципиальные схемы к ним.
Испытательные устройства при проверках и испытаниях релейной защиты и электроавтоматики как правило присоединяются к штепсельным розеткам или щиткам установленным для этой цели на щитках управления в распределительных устройствах подстанций и других местах.
Панели и пульты управления релейной защиты электроавтоматики и телемеханики и аппараты установленные на них периодически очищаются от пыли специально проинструктированным персоналом.
Аппараты открытого исполнения а также монтажные стороны панелей и пультов релейной защиты и электроавтоматики очищаются от пыли персоналом обслуживающим устройства РЗА и Т или проинструктированным им оперативным персоналом.
Периодические операции контроля исправности или опробования устройств релейной защиты электроавтоматики и телемеханики где они требуются по условиям эксплуатации (обмен сигналами в. ч. защит измерение тока небаланса дифференциальной защиты шин опробование устройств телемеханики опробование автоматических осциллографов и т. п.) производятся дежурным персоналом по специальной инструкции с записью результатов в специальный или оперативный журнал или персоналом обслуживающим устройства РЗА и Т.
Периодичность проверок устанавливается местными инструкциями с учетом порядка обслуживания объектов (с местным персоналом централизованно и пр.).
Перевод телеуправляемого оборудования на местное управление и обратно может производиться только с разрешения диспетчера или ответственного лица.
Отключение индивидуальных цепей телеуправления производится на разъемных зажимах.
Отключение устройств телемеханики на телеуправляемых подстанциях производится общим ключом или накладкой выводящей из работы установку телемеханики только в части телеуправления и телерегулирования или полностью.
На рядах зажимов пультов управления и панелей не должны находиться рядом зажимы случайное соединение которых вызывает включение или отключение присоединения.
При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или при наращивании их соединение жил осуществляется с установкой герметичных муфт каждая из которых регистрируется с указанием ответственного лица производившего разделку. Общее число муфт на одном кабеле не должно быть больше длины этого кабеля (в метрах) деленной на 50.
Во вторичных цепях трансформаторов напряжения (кроме цепей устройств автоматического регулирования возбуждения) и в цепях постоянного и переменного оперативного тока применяются максимальные автоматы или предохранители трубчатого типа с калиброванными плавкими вставками.
При этом должна обеспечиваться селективность действия установленных максимальных автоматов и предохранителей.
У персонала имеется запас калиброванных плавких вставок для замены перегоревших.
Резиновая изоляция жил контрольных кабелей (на участках от концевых разделок до рядов зажимов) имеет дополнительно защитное покрытие препятствующее разрушению изоляции от воздействия воздуха и света а также от воздействия масла в установках где возможно соприкосновение с ним.
В эксплуатации обеспечиваются условия нормальной работы аппаратуры релейной защиты электроавтоматики телемеханики и электроизмерений в соответствии с ГОСТ и заводскими инструкциями по эксплуатации (по допустимым температуре влажности вибрации и др.).
В случае необходимости принимаются дополнительные меры: подогрев охлаждение амортизация и т. п.
Предельные допустимые нагрузки питающих элементов сети по условиям настройки реальной защиты и возможных эксплуатационных режимов согласовываются предприятием с диспетчерской службой энергосистемы и периодически пересматриваются [13].
Для обеспечения безопасности работ проводимых в цепях измерительных приборов и устройств релейной защиты все вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения имеют постоянное заземление. В сложных схемах релейной защиты для группы электрически соединенных вторичных обмоток трансформаторов тока независимо от их числа допускается осуществление заземления только в одной точке.
При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов и реле цепь вторичной обмотки трансформатора тока предварительно закорачивается на специально предназначенных для этого зажимах.
Запрещается производить в цепях между трансформатором тока и зажимами где установлена закоротка работы которые могут привести к размыканию цепи.
При производстве работ на трансформаторах тока или в их вторичных цепях соблюдаются следующие меры безопасности:
шины первичных цепей не использовать в качестве вспомогательных токопроводов при монтаже или токоведущих цепей при выполнении сварочных работ;
присоединение к зажимам указанных трансформаторов тока цепей измерений и защиты производится после полного окончания монтажа вторичных схем;
при проверке полярности приборы которыми она производится до подачи импульса тока в первичную обмотку надежно присоединяются к зажимам вторичной обмотки.
Работа в цепях устройств РЗА и Т производится по исполнительным схемам; работа без схем по памяти запрещается.
При работах в устройствах РЗА и Т необходимо пользоваться специальным электротехническим инструментом с изолированными ручками: металлический стержень отверток изолирован от ручки до жала отверстия.
При проверке цепей измерения сигнализации управления и защиты в случае необходимости разрешается оставаться в помещении электроустановок напряжением выше 1000 В одному лицу из состава бригады по условиям работы (например регулировка выключателей проверка изоляции); квалификация лица находящегося отдельно от производителя работ должна быть не ниже группы III и ему при этом производителем работ даются необходимые указания по технике безопасности.
При работах в цепях трансформаторов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника снимаются предохранители со стороны высшего и низшего напряжения и отключаются автоматы от вторичных обмоток.
При необходимости производства каких-либо работ в цепях или на аппаратуре РЗА и Т при включенном основном оборудовании принимаются дополнительные меры против его случайного отключения.
Запрещается на панелях или вблизи места размещения релейной аппаратуры производить работы вызывающие сильное сотрясение релейной аппаратуры грозящие ложным действием реле.
Коммутационные переключения включение и отключение выключателей разъединителей и другой аппаратуры пуск и остановка агрегатов регулировка режима их работы необходимые при наладке или проверке устройства РЗА и Т производятся только оперативным персоналом.
На щитах управления и в помещениях электроустановок где токоведущие части напряжением выше 1000 В находятся за сплошными или сетчатыми ограждениями высотой не менее 17 м а над проходом расположены на высоте не менее 275 м при напряжении 35 кВ включительно и 35 м при напряжении до 110 кВ включительно допускается по распоряжению оперативного персонала производить запись показаний счетчиков и других измерительных приборов специально выделенному для этой цели проинструктированному одному лицу электротехнического персонала предприятия или энергосбыта с квалификационной группой не ниже III [14].
3 Выбор и расчёт грозозащитного троса на ЛЭП-330кВ
Грозозащитный трос – это проводник предназначенный для защиты проводов линии от прямых ударов молнии. На линиях 330 кВ с металлическими и железобетонными опорами грозозащитный трос подвешивается по всей длине линии. При этом на промежуточных опорах трос закрепляется наглухо или через изолятор шунтируемый искровым промежутком. В анкерном участке на одной анкерной опоре трос закрепляется с помощью натяжных зажимов наглухо а на другой анкерной опоре – через изолятор шунтирующий искровым промежутком. На линию 330 кВ на железобетонных опорах выбираем трос ТК-11 сечением 70мм².
Для расчёта грозозащитного троса используются методы и приёмы расчёта проводов. Кроме того расположение троса на опоре должно быть таким чтобы гарантировать защиту проводов от ударов молнии т.е. необходимо иметь соответствующий угол защиты проводов. Угол защиты проводов учитывается при конструировании опор. Во избежание перекрытия во время удара молнии с троса на провод должны быть соблюдены соответствующие расстояния между тросом и проводами в середине пролёта. Если на проектируемой линии применяются унифицированные опоры с соответствующим расчётным пролётом дополнительной проверки троса по защитному углу как правило не требуется так как она была произведена при конструировании опоры. Допустимые расстояния должны соблюдаться для условий грозового режима когда провода и тросы нагружены только собственной массой ветер 10 мс и температура воздуха равна +15°С. Стрела провеса троса в этих условиях должна быть не больше чем рассчитанная по формуле:
где – стрела провеса провода при габаритной длине пролёта (=887 м);
– расстояние по вертикали между точками подвеса троса и провода (известно из конструкции опоры =69 м);
– допускаемое расстояние между тросом и проводом определяемое по формуле:
где – максимальная стрела провеса провода в грозовом режиме при габаритной длине пролёта (т.е. равная 896 м);
– напряжение проектируемой линии (=330 кВ).
Допустимое расстояние между тросом и проводом соблюдается если напряжение в тросе при грозовом режиме не меньше подсчитанного по формуле:
где – нагрузка провода от собственной массы;
– нагрузка троса от собственной массы;
– напряжение в материале провода в грозовом режиме при габаритной длине пролёта (=445 даНм·мм²).
В качестве исходного режима принимаем грозовой режим с полученным напряжением в тросе. Для грозового режима уточняем и по формулам соответственно:
где – скорость ветра при грозовом режиме (=10 мс).
По уравнению состояния провода в пролёте находим напряжение в тросе для режимов наибольших нагрузок минимальной и среднегодовой температур решая уравнения относительно получим:
После расчёта получились соответствующие напряжения:
Допустимые напряжения: даНм·мм² даНм·мм²
где – соответственно напряжения в тросе при наименьшей среднегодовой температуре и при наибольшей нагрузке.
После сравнения полученных напряжений в этих трёх режимах с допустимыми: при максимальной нагрузке низшей и среднегодовой температур можно сказать о правильности выбора грозового троса. Если выполняются следующие условия значит трос выбран правильно:
>4781>1004 42>3999>1004
Наши расчёты показали о правильности выбора грозового троса.

7.dwg

Конструктивный чертеж ГРУ 10 кВ
КП Т.01.08.106339-Т.02
Электрическая схема станции
ческих соединений ТЭЦ-180
Главная схема электри-
Схема преобразователей тока блока типа Д104
Схема преобразователей тока блока типа Д103
Схема преобразователей напряжения блока типа Д102
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
Схема формирования сравниваемых величин для реле дистанционной защиты
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006

ЗАЩИТА БЛОКА ЛИСТ1.dwg

Поясняющая схема и цепи переменного тока блока генератор- трансформатор
К автотрансформатору
К реле УРОВ и защите шин 330кВ
К реле УРОВ и защитам автотрансформатора
К АРВ (основное возбуждение)
К рабочему трансформатору с.н.
К максимальной токовой защите и измерительным приборам
От трансформатора напряжения TV1
Измерительные приборы
К изерительным приборам
К дифферен- циальной защите трансформатора с.н.
Интеграль- ный орган
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006

5.dwg

Конструктивный чертеж ГРУ 10 кВ
КП Т.01.08.106339-Т.02
Электрическая схема станции
ческих соединений ТЭЦ-180
Главная схема электри-
Проектирование релейной защиты и автоматики основного электрооборудования ТЭЦ-340МВт
ДП.Т.01.03.01 106611.2006
Схема формирования сравниваемых величин для реле сопротивления ДЗ основного комплекта в блоке типа C101
Схема формирования импульсов несовпадения
Схема реагиркющего органа PO2
Схема реагиркющего органа PO1
Схема преобразователей напряжения блока типа Д102
Схема преобразователей тока блока типа Д103
Схема преобразователей тока блока типа Д104

Главная схема KiVi.dwg

ТВГ-24-I-PP0.5-60005
ТДЦ-400000330 34720 кВ
Главная схема электрических соединений
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006

ЗАЩИТА БЛОКА ЛИСТ2.dwg

Цепи постоянного тока и сигнализации защиты блока
Выходные промежуточные реле
От технололгических защит(импульсное действие)
Воздействие в схему технологических защит на останов турбины и на разгрузку блока по активной мощности выполнено в предположении
что необходимая длительность сигнала формируется в схеме технологических защит.
Схема учитывает наличие самоудерживания в цепях отключения в схемах управления всех выключателей блока и его АГП.
матривается в схеме технологических защит.
контакт реле фиксирующего отключение генератора от сети
замкнутый при включенном выключателе блока ; предус
непереключения фаз выключателей Q1 и Q2 соответственно.
- контакты реле контроля
Из схемы пожаротушения
Действие с выдержкой времени
Действие на деление шин высшего напряжения
Токовая защита обратной последовательности
Действие интегрального органа на деление и отсечение выключателя
Защита от замыканий на землю в обмотке статаора генератора
Реле размножения контакта реле контроля тока на стороне высшего напряжения
Цепи питания и блокировки
От внешних симметричных кортких замыканий
Цепи действия защиты
Цепь блокировки от пускового органа KAZ1
Резервная дифференциальная защита блока
Защита от повышения напряжения
Защита от внешних к.з. на землю в сети с большим током замыкания на землю
Продольная дифференциальная защита генератора
Поперечная дифференциальная защита генератора
Действие дистанцион- ного пуска устройства тушения пожара
Действие защиты ошиновки на выходные промежуточные реле защит блока
Газовая защита трансформатора
От резервных защит рабочего трансформатора с.н.
От основных защит рабочего трансформатора с.н.
Обеспечивающие импульсное действие при ресинхронизации
Перевода в асинхронный режим
Резервных защит действующих на останов котла и турбины
Резервных защит действующих на отключение трансформатора с.н.
гашение поля генератора и возбудителя
действующих на отключение выключателя высшего напряжения
Технологических защит
Защита от сим- метричных перегрузок (сигнальный элемент)
На гашение поля резервного возбудителя
На включение инвертирующего контакта в системе возбуждения
На разгрузку блока по активной мощности
В схему УРОВ 330кв блока
К устройству тушения пожара
К электромагниту отсечного клапана
Обрыв цепей напряжения
Дифференциальная защита ошиновки 330кВ блока
Симметричная перегрузка
Газовая защита"(отключение)
Неиспрвность защиты ЗЗГ-11
Земля в одной точке цепи возбуждения
Газовая защита"(сигнал)
Дифференциальная защита ошиновки 330кВ и выходные промежуточные реле
Продольная дифференциальная защита трансформатора
Выходные цепи защиты
На отключение выключателя 330кВ Q1(См.ТТ п.3)
На отключение выключателя 330кВ Q2
От защит авто- трансформатора
На отключение выключателей трансформатора с.н.
На гашение поля генератора и рабо- чего возбудителя инвертированием
На гашение поля генератора при работе блока с резервным возбудителем
Указатель реле не поднят
Защита ротора от перегрузки
Ограничение тока ротора
Защита от симметричной перегрузки
Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения
От РЗР-1М на резервном возбудителе
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006

Логическая часть.dwg

Главная схема электрических соединений
Проектирование релейной защиты и автоматики основного электрооборудования КЭС-1200 МВт
Основные цепи логической части дистанционной защиты
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006

ORU110_15.dwg

Разъеденитель с двумя комплектами зазеьляющих ножей
Конструктивный чертёж ОРУ 110 кВ
Релейная защита и автоматика электрооборудования КЭС мощностью 1200 МВт
Выключатель воздушный
БНТУ-ДП-106611-ДО-2006
Разъеденитель с одним комплектом зазеьляющих ножей

Защита линии.dwg

Главная схема электрических соединений
Проектирование релейной защиты и автоматики основного электрооборудования КЭС-1200 МВт
Схема формирования сравниваемых величин для реле дистанционной защиты

Формат KiVi.doc

Задание по дипломному проектированию
Пояснительная записка
Главная схема электрических соединений
Конструктивный чертёж распределительного устройства 110 кВ
Ведомость объёма дипломного проекта

oleg_11,Список литературы_101-102KiVi.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергия 1980. – 704 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций” для студентов специальности Т.01.03.01 – “Электрические станции” Сост. В.Н. Мазуркевич. Л.Н Свита. И.И Сергей. М.И Стрелюк – Мн 1987.
Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. А.А. Васильева – М.: Энергия 1980. – 576 с.
Электротехнический справочник. Производство и распределение электрической энергии. В 3 т. Т. 3. Под ред. И. Н. Орлова – 7-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1988. – 880 с.
Таубес И. Р. Релейная защита мощных турбогенераторов. – М.: Энергоиздат 1981. – 88 с.
Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор – трансформатор.– М.: Энергоиздат 1982. – 256 с.
Федосеев А.М. Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1992. – 528 с.
Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов 4-5 курсов электроэнергетического и электротехнического факультетов (специальность 03.01) дневного вечернего и заочного отделений по дисциплине "Релейная защита электрических систем".3-и части. – Новосибирск 1977.
Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 96 с.
Байтер И.И. Богданова Н.А. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 112 с.
Разработка схем и методики расчётов характеристик дистанционных защит линий 110 – 750 кВ объединённых энергосистем. – М.: Энергосетьпроект 1981.
Долин П.А. Основы техники безопасности в электрических установках. – М.: Энергоатомиздат 1984 – 159 с.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоиздат 1982. – 640 с.
Падалко Л.П. Маныкина Л.А. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме курса “Организация и планирование энергетического производства” - Мн.: БПИ
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: Энергоатомиздат 1989 – 280 с.
Кузнецов Б.В. Электробезопасность при эксплуатации электроустановок. – Мн.: Беларусь 1987 – 190 с.

2Оборудование KiVi.doc

2 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИИ
Основное оборудование главной схемы и схемы собственных нужд выбрано в п.1.1.
В таблице 2.1 приведены параметры выбранного основного электрооборудования для проектируемой КЭС .
Таблица 2.1 – Основное электрооборудование
Название и тип оборудования
Генераторы Г1Г2Г3Г4:
Блочные трансформа-торы Т1Т2Т3Т4:
Рабочие трансформа-торы собственных нужд (ТСН)
Пускорезервный транс-форматор собственных нужд (ПРТСН-1)
Пускорезервный транс-форматор собственных нужд (ПРТСН-2)
Автотрансформаторы связи АТДЦТН-200000330110
В таблице 2.2 приведены выбранные типы проводников на проектируемой КЭС.
Таблица 2.2 – Типы проводников
От генератора до повышающего транс-форматора и отпайка до ТСН
Пофазно-экранированый токопровод
Uном.ген = 20 кВ; Uном.т = 20 кВ;
Iном.ген = 10200 кА; Iном.т = 11200 кА;
тип опорного изолятора –
Сборные шины 330 кВ и ошиновка до выводов по-вышающих трансфор-маторов
Dнаруж.пр.=171 мм; Iдоп.пр.= 450 А; qпр.=150 мм2.
Сборные шины 110 кВ и ошиновка до выводов автотрансформаторов связи и ПРТСН-2
Dнаруж.пр.= 3322 мм; Iдоп.пр.= 1150 А; qпр.=600 мм2.
От ТСН и ПРТСН до сборных шин 63 кВ
Комплектный токопровод
Uном.т = 6 кВ; Iном.т = 2000 кА;
В таблице 2.3 приведены места установки трансформаторов тока и их типы.
Принятые к установке типы выключателей и их параметры приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.3 – Трансформаторы тока
Тип трансформатора тока
Uном.=110 кВ; Uмах=126 кВ;
Iном.1=2000 А; Iном.2 = 5 А;
Класс точности 0510Р
Окончание таблицы 2.3
Uном.= 330 кВ; Uмах = 363 кВ;
Iном.1= 2000 А; Iном.2 = 1 А;
Класс точности 0510Р10Р10Р10P
Встроенные в нейтрали блочных трансформаторов
Iном.1=1000 А; Iном.2 =5 А;
Встроенные в авто-трансформаторы связи со стороны ВН
Iном.1= 2000 А; Iном.2 =1 А;
Встроенные в авто-трансформаторы связи со стороны СН
Iном.1=2000 А; Iном.2 =1 А;
Ячейки резервных ТСН-110кВ (35 кВ)
Uном.=110 кВ; (U=35 кВ);
Uном.=35 кВ; (Uном.=10 кВ)
Iном.1=2000 А; Iном.2 =5 А;
Таблица 2.4 – Типы выключателей
Iном.=2000 А; Iном.откл.=40 кА;
Uном.=330 кВ; Uмах=363 кВ;
Iном.=3150 А; Iном.откл.=40 кА;
Ячейка ввода резервного ТСН1 на 35 кВ
Устанавливаем: разрядники типа РВМГ; разъединители типа РНДЗ (см. лист 1).
Система питания СН электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.
Потребители СН электрических станций относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. В пределах 1 категории потребители СН тепловых станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке агрегатов станции.
В котельном отделении газомазутной КЭС ответственными являются дымососы и дутьевые вентиляторы. К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные циркуляционные и конденсатные насосы маслонасосы турбин и генераторов подъемные насосы газоохладителей генераторов и маслонасосы системы уплотнения вала генераторов. Все остальные механизмы относятся к неответственным.
Подавляющее большинство механизмов СН КЭС приводится во вращение электрическим приводом. Преимущественное распространение для привода механизмов СН получили асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Эти двигатели конструктивно просты надежны в эксплуатации имеют сравнительно высокий коэффициент полезного действия а их пусковые характеристики могут быть согласованы с характеристиками рабочих машин.
Большим преимуществом асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором является возможность их пуска от полного напряжения сети без специальных пусковых устройств и способность группы электродвигателей восстанавливать нормальный режим работы после глубоких понижений питающего напряжения (самозапуск).
Механизмы собственных нужд блока КЭС представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 – Механизмы СН блока 300 МВт
Вентилятор рециркуляц. дымов. газов.

9.ЗАКЛЮЧЕНИЕ МЕНЯKiVi.doc

В данном дипломном проекте была разработана релейная защита и автоматика электрооборудования для КЭС мощностью 1200 МВт.
Для этого согласно материалам типовых проектов сначала была выбрана главная схема электрических соединений и схема собственных нужд затем для этих схем согласно материалам типовых проектов было выбрано основное оборудование.
Чтобы обеспечить бесперебойную работу электроэнергетической системы был произведен выбор устройств релейной защиты трансформаторов генераторов и двигателей а также устройств автоматического повторного включения (АПВ) автоматического регулирования возбуждения (АРВ) напряжения (АРН) и т.д. (п.3).
Для выбора параметров срабатывания защит был произведен расчет токов короткого замыкания по программе TKZ разработанной доц. Н.Н.Бобко после чего был произведен расчет параметров срабатывания выбранных защит блока генератор-трансформатор и дистанционной защиты линии Л2.
Разработаны схемы соответствующих защит.
Отдельным пунктом рассмотрены вопросы охраны труда и техники безопасности при эксплуатации устройств релейной защиты на КЭС.
В представленном дипломном проекте также был осуществлен расчет технико-экономических показателей работы КЭС.

ПРИЛОЖЕНИЕ KiVi.doc

Результаты расчета токов короткого замыкания
В Ы Х А Д Н Ы Ф А Й Л П Р А Г Р А М Ы TKZ
Прызнак разлiку каэфiцыентау размеркавання токау КЗ
па галiнах схемы NRKRTKZH=2
Прызнак схемы нулявой паслядоунасцi NSNP=0
Колькасць галiн у схеме прамой паслядоунасцi KH=16
Колькасць вузлоу кароткага замыкання KWKZ= 4
Колькасць галiн у схеме нулявой паслядоунасцi KHSNP= 0
Колькасць вузлоу у схеме нулявой паслядоунасцi
якiя маюць нулявы патэнцыял KWSNPNP= 0
Базiсная магутнасць SB= 1000. MVA
Iнфармацыя аб галiнах схемы прамой паслядоунасцi:
N1K(KH) N2K(KH) X(KH) SNG(KH)
Iнфармацыя аб вузлах кароткага замыкання:
Базiснае напружанне вузла КЗ кВ: 340.000000
Базiсны ток у вузле КЗ кА: 1.698089
Рэзультатыунае супрац. схемы адносна вузла КЗ:
-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 6.290037E-02
Перыядычная састаул. звышпераходн. току КЗ (КА):
- трохфазнае 26.996490
- двухфазнае 23.379640
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
- трохфазнае 26.9965
- двухфазнае 13.4982 13.4982
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па
галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 4.975870E-02
- трохфазнае 34.126480
- двухфазнае 29.554400
- трохфазнае 34.1265
- двухфазнае 17.0632 17.0632
-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 1.011728E-01
- трохфазнае 16.784040
- двухфазнае 14.535410
- трохфазнае 16.7840
- двухфазнае 8.3920 8.3920
Базiснае напружанне вузла КЗ кВ: 20.500000
Базiсны ток у вузле КЗ кА: 28.163430
-для токау прамой (адв.) паслядоун. (адн.адз.) 2.154488E-01
- трохфазнае 130.719800
- двухфазнае 113.206700
- трохфазнае 130.7198
- двухфазнае 65.3599 65.3599

Титульный ДП KiVi.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра “Электрические станции”
Заведующий кафедрой
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ КЭС – 1200 МВт
Специальность Т.01.03.00 – «Автоматизация и управление энергетическими процессами»
Специализация Т.01.03.01 – «Автоматизация и релейная защита электроустановок»

РЕФЕРАТKiVi.doc

Дипломный проект: 113 c. 4 рис.16 таблиц.15 источников 1 прил.
ГЕНЕРАТОР ТРАНСФОРМАТОР БЛОК ГЛАВНАЯ СХЕМА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ СТАНЦИЯ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
Объектом разработки является релейная защита и автоматика основного электрооборудования КЭС номинальной мощностью 1200 МВт.
Цель проекта – разработка релейной защиты блока генератор-трансформатор мощностью 300 МВт линии 330 кВ протяжённостью 230 км а так же определение уставок срабатывания выбранных защит и проверка их чувствительности и селективности.
В процессе проектирования выполнены следующие разработки:
разработана защита блока генератор-трансформатор которая включает как основную так и резервную защиту генератора блочного трансформатора и блока генератор трансформатор;
разработана трёхступенчатая дистанционная защита линии напряжением 330 кВ на основе комплектного устройства шкафа ШДЭ 2802.
Областью возможного практического применения являются генераторы конденсационных и тепловых станций мощностью 300 МВт трансформаторы не имеющие регулирования напряжения под нагрузкой мощностью
0000 МВА. Так же приведённые защиты линий могут использоваться на линиях 110 – 220 кВ с двухсторонним питанием в качестве основных или резервных защит а на линиях 330 кВ необорудованных ОАПВ на которых характер электромагнитных процессов мало отличается от таковых на линиях 220 кВ в качестве резервных защит.

5 расчёт РЗ блока KiVi.doc

5 РАСЧЁТ ЗАЩИТ БЛОКА ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР И РАЗРАБОТКА СХЕМЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1 Продольная дифференциальная защита генератора
Защита выполняется трехфазной трехрелейной на реле ДЗТ-115 с процентным торможением обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания меньшем номинального тока генератора.
Трансформаторы тока (ТА) защиты со стороны линейных выводов включаются на полный ток генератора а со стороны нейтрали — на его половину (в каждую из двух параллельных ветвей обмотки статора). Соответственно коэффициент трансформации ТА со стороны нейтрали должен быть в 2 раза меньше. Все ТА защиты должны допускать длительную работу при токе нагрузки генератора генератора и обеспечивать при внешних КЗ (за трансформатором блока) полную погрешность не более 10%.
Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:
где — МДС срабатывания (100 А);
— число витков рабочей обмотки (144 витка).
Первичный ток срабатывания для всех генераторов составляет .
Максимальный расчетный ток небаланса:
где — коэффициент однотипности ТА (принимается равным 1 при
— полная погрешность (принимается равной 01);
— периодически составляющая тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока асинхронного хода.
Необходимое число тормозных витков определяется по выражению:
где — коэффициент надежности (принимается равным 16);
—тормозной ток (равен току );
— тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной к тормозной характеристике (принимается равным 075).
Принимается ответвление тормозной обмотки с ближайшим большим числом витков.
Определяем ток срабатывания реле:
Чувствительность защиты проверять не требуется так как она всегда выше необходимой согласно ПУЭ.
Выбираем трансформаторы тока на выводах и в нейтрали генератора по длительно-допустимому току нагрузки генератора:
принимаем на выводах ТА типа ТШ20-120005-0210РУ3 в нейтрали –
ТВГ-24-60005-PP05У3.
Ток срабатывания защиты при отсутствии торможения определим
Первичный ток срабатывания:
Расчитаем периодическую составляющую тока трехфазного КЗ и наибольшее значение тока асинхронного хода. При отсуствии выключателя в цепи генератора расчетную точку КЗ принимаем на стороне высшего напряжения блочного трансформатора. Такое решение позволяет повысить чувствительность защиты [6]. Рассчитанный ток приводим к стороне установки защиты:
ток асинхронного режима при увеличении угла между ЭДС до 180о в генераторе:
ток при потере возбуждения и асинхронном ходе:
Из рассчитанных токов принимаем больший.
Максимальное расчетное значение первичного тока небаланса по (5.2):
Определяем число витков тормозной обмотки по (5.3):
Определяем ток срабатывания реле по (5.4):
2 Поперечная дифференциальная защита генератора
Защита выполняется односистемной на реле РТ-40Ф с фильтром высших гармоник. Это реле присоединяется к ТА типа ТШЛО-20-Р-15005 врезанному в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора.
Первичный ток срабатывания при проектировании принимается равным генератора. При наладке ток срабатывания уточняется по результатам измерений тока небаланса и существенно снижается.
Ток срабатывания реле определяется по выражению:
Ток срабатывания защиты:
Ток срабатывания реле определяется:
3 Защита от замыканий на землю в обмотке статора
На генераторе энергоблока в качестве защиты от замыканий на землю устанавливаем защиту ЗЗГ-11 выполненную на блок-реле БРЭ1301. Блок-реле БРЭ1301 состоит из органов напряжения 1-й и 3-й гармоник и охватывает всю обмотку статора без зоны нечувствительности [5]. Орган 1-й гармоники называется «реле напряжения». Он реагирует на напряжение нулевой последовательности 1-й гармоники; его уставки могут регулироваться в пределах 5-20 В. В БРЭ1301 предусмотрена блокировка этого органа при однофазных КЗ на стороне ВН блока с помощью реле напряжения обратной последовательности.
В защите ЗЗГ-11 орган 3-й гармоники реагирует на относительное результирующее сопротивление 3-й гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется «реле сопротивления». Уставки относительного сопротивления срабатывания (в о.е.) могут изменяться в пределах 03-3 (этому соответствуют коэффициенты торможения ) К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения (ТН) соответственно через фильтры 1- й и 3-й гармоник.
Реле напряжения включается на ТН со стороны нейтрали а к реле сопротивления (реле с торможением) подается выпрямленная сумма напряжений 3-й гармоники от ТН в нейтрали и на выводах генератора – рабочее напряжение и тормозное выпрямленное напряжение 3-й гармоники со стороны нейтрали .
Уставка органа 1-й гармоники защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10-15 В).
Для органа 3-й гармоники следует принимать или .
Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на ее выходе должна быть выдержка времени порядка
4 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора блока
Защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах включая витковые замыкания в обмотках — продольная дифференциальная токовая защита. В защите используются реле типа ДЗТ-21. Реле позволяет осуществлять торможение от двух групп ТА. Для выравнивания вторичных токов в плечах защиты могут использоваться автотрансформаторы тока (АТТ).
Используемые в защите ТА удовлетворяют кривым предельной кратности при протекании через них тока внешнего КЗ. Вторичные обмотки ТА соединены в треугольник на стороне ВН и в звезду на стороне НН. Коэффициенты трансформации ТА выбираются исходя из номинального первичного тока соответствующего проходной мощности трансформатора если ТА на данной стороне соединяются в звезду или при соединении в треугольник.
Расчет защиты производится в следующей последовательности.
Определяются первичные токи на всех сторонах трансформатора соответствующие его проходной мощности:
где Uном — номинальное междуфазное напряжение.
Выбираются коэффициенты трансформации ТА на отдельных сторонах в соответствии с рекомендациями по выполнению защиты.
Определяются вторичные токи в плечах защиты:
где — коэффициент схемы равный 1 при соединении ТА в звезду и при соединении в треугольник.
Выбирается одна любая из сторон трансформатора принимаемая в дальнейших расчетах за основную.
Определяется необходимость установки на основной стороне выравнивающих АТТ. Установка АТТ необходима если значение вторичного тока в плече защиты на данной стороне меньше 25 А или больше 5 А. В первом случае используется повышающий АТТ типа АТ-31 во втором — понижающей АТТ типа АТ-32.
Для основной стороны выбираются ответвления трансреактора реле ТАV или выравнивающих АТТ (если используются на данной стороне) с таким номинальным током чтобы выполнялось соотношение:
Номинальные токи ответвлений трансреактора реле приведены в [5].
Номинальный ток ответвлений АТТ удовлетворяющий соотношению (5.8) находится по выражению:
где - коэффициент трансформации АТТ на основной стороне;
- номинальный ток ответвления трансреактора реле соответствующий принятому значению .
Для выбора значения предварительно определяется ряд его расчетных значений:
где -номинальный ток k-го ответвления трансреактора.
Каждое из шести расчетных значений сравнивается с реально возможными значениями коэффициента трансформации АТТ соответствующего типа [5]. Из табл.(44.1) и (44.2) [5] выбирается значение равное одному из расчетных или ближайшее меньшее. Номер выбранного расчетного определяет номер ответвления трансреактора номинальный ток которого следует использовать в качестве при расчете номинального тока ответвлений АТТ на основной стороне.
Выбираются ответвления трансреактора для не основной стороны из условия:
Если значение номинального тока выбранного ответвления трансреактора отличается от расчетного значения тока в целой части или в первом знаке после запятой то на данной стороне целесообразна установка выравнивающего АТТ соответствующего типа. В этом случае номинальный ток ответвления АТТ удовлетворяющий указанному выше условию находится исходя из тока аналогично как для основной стороны.
Определяются стороны на которых используется торможение. В случае одностороннего питания защищаемого трансформатора возможно торможение только от TА приемной стороны при этом следует принимать .
Выбираются ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА цепи торможения из условия:
где — коэффициент трансформации АТТ на стороне где осуществляется торможение (при отсутствии АТТ на данной стороне следует принять ).
Номера ответвлений ТА и их номинальные токи приведены в [5].
Когда разница между расчетным током и ближайшим меньшим номинальным током ответвления больше чем между расчетным током и ближайшим большим номинальным током ответвления целесообразно принять к использованию последнее.
Определяется первичный ток соответствующий началу торможения:
где — коэффициент принимаемый равным 12 при .
Определяется первичный ток небаланса в режиме соответствующем началу торможения:
где — коэффициент учитывающий переходный режим;
— коэффициент однотипности ТА (при разнотипных ТА);
— относительное значение полной погрешности ТА;
— соответственно расчетный и номинальный токи принятого ответвления трансреактора или ответвлений АТТ для не основной стороны;
DU – относительное значение половины суммарного диапазона регулирования напряжения.
Определяется ток срабатывания защиты из двух условий:
отстройки от первичного тока небаланса в режиме соответствующем началу торможения:
где - коэффициент отстройки;
несрабатывания защиты от переходного тока небаланса внешнего КЗ:
За расчетное значение принимается большее из двух полученных значений.
Определяется относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения:
Все величины в данном выражении принимаются для расчетной стороны которой является не основная сторона.
Определяется максимальный расчетный ток небаланса при внешнем КЗ между тремя фазами на стороне ВН. Указанный ток находится на основе выражения для (5.14) с заменой в нем на максимальный ток КЗ а также принимая .
Определяется коэффициент торможения реле:
где - коэффициент отстройки;
— относительное (по отношению к ) значение
- половина относительного (по отношению к ) первичного тормозного тока при внешнем КЗ на стороне ВН.
Чувствительность защиты может не определяться так как она всегда выше требуемой согласно ПУЭ.
Определяем первичные токи по (5.6)
Рассчитываем коэффициенты трансформацииТА:
принимаем к установке на стороне ВН ТА с на стороне НН — .
Определяем вторичные токи в плечах защиты по (5.7)
Принимаем сторону НН в качестве основной. Так как находится в пределах диапазона номинальных токов трансреактора то выбираем ответвления трансреактора реле TAV по (5.8):
Так как А то на неосновной стороне устанавливаем повышающий АТТ. Ответвления АТТ выбираем по (5.9)- (5.10):
По [5] принимаем = 030. Тогда =25 А.
Выберем ответвление промежуточного трансформатора тока цепи торможения по выражению (5.12):
Определяем первичный ток соответствующий началу торможения
Первичный ток небаланса соответствующий началу торможения находим по (5.14)
Определим ток срабатывания защиты по (5.15) и (5.16):
Определяем относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения по (5.17)
Определим максимальный расчетный ток небаланса при внешнем трехфазном КЗ:
Рассчитываем коэффициент торможения по (5.18):
5 Зашита от замыканий внутри бака трансформатора
Газовая защита с одним газовым реле контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями действующими на сигнал и на отключение соответственно. Ступень защиты действующая на отключение может быть переведена для действия на сигнал.
6 Защита от замыканий на землю в обмотке ротора
Для сигнализации замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанавливают защиту КЗР-3. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения выполняется с наложением на цепь возбуждения напряжения переменного тока 25 Гц. Защита от замыканий на землю во второй точке для генераторов мощностью 300 МВт не используется из-за недопустимости их работы с замыканием на землю в одной точке обмотки возбуждения. В связи с этим при появлении земли в одной точке цепи возбуждения генератора питание его возбуждения переключается на резервный возбудитель и если земля не исчезнет генератор должен быть разгружен и отключен [7].
7 Токовая защита обратной последовательности
От внешних несимметричных КЗ применяются отсечки и от несимметричной перегрузки применяется интегральный орган.
Применяется фильтр-реле РТФ-6М [5] с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени соответствующей принятому уравнению тепловой характеристики генератора:
где — постоянная установленная заводом изготовителем;
— допустимая длительность тока в генераторе.
РТФ-6М содержит фильтр тока обратной последовательности (ФТОП) орган с интегральной зависимой характеристикой выдержки времени два токовых органа без выдержки времени (отсечки) и сигнальный орган. На выходе ФТОП имеется входное преобразовательное устройство предназначенное для настройки устройства РТФ-6М на заданный вторичный номинальный ток генератора при его значениях фильтр-реле.
Фильтр-реле выпускаются на номинальный ток 5 и 10 А с диапазонами уставок равными 5-10 10-20 и 20-45.
Диапазон уставок по току на входе фильтра: для сигнального органа для более чувствительной отсечки 1 он составляет а для отсечки 2 — .
7.1 Уставки защиты от внешних несимметричных КЗ.
Ток срабатывания отсечки 1 выбирается по условию согласования с III—IV ступенями резервных защит от междуфазных КЗ присоединений на стороне ВН блока. При использовании отсечки 1 для деления шин ток срабатывания можно принять .
Ток срабатывания отсечки 2 согласовывается с уставками первых ступеней тех же резервных защит присоединений на стороне ВН блока.
7.2 Уставки защиты от несимметричной перегрузки.
Уставка на интегральном органе принимается соответствующей значению этой постоянной для защищаемого генератора. На сигнальном органе рекомендуется устанавливать .
Определим токи срабатывания для:
сигнального органа А;
сигнального органа А.
8 Защита от симметричной перегрузки обмотки статора
Защита выполняется c реле РТВК с высоким коэффициентом возврата включенном в одну из фаз вторичной цепи ТТ. Номинальный ток РТВК 5 А.
Первичный ток срабатывания защиты:
где — коэффициент надежности принимается равным ;
коэффициент возврата принимается равным ;
- номинальный ток генератора.
Ток срабатывания реле:
Произведем расчет защиты:
9 Защита от перегрузки ротора
Для осуществления защиты применяется устройство РЗР-1М с двумя ступенями действия каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержки времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора а вторая действует на отключение.
В защите имеется входное преобразовательное устройство позволяющее настроить РЗР-1М на заданный номинальный вторичный ток ротора при его значениях устройства. В защите имеются сигнальный и пусковой органы. Диапазон уставок сигнального органа - рекомендуется 105; пускового органа защиты - рекомендуется 11.
10 Защита от потери возбуждения
Защита выполняется на реле сопротивления в блок-реле БРЭ 2801 другое реле в котором используется для дистанционной защиты.
На защиту подается разность токов двух фаз от ТТ на выводах или в нейтрали генератора и междуфазное напряжение от ТН на выводах генератора.
Реле включается так чтобы его круговая характеристика размещалась в III и IV квадрантах комплексной плоскости сопротивлений.
Угол максимальной чувствительности .Диаметр окружности характеристики ; смещение в III квадрант выдержка времени 1-2 с.
Для предотвращения запрета ресинхронизации генератора и для ограничения длительности разгрузки блока воздействие защиты на гашение поля и на разгрузку выполняется импульсным.
Для обеспечения возможности самосинхронизации генератора защита автоматически вводится в действие примерно через 1 с после появления тока в статоре генератора.
11 Защита от асинхронного режима без потери возбуждения
Для предотвращения асинхронного режима возбужденного генератора обычно используются средства противоаварийной автоматики (устройства автоматического прекращения асинхронного хода — АПАХ) воздействующие на разгрузку турбин либо на деление энергосистемы. В дальнейшем целесообразна установка более совершенных устройств (после завершения их разработок и освоения производства) на каждом мощном генераторе.
12 Пуск устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ)
УРОВ пускается защитами действующими на отключение резервируемого выключателя с двойным контролем проходящего через него тока (с помощью двух взаимно резервируемых токовых реле).
Уставка реле контроля в долях номинального тока энергоблока принимается по большему значению из условий:
использования минимальной уставки реле ;
отстройки от емкостного тока линии (для УРОВ общего для энергоблока и линии ВН выключателя)
где -коэффициент надежности равный примерно 12 —13.
Чувствительность токовых реле контроля на стороне ВН блока при КЗ за рабочим трансформатором собственных нужд (ТСН) как правило намного ниже чувствительности дифференциальной защиты рабочего ТСН что существенно снижает эффективность УРОВ при повреждениях этого ТСН.
В связи с этим на трансформаторы тока со стороны ВН рабочего ТСН включают два токовых реле РТ-40Р. При срабатывании этих реле и дифференциальной защиты рабочего ТСН шунтируются контакты реле контроля тока отказавшего выключателя в схеме УРОВ на стороне ВН блока.
13 Защита от внешних КЗ на землю
Токовая защита нулевой последовательности выполняется с помощью двух токовых реле РТ-40 включенных на ток нейтрали трансформатора блока. Одно из реле предназначено для резервирования защит от КЗ на землю смежных элементов сети ВН. С помощью второго более чувствительного реле осуществляется деление шин ВН и ускоренная ликвидация неполнофазных режимов.
Уставка более грубого реле (резервной защиты) выбирается по условию согласования с наиболее чувствительными ступенями защиты от замыканий на землю отходящих линий. Уставка более чувствительного реле деления шин выбирается по меньшему из двух значений:
согласование с уставкой более грубого реле
надежного действия в режиме неполнофазного отключения блока при минимальной нагрузке
14 Защита от симметричных перегрузок
Максимальная токовая защита в однофазном выполнении. Защита устанавливается на стороне ВН и выполняется с реле тока типа РТ-40 и реле времени действующим на сигнал.
Ток срабатывания выбирается по выражению:
где номинальный ток трансформатора на стороне где установлена защита;
- коэффициент возврата реле тока.
Выдержка времени выбирается большей максимальной выдержки времени резервных защит трансформатора.
Произведем расчет уставок защиты:
Принимаем к установке токовое реле РТ-405.
15 Дистанционная защита
Защита выполняется односистемной одноступенчатой на одном из трех реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801 (из двух других еще одно реле сопротивления используется в защите от потери возбуждения).
На реле сопротивления подается разность токов трансформаторов тока установленных на двух фазах линейных (или нулевых) выводов генератора и междуфазное напряжение от ТН со стороны линейных выводов генератора. Номинальный ток БРЭ2801 5 или 10 А.
Угол максимальной чувствительности реле сопротивления может устанавливаться равным .
Для дистанционной защиты используем круговую характеристику сопротивления срабатывания расположенную в I квадранте комплексной плоскости и охватывающую начало координат за счет смещения в III квадрант.
Сопротивление срабатывания определяется по условию отстройки от наибольшей реально возможной нагрузки. Сопротивление нагрузки:
где - максимальное значение тока генератора при кратковременной допустимой перегрузке (принимается );
- минимальное напряжение на выводах генератора (можно принять ).
При круговой характеристике сопротивления срабатывания защиты
где - коэффициент надежности равный 12;
- коэффициент возврата реле (не превышает );
Угол нагрузки в условиях перегрузки можно определить исходя из номинального для данного генератора установленного заводом изготовителем и неизменности активной мощности на валу генератора [5] используя выражение:
Сопротивление срабатывания реле:
Произведем расчет дистанционной защиты:

9ЩЗАКЛЮЧЕНИЕ МЕНЯ.doc

В данном дипломном проекте была разработана релейная защита и автоматика электрооборудования для КЭС мощностью 1200 МВт.
Для этого согласно материалам типовых проектов сначала была выбрана главная схема электрических соединений и схема собственных нужд затем для этих схем согласно материалам типовых проектов было выбрано основное оборудование.
Чтобы обеспечить бесперебойную работу электроэнергетической системы был произведен выбор устройств релейной защиты трансформаторов генераторов и двигателей а также устройств автоматического повторного включения (АПВ) автоматического регулирования возбуждения (АРВ) напряжения (АРН) и т.д. (п.3).
Для выбора параметров срабатывания защит был произведен расчет токов короткого замыкания по программе TKZ разработанной доц. Н.Н.Бобко после чего был произведен расчет параметров срабатывания выбранных защит блока генератор-трансформатор и дистанционной защиты линии Л2.
Разработаны схемы соответствующих защит.
Отдельным пунктом рассмотрены вопросы охраны труда и техники безопасности при эксплуатации устройств релейной защиты на КЭС.
В представленном дипломном проекте также был осуществлен расчет технико-экономических показателей работы КЭС.

6 ЗАЩИТА ЛИНИЙ KiVi.doc

6 ЗАЩИТА ЛИНИЙ ПОСРЕДСТВОМ ШКАФА ШДЭ 2802
(СОСТАВ И ВЫПОЛНЕНИЕ КОМПЛЕКТНОГО УСТРОЙСТВА)
1 Конструктивное выполнение шкафа ШДЭ 2802
Шкаф представляет собой металлоканструкцию. Обслуживание шкафа двухстороннее что обеспечивается наличием у шкафа двух дверей. На раме прикрепляемой с помощью специальных болтов к каркасу шкафа устанавливаются три кассеты А1 А2в которых расположены блоки защит и питания. Кассета А1 – однорядная а кассеты А2– двухрядные.
Для обозначения входящих в шкаф блоков использована 5-пизиционная система обозначения. Первую позицию занимает буква обозначающая выполняемую блоком основную функцию. Вторую – четвёртую позицию занимают цифры обозначающие тип блока а пятую позицию – цифра характеризующая исполнение блока эта цифра может не указываться.
Сведения о блоках входящих в состав кассет А1 А2 иприведены в таблице 6.1.
Позиционное обозначение кассеты
Позиционное обозначение блока
Блок стабилизатора напряжения
Таблица 6.1 – Блоки кассет А1 А2 А3
Продолжение таблицы 6.1
Блок блокировки при неисправностях в цепях напряжения и логичес-кой части блокировки при качаниях
Блок пускового органа на блокировки при качаниях
Блок реле сопротивления IIIIII ступеней
Реагирует на напряже-ние СА
Блок датчика напряжения
Блок тестового контроля
В режиме тестового контроля
Блок органа выдержки времени
Окончание таблицы 6.1
Блок органа направления мощности
Блок органа выдержек времени
Блок токовой отсечки
Блок реле тока для УРОВ
Блок органа напряжения
Блок датчиков тока и напряжения
2 Устройство и принцип действия
2.1 Система питания защит
Питание защит входящих в состав шкафа типа ШДЭ2801 осуществляется от блока питания типа БРЭ2301 который через испытательный блок SG3 подключается к цепям напряжения оперативного постоянного тока. Указанный блок питания имеет два выхода обеспечивающих напряжение постоянного тока 15 В ± 10 процентов и два выхода обеспечивающих напряжение постоянного тока 24 В ± 10 процентов. В результате образования общей точки выходов 15 В формируются цепи питания 01 ± 15 В со стабилизацией ± 10 процентов. К этим цепям подключаются блоки логики и органов выдержки времени защит а так же блоки измерительных органов ДЗ. Выходы 24 В подводятся к блоку стабилизатора типа Н0211 посредством которого образуются цепи питания 01 ± 15 В со стабилизацией плюс 2 процента. К указанным цепям подключены измерительные органы токовой защиты. Кроме того напряжение с одного из выходов 24 В (02 плюс 24 В) используется для питания блоков промежуточных реле.
Питание реле тока для УРОВ осуществляется непосредственно от цепей напряжения оперативного постоянного тока.
2.2 Дистанционная защита
2.2.1 Реле сопротивления
Реле сопротивления включает в себя:
Блок памяти (БП) формирующий и запоминающий на определённое время напряжение поляризации реле и обеспечивающий правильное действие РС при близких повреждениях;
– Формирователи сравниваемых синусоидальных величин являющихся линейной функцией и :
Двухполупериодный формирователь импульсов несовпадения (ФИН) по знаку мгновенных значений сравниваемых величин . На выходе ФИН формируется сигнал длительность положительных импульсов которого пропорциональна времени совпадения а длительность отрицательных импульсов – времени несовпадения сравниваемых величин;
Реагирующий орган (РО) который в зависимости от выполнения реле сопротивления I или II III ступеней обеспечивает соответственно сравнение времени несовпадения с временем совпадения или времени несовпадения с заданным временем и появление выходного сигнала на отключение выходного напряжения при коротком замыкании в зоне действия реле;
Схема сравнения (СС) величин по фазе состаящая из ФИН и РО.
2.2.2 Блокировка при качаниях
Блокировка при качаниях предназначена для исключения срабатывания дистанционной защиты при возникновении качаний. При коротких замыканиях блокировка вводит в действие защиты на время достаточное для её срабатывания и если срабатывание не произошло блокирует её. Блокировка при качаниях состоит из пускового органа блокировки и логической части.
Пусковой орган блокировки при качаниях реагирует на приращение тока обратной последовательности обеспечивая работу защиты при несимметричных коротких замыканиях. Для повышения чувствительности к симметричным коротким замыканиям он имеет дополнительный канал реагирующий на приращение тока прямой последовательности обеспечивающий так же повышение чувствительности к некоторым видам несимметричных коротких замыканий сопровождающихся незначительным изменением тока обратной последовательности.
Логическая часть блокировки при качаниях расположена в блоке К104 и выполнена с использованием типовых логических микросхем «И – НЕ» серии К511 и упрощённых элементов времени. Сигнализация работы блокировки обеспечивается светодиодами.
2.2.3 Блокировка при неисправностях в цепях переменного напряжения
Блокировка при неисправностях в цепях переменного напряжения предотвращает действие дистанционной защиты при возникновении повреждений в цепях переменного напряжения.
Блокировка содержит четырёхобмоточный трансформатор напряжения и полупроводниковый блок который находится в блоке типа К104.
2.2.4 Логическая часть дистанционной защиты
Логическая часть дистанционной защиты расположена в блоке логики типа Л103 и выполнена с использованием логических микросхем «И – НЕ» серии К511 типовых и упрощённых элементов выдержки времени. Для коммутации цепей используются герконовые реле типа РПГ – 2.
2.3 Токовая направленная защита нулевой последовательности
Измерительные органы ТНЗНП реализованы посредством блока датчиков тока и напряжения типа Д105 и измерительных блоков:
органов тока I II ступеней КА №1 КА №2 (=А3+Е15);
органов тока III ступени КА №3 (=А3+Е14);
органов тока IV ступени КА №41 и КА №42 (=А3+Е13);
разрешающего и блокирующего реле ОНМ КW1 KW2 (=А3+Е1);
органа напряжения KU1 (=А3+Е12).
Основными источниками информации для ТНЗНП служат ток нулевой последовательности поступающий от трёхтрансформаторного фильтра напряжение нулевой последовательности поступающее от соединённых в разомкнутый треугольник вторичных обмоток измерительного трансформатора напряжения.
Блок датчиков тока и напряжения ТНЗНП типа Д105 включает в себя два промежуточных трансформатора тока ТА1 и ТА2 промежуточный трансформатор напряжения а так же цепи нагрузки указанных промежуточных трансформаторов.

4 исправленный расчёт токов КЗ KiVi.doc

4 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Расчет токов короткого замыкания производим с использованием ЭВМ по программе TKZ. Для этого составим эквивалентную электрическую схему замещения которая представлена на рисунке 4.1 и наметим точки в которых необходимо знать токи КЗ:
на выводах генераторов;
на стороне ВН блочного трансформатора;
в конце отходящих линий.
Рисунок 4.1 Схема замещения
Поскольку расчет выполняется в относительных единицах (о.е.) то предварительно переводим все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Базисные условия выбираем учитывая удобство проведения расчета. За базисную мощность принимаем мощность равную 1000 МВА за базисное напряжение принимаем номинальное напряжение той ступени для которой производим расчет токов КЗ.
В таблице 4.1 приведены выражения для определения значений сопротивлений в о.е. а также значения сопротивлений.
Таблица 4.1 Параметры схемы замещения
Элементы электроустановки
Выражения для определения
сопротивления в о.е.
Значения сопротивления
Генераторы Г1 Г2 Г3 Г4
Х* = Х”d.ном× SбSном
Х* = 0173×1000375 = 0.461
Трансформаторы Т1 Т2 Т3 Т4
Х* = (Uк% 100)×(Sб Sном)
Х*= (115100)×(1000400) = =02875
Трансформаторы ТСН1 ТСН2 ТСН3 ТСН4
Х*в = (Uк% 100)×((Кр 4)-1) × × (Sб Sном)
Х*н = (Uк% 100)×(Кр 4) ) ×
Х*в = (127 100)×(1-(315 4))× ×(100032)=0843
Х*н = (127 100)×(315 2)×
Линия электропередачи
Х* = 05×04×200×10003402 = =0346
Х* = 05×04×230×10003402 = =0398
Х* = 0173×10005×588 = 0059
Х* = 032×10004000 = 008
Х* = 04×190×10003402 =0657
Трансформатор ТСН 604кВ
Х* = (8100)×(100010) =800
Выходной файл расчета токов короткого замыкания по программе TKZ приведен в приложении А. Программа написана доцентом кафедры
“Электрические станции” Бобко Н.Н.
Ток короткого замыкания протекающий по ветви определяется по:
где - периодическая составляющая сверхпереходного тока КЗ;
- коэффициент распределения симметричных составляющих тока КЗ по ветвям схемы m и n-соответственно начало и конец ветви.

технико экономическое обосн.KiVi.doc

9 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
В данном пункте требуется произвести расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой КЭС-1200 МВт (4×К-300 на газомазутном топливе).
Продолжительность летнего периода принимается равный nлет = 210 суток а зимнего — nзим = 155 суток.
Максимальную нагрузку которая приходится на t = 18 ч зимних суток примем на уровне равном 95% установленной мощности станции:
Рmax = 095× Руст = 095×1200 = 1140 МВт.
Суточные графики для характерных зимних и летних суток представлены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Суточные графики нагрузки
Окончание таблицы 9.1
Построение годового графика по продолжительности нагрузки начнём с максимальной нагрузки. Продолжительность её в часах равна количеству зимних суток умноженному на число часов в сутках в течение которых эта нагрузка имеет место (для максимальной нагрузки — 1ч):
2 Характеристика относительных приростов КЭС – 1200
Энергетическая характеристика турбоагрегатов К – 300:
Минимальная нагрузка котлоагрегата:
Минимальная электрическая нагрузка КЭС:
где q – относительный прирост турбоагрегата в зоне нагрузки до экономической;
n – число блоков на КЭС.
Относительный прирост котла при любой нагрузке:
где Q1 Q2 r1 r2 – смежные с Q значения тепловых нагрузок и соответствующих им относительных приростов из табл.4[16] (Q2 > r2 > r1).
Строим ХОП отдельно для зимнего и летнего периодов при этом предполагаем что для зимнего периода все оборудование находится в работе а для летнего периода один агрегат находится в плановом ремонте и не участвует в работе.
Результаты расчета относительных приростов КЭС представлены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 -- Расчет относительных приростов КЭС
3 Расчет технико-экономических показателей работы КЭС
Выработка электроэнергии за год:
Зима: Эз =22 253 ×155 = 3 449 215 МВт×ч
Лето: Эл = 17 795×210 = 3 736 950 МВт×ч
Эгод = Эл + Эз = 3 736 950 + 3 449 215 = 7 186 165 МВт×ч.
Число часов использования установленной мощности электростанции:
hy = Эгод Руст ; (9.4)
hy =7 186 165 1200 = 59885 ч.
величина годового расхода топлива на КЭС:
Вгод = Вслет.× n1× nлет + Всзим.× n2× nзим (9.5)
где Вс – величина суточного расхода топлива блока;
n1 = 3 n2 = 4 – количество работающих блоков в летнее и зимнее время соответственно.
Величина суточного расхода топлива блока:
где суточный расход тепла на турбоагрегат:
Значения часовых расходов Qэiчас определяются исходя из нагрузки КЭС в течение рассматриваемого часа делённой на количество работающих блоков по формуле (9.1).
Qчэ1-4 = 350+181×(6844) = 34451 Гкалч
Qчэ524 = 350+181×(7414) = 37030 Гкалч
Qчэ623 = 350+181×(7984) = 39610 Гкалч
Qчэ722 = 350+181×(9124) = 44768 Гкалч
Qчэ8111420 = 350+181×(10264) = 49927 Гкалч
Qчэ9 = 350+181×270+193×(10944-270) = 53046 Гкалч
Qчэ101619 = 350+181×270+193×(10834-270) = 52515 Гкалч
Qчэ121321 = 350+181×(9644) = 4735 Гкалч
Qчэ15 = 350+181×(10724) = 5201 Гкалч
Qчэ17 = 350+181×270+193×(11064-270)=53625 Гкалч
Qчэ18 = 350+181×270+193×(11404-270)=55265 Гкалч.
Qчэ1-4 = 350+181×(5703) = 3789Гкалч
Qчэ52324 = 350+181×(6273) = 41329 Гкалч
Qчэ62122 = 350+181×(6843) = 44768 Гкалч
Qчэ7141519 = 350+181×(7983) = 51646 Гкалч
Qчэ812 = 350+181×270+193×(8553-270) = 55265 Гкалч
Qчэ910 = 350+181×270+193×(9123-270) = 58932 Гкалч
Qчэ11 = 350+181×270+193×(8893-270) = 5745 Гкалч
Qчэ1320 = 350+181×(7413) = 48207 Гкалч
Qчэ1618 = 350+181×270+193×(8213-270) = 53078 Гкалч
Qчэ17 = 350+181×270+193×(8323-270) = 53785 Гкалч.
Qэзимсут = 34451×4+3703×2+3961×2+44768×2+49927×4+
+53046+52515×3+4735×3+5201+53625+55265 = 10939 Гкалсут
Qэлетсут = 3789×4+41329×3+44768×3+51646×4+55265×2+58932×2+5745+ +48207×2+53078×2+53785= 11 58634 Гкалсут
Величина суточного расхода топлива:
Вс= bq× Qэсут (9.8)
Всзим = 0157×10939 = 17174 т.у.т.сут
Вслет = 0157×1158634 = 18191 т.у.т.сут
Вгод = 17174×4×155 + 18191×3×210 = 2 210 821т.у.т.год.
Удельный расход топлива на 1 кВт×час отпущенный в сеть энергосистемы:
bэ=ВгодЭгод = 2 210 821 7 186 165= 0308 г.у.т..кВт·ч
bэ=308 г.у.т. кВт·ч.
Эксплуатационные расходы:
Условно-переменные затраты:
где Цт – цена топлива; Цт = 50 у.е.т.у.т.
Ст=50×2 210 821=110541×106 у.е.
Амортизационные отчисления:
Сам = рам× Ку×× Руст (9.10)
где рам — норма амортизации о.е.; рам =0068
Ку — удельные капиталовложения Ку =120 у.е.кВт;
Сам = 0068×120×1200000 = 9792×106 у.е.
Сзп = Кшт×Руст×Фзп (9.11)
где Кшт — штатный коэффициент; Кшт =027 чел.МВт;
Фзп — среднегодовой фонд заработной платы у.е.;Фзп = 2500 у.е.чел.
Сзп = 027×1200×2500 = 810000 у.е.
Суммарные эксплуатационные затраты:
С = (Ст+Сам+Сзп)×(1+a) (9.12)
где a = 01 – коэффициент учитывающий прочие расходы;
С = (88433+9792+081)×106×(1+01) = 10894×106 у.е.
Себестоимость 1 кВт×ч отпущенного в сеть энергосистемы:
где Сэ - суммарные эксплуатационные расходы относящиеся к отпуску электроэнергии
Сэ =Ст+(Сам+ Сзп)×(1+a) (9.14)
Сэ =(88433+(9792+081)×(1+01))×106= 1001×106 у.е.
Сээ=1001×106 7 186 165×103 =0013 у.е.кВт×ч.
Стоимость реализации энергии:
П =Эгод(1-Кпотерь)×Тээср (9.15)
где Тээср- средний тариф на электроэнергию отпускаемую потребителям;
Тээср =0025 у.е.кВт×ч;
Кпотерь =01 – коэффициент потерь в сетях.
П=7 186 165×103×(1-01)×0025=161689×106 у.е.
Прибыль: Д = П-Сэ = 161689×106 –1001×106 = 61589×106 у.е.
Стоимость электростанции: Кэс=Ку×Руст = 120×1200000 = 144×106 у.е.
Рентабельность: Крен=ДКэс=61589×106 144×106 = 043 .
Коэффициент эффективности использования установленной мощности электростанции:
где - средняя рабочая мощность;
- мощность выведенная в плановый ремонт;
где Nу – установленная мощность блока;
Трем – время его ремонта;
Тк – длительность календарного периода (365 суток).

7 РАСЧЁТ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ Л2 KiVi.doc

7 РАСЧЁТ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ Л2
(В СОСТАВЕ ШДЭ 2802)
Схема для расчёта дистанционной защиты линии Л2 имеет вид представленный на рисунке 7.1
Рисунок 7.1 – Расчётная схема
На рисунке 7.1 Хл1 и Хл2 соответствуют сопротивлениям линий Л1 и Л2 Хт соответствует сопротивлению одного из трансформаторов блока проектируемой КЭС.
Так как линия Л2 имеет две параллельные цепи то расчёт будем производитьдля одной цепи комплекты защит по концам которой обозначены 1 и 2.
1 Расчет I-й ступени дистанционной защиты
Сопротивление срабатывание первой ступени выбирается из выражения:
где– сопротивление линии Л2;
=1.15 – коэффициент учитывающий погрешность реле и трансформаторов напряжения в сторону увеличения защищаемой зоны неточность расчета первичных электрических величин и необходимый запас.
где 1156 – базисное сопротивление для линий на напряжении 330 кВ.
2 Расчет II-й ступени дистанционной защиты
2.1 Предварительное значение сопротивления срабатывания второй ступени дистанционной защиты определяется из следующих условий:
отстройка от короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции примыкающей к противоположному (по отношению к месту установки рассматриваемой защиты) концу линии. Так как система состоит из проектируемой КЭС а так же из ещё из станции мощностью 2500 и системой мощностью 4000 МВт то можно предположить что на них установлены аналогичные проектируемой КЭС блоки. По этому сопротивления трансформаторов будут одинаковы. Тогда сопротивление срабатывания будет определяться:
где – коэффициент токораспределения равный отношению первичного тока в месте установки защиты к току в рассматриваемом участке;
– сопротивление трасформатора.
Для данного пункта расчёта точкой короткого замыкания является узел 7. Тогда:
где I23 и I37 – токи в ветвях 2 – 3 и 3 – 7 соответственно рассчитанные выше по программе ТКZ. В дальнейшем индексы стоящие при токах будут означать номера начала и конца ветвей схемы.
Тогда сопротивление срабатывания будет:
отстройка от короткого замыкания на шинах подстанции примыкающей к дальнему (по отношению к месту установки рассматриваемой защиты) концу предыдущей линии. Для этого режима точкой короткого замыкания является узел 1.
Коэффициенты токораспределения находятся из следующих выражений:
Сопротивление срабатывания:
Принимаем сопротивления срабатывания защит меньшие из рассчитанных по двум условиям: Ом Ом.
Произведём предварительную проверку чувствительности второй ступени защит. Чувствительность второй ступени определяется по выражению:
где ZЗ – переменное сопротивление в месте установки защиты при металлическом КЗ в конце защищаемой линии в режиме при котором это сопротивление имеет наибольшее значение. Ом. Минимальное значение коэффициента чувствительности допускается 15. Тогда:
2.2 Наклон правой боковой стороны характеристики срабатывания реле сопротивления второй ступени определяемый горизонтальным (по отношению к значению сопротивления уставки ZУСТ) значением координаты (b! b!!) точки пересечения этой стороны с осью активных сопротивлений. Он выбирается по условию отстройки от минимально возможного вектора сопротивления нагрузки в месте установки защиты в послеаварийном нагрузочном режиме с учётом самозапуска двигателей.
Отстройка от вектора сопротивления ZНАГР.РАСЧ. производится по выражениям:
Использование характеристики с координатой b!=03 является более предпочтительным чем с координатой b!!=015 поскольку в первом случае защита будет обладать большей чувствительностью к замыканиям через переходные сопротивления.
Минимально возможное сопротивление нагрузки можно определить из выражения:
где – максимальная мощность которую можно передать по одной цепи линии МВА. Тогда:
Как видно для выражений (7.8) и (7.9) неравенство соблюдается по этому принимаем наклон правой боковой стороны характеристики срабатывания с координатой b!!=015.
3 Расчет III-й ступени дистанционной защиты
Характеристика срабатывания реле сопротивления третьей ступени дистанционной защиты в комплексной плоскости сопротивлений представляет собой треугольник одна из вершин которого совпадает с началом координат. Правая боковая сторона треугольника расположенная в первом квадранте имеет регулируемый наклон к оси активных сопротивлений φхар=350 или 470; левая боковая сторона треугольника расположенная во втором квадранте имеет нерегулируемый наклон к оси активных сопротивлений 1150. Наклон верхней стороны треугольника к оси оси активных сопротивлений – 50. Угол максимальной чувствительности характеристики φМ.Ч.=750.
Угол наклона правой боковой стороны характеристики φхар выбирается по условию отстройки от максимального возможного угла φнагр. расч. Сопротивления нагрузки в месте установки защиты в послеаварийном нагрузочном режиме по выражению:
где – дополнительный угол который должен несколько превышать сумму погрешности характеристики в сторону уменьшения угла наклона её правой боковой стороны и погрешностей трансформаторов тока и напряжения в сторону уменьшения угла вектора замеряемого сопротивления нагрузки φнагр.расч.. Поскольку результирующая угловая погрешность трансформаторов тока и напряжения не превышает 1 – 20 то угол в выражении (7.11) может быть с достаточным запасом принят равным =50; =300.
Так как защита имеет заданные уставки на 35° и 47° выбираем угол наклона 35°.
Первичное сопротивление срабатывания третьей ступени защиты находится по условию обеспечения требуемой чувствительности при металическом КЗ в конце зоны резервирования по выражениям:
– синус угла максимальной чувствительности;
– синус угла вектора .
Для правильной работы защиты обеспечения её селективности и чувствительности необходимо чтобы ток в ней был не менее минимального тока точной работы то есть должна быть проверена чувствительность каждой ступени защиты по току точной работы определяемая коэффициентом чувствительности при КЗ между тремя фазами в расчётной точке:
где – первичный ток в месте установки защиты при КЗ между тремя фазами в расчётной точке в расчётном режиме А;
– минимальный ток точной работы рассматриваемой ступени защиты (первичный). Минимальное значение коэффициента чувствительности допускается порядка 15.
Результаты проверки чувствительности защит по току точной работы сведём в таблицу 7.1
Таблица 7.1 – Чувствительность по току точной работы
Расчетный ток через защиту I(3)КЗМИН A

3выбор РЗА KiVi.DOC

3 ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СТАНЦИИ. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
Устройства релейной защиты должны обладать следующими свойствами: быстродействие чувствительность селективность надежность. Для достижения требуемой эффективности функционирования защит необходимо выполнение условий:
основные защиты от внутренних КЗ должны обеспечивать быстрое отключение повреждений любого элемента блока;
резервные защиты энергоблока также должны охватывать все его элементы и должны обеспечивать ближнее и дальнее резервирование соответственно основных защит блока и защит прилежащей сети;
повреждения не сопровождающиеся КЗ и не отражающиеся на работе блока также должны по возможности быстро отключаться если их развитие может привести к значительным разрушениям оборудования;
ненормальные режимы должны автоматически ликвидироваться защитой если они недопустимы для оборудования или системы.
1 Выбор релейных защит генераторов
Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждений увеличения быстродействия уменьшения или полного устранения мертвых зон.
Основные виды повреждений и ненормальных режимов турбогенераторов:
многофазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид повреждения так как сопровождается протеканием больших токов и как следствие значительными повреждениями генератора;
замыкания на землю в обмотке статора;
витковые замыкания в обмотке статора;
замыкания между витками одной фазы в обмотке статора;
замыканий на землю в одной и двух точках цепи ротора;
прохождения в обмотке статора тока выше номинального обусловленного внешним КЗ;
несимметричные режимы;
симметричные перегрузки генератора по току ротора и по току статора.
Для защиты от многофазных КЗ устанавливается быстродействующая продольная дифференциальная защита генератора действующая на отключение [6 7 8]. Защита осуществляет сравнение токов со стороны фазных и нулевых выводов обмотки статора на каждой фазе.
Для защиты генератора от однофазных замыканий на землю в обмотке статора используем блок-реле БРЭ1301 в исполнении ЗЗГ-11.
Для защиты от витковых замыканий в обмотке статора с двумя параллельными ветвями применяется односистемная поперечная дифференциальная защита реагирующая на разность суммарных токов трех фаз в указанных параллельных ветвях [6 7 8].
Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения выполняется с наложением на цепь возбуждения напряжения переменного тока 25 Гц. Защита от замыканий на землю во второй точке для генераторов мощностью 300 МВт не используется из-за недопустимости их работы с замыканием на землю в одной точке обмотки возбуждения. В связи с этим при появлении земли в одной точке цепи возбуждения генератора питание его возбуждения переключается на резервный возбудитель и если земля не исчезнет генератор должен быть разгружен и отключен [7].
Для защиты от несимметричных перегрузок применяют токовую защиту обратной последовательности она выполняется с зависимой интегральной характеристикой выдержки времени.
Для защиты обмотки статора генератора от симметричной перегрузки предусматриваем защиту на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата включенном в одну из фаз вторичной цепи ТА.
Для защиты обмотки ротора от перегрузки током возбуждения предусматриваем токовую защиту с интегральной зависимой выдержкой времени соответствующей тепловой характеристике генератора.
2 Выбор релейных защит блочных трансформаторов
Для силовых трансформаторов предусматриваем релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы [5 7 10]:
многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;
внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и “пожара стали” магнитопровода);
однофазных замыканий на землю;
сверхтоков в обмотках обусловленных внешними КЗ;
понижение уровня масла.
При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.
Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах блочных трансформаторов предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени. Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.
Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока установленных со стороны звезды силового трансформатора соединяют в треугольник а вторичные обмотки трансформаторов тока установленных со стороны треугольника силового трансформатора — в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Если не удается подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащиты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации) при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа ДЗТ-21.
Для защиты вводов блочных трансформаторов и его ошиновки на стороне ВН энергоблоков с двумя выключателями (полуторная схема) устанавливаем дифференциальную защиту включаемую на трансформаторы тока установленные в цепи каждого выключателя и на трансформаторы тока встроенные в трансформатор энергоблока.
Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на трансформаторах применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением имеющих расширители и осуществляется с помощью поплавковых лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от “пожара стали” магнитопровода возникающего при нарушении изоляции между листами стали [5 7 10].
Для сигнализации о перегрузке на стороне ВН устанавливаем однорелейную максимальную токовую защиту с независимой выдержкой времени включаемую на ток одной фазы.
Предусматриваем устройство пожаротушения. Устройство пожаротушения пускается от дифференциальной и газовой защит трансформатора.
3 Выбор резервных защит блоков генератор-трансформатор
Для дальнего и ближнего резервирования защит при трехфазном КЗ предусматриваем одноступенчатую дистанционную защиту. Так как защита имеет выдержку времени более 15 с она выполняется без блокировки при качаниях [6 7 8].
Для отключения несимметричных КЗ при дальнем и ближнем резервировании используем токовую защиту обратной последовательности генератора. Для ближнего резервирования используется интегральный орган а для дальнего – встроенная в защиту более чувствительная отсечка.
Для дальнего и ближнего резервирования защит при однофазных КЗ на землю на стороне ВН устанавливается токовая защита нулевой последовательности включаемая на ток в нейтрали трансформатора блока. Эта защита может работать и при КЗ двух фаз на землю. На блоке устанавливаем два комплекта защиты так как целесообразно иметь разную чувствительность и разные выдержки времени для деления шин и для дальнего резервирования.
Для выявления потери возбуждения и перевода генератора в недопустимый асинхронный режим или отключения блока если асинхронный режим недопустим устанавливаем защиту от потери возбуждения.
На случай вывода из действия защиты ошиновки предусматриваем оперативное ускорение с помощью специального ключа.
Также предусматриваем устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ).
4 Выбор релейных защит трансформаторов СН
4.1 На трансформаторах СН 206 кВ устанавливаем ниже описанные защиты.
Для защиты от всех видов КЗ в обмотках трансформатора и на его выводах устанавливаем дифференциальную токовую защиту на реле ДЗТ-21.
Для защиты от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла предусматриваем газовую защиту.
Для резервирования дифференциальной защиты ТСН устанавливаем на стороне ВН дистанционную защиту выполненную на блок-реле БРЭ2801.
На рабочих вводах к секции СН 6кВ устанавливаем дистанционную защиту на блок-реле БРЭ2801. Она служит для защиты шин секции и резервирования защит присоединений этой секции.
В качестве защиты от перегрузок используем МТЗ выполненную на одном реле. Защита включается на ток одной фазы устанавливается на каждой из расщепленных обмоток 6 кВ.
4.2 На трансформаторах СН 604 кВ устанавливаем ниже описанные защиты.
На стороне 6 кВ устанавливаем токовую отсечку в двухфазном двухрелейном исполнении для защиты от повреждений внутри и на выводах трансформатора действующую на отключение трансформатора без выдержки времени.
Для защиты от внешних КЗ применяем МТЗ установленную на стороне 6 кВ и действующую на отключение.
Для защиты от перегрузки на стороне 6 кВ устанавливаем МТЗ в однорелейном однофазном исполнении действующую на сигнал.
Для защиты обмотки 63 кВ от однофазных замыканий на землю и от повреждения изоляции между обмотками ВН и НН устанавливаем защиту от замыканий на землю стороны 63 кВ.
Для защиты от однофазных КЗ на участке ошиновки 04 кВ от ТСН до автоматических выключателей устанавливаем токовую защиту нулевой последовательности подключенную к трансформатору тока нулевой последовательности. Последний установлен в нейтрали обмотки 04 кВ.
5 Выбор релейных защит двигателей
Дифференциальная защита в трехфазном исполнении используется для защиты от междуфазных КЗ двигателей мощностью 4000 кВт и выше. Дифференциальная защита выполняется с использованием трех реле с торможением типа ДЗТ-11.
Токовая отсечка применяется на двигателях мощностью менее 4000 кВт от тех же повреждений что и дифзащита.
Токовая защита нулевой последовательности предназначена для защиты двигателей от замыканий на землю выполненной на реле типа РТЗ-51.
Защита минимального напряжения предназначена для облегчения условий самозапуска двигателей ответственных механизмов.
Токовая защита от перегрузки устанавливается на двигателях подверженных перегрузкам [11 12].
6 Выбор устройств автоматики
6.1 Автоматическое повторное включение (АПВ). Устройство АПВ предусматривают для быстрого восстановления питания потребителей и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей отключенных устройствами релейной защиты.
Предусматриваем следующие виды АПВ:
устройство АПВ воздушных линий 330 кВ;
устройство АПВ шин КЭС;
устройство АПВ ответственных электродвигателей отключенных для самозапуска других электродвигателей;
устройство АПВ обходного и секционного выключателей.
Устройства АПВ выполнены так чтобы они не действовали при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; при автоматическом отключении релейной защитой непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; при отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин а также в других случаях отключений выключателя когда действие АПВ недопустимо.
Действие устройств АПВ фиксируется указательными реле встроенными в реле указателями срабатывания счетчиками числа срабатывания.
6.2 Включение генераторов. Включение генераторов на параллельную работу производится одним из следующих способов: точной синхронизацией и самосинхронизацией.
Для проектируемой КЭС для турбогенераторов ТВВ-320-2ЕУ3 применяется способ точной автоматической синхронизации при нормальных режимах. При аварийных режимах допускается способ самосинхронизации.
Все генераторы оборудованы устройствами позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения.
6.3 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) напряжения (АРН) и реактивной мощности. Устройства АРВ АРН и автоматического регулирования реактивной мощности предназначены для поддержания напряжения в энергосистеме по заданным характеристикам при нормальной работе; распределения реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости энергосистем.
Генераторы оборудованы устройствами АРВ соответствующими требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.
Для генераторов ТВВ-320-2ЕУ3 предусмотрена быстродействующая система возбуждения с АРВ сильного действия.
Трансформаторы с РПН оснащены системой автоматического регулирования коэффициента трансформации для поддержания или заданного изменения напряжения.
6.4 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ). Системы АРЧМ предназначены для поддержания частоты в энергосистеме в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирования обменных мощностей энергосистем; распределения мощности между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления.
Системы АРЧМ обеспечивают на КЭС поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах 01 Гц и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем 70 процентов амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 минуты и более.
Управление мощностью КЭС осуществляется со статизмом по частоте изменяемым в пределах от 3 до 6 процентов.
6.5 Автоматическое прекращение асинхронного режима. Для прекращения асинхронного режима в случае его возникновения применяются устройства автоматики отличающие асинхронный режим от синхронного КЗ или других нормальных режимов работы.
Указанные устройства выполнены так чтобы они прежде всего способствовали осуществлению мероприятий направленных на облегчение ресинхронизации:
быстрому набору нагрузки турбинами;
частичному отключению потребителей;
уменьшению генерирующих мощностей (если возник избыток мощности).
6.6 Автоматическое ограничение снижения частоты. Автоматическое ограничение снижения частоты выполнено с таким расчетом чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергосистеме возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц исключалась полностью время работы с частотой ниже 47 Гц не было более 20 с а с частотой ниже 485 Гц – не более 60 с.
Система автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:
автоматический ввод резерва (по частоте);
автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
дополнительную разгрузку;
включение питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ).
Действие АЧР согласовано с действием устройств АПВ.
На электрических станциях и подстанциях применяют многочисленные вспомогательные электрические устройства и механизмы служащие для управления регулирования режима работы сигнализации релейной защиты и автоматики. Все эти оперативные устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников которые принято называть источниками оперативного тока. Соответствующие электрические цепи питающие названные устройства и механизмы называют оперативными цепями а схемы питания – схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники питания должны быть надежны т.к. нарушение их работы может приводить к отказам и серьезным авариям в электроустановках.
Различают независимые и зависимые источники оперативного тока. Работа первых не зависит а работа вторых зависит от режима работы и состояния первичных цепей электроустановки. Независимыми источниками оперативного тока являются аккумуляторные батареи дизель-генераторные и турбореактивные агрегаты а зависимыми источниками – двигатель-генераторные агрегаты (асинхронный двигатель и генератор постоянного тока) измерительные трансформаторы тока и напряжения трансформаторы собственных нужд.
Оперативные цепи работают на постоянном или переменном токе. В ряде случаев используется выпрямленный ток.
На электрических станциях наибольшее применение имеет постоянный оперативный ток получаемый от аккумуляторных батарей. Широкое использование постоянного оперативного тока в основном вызвано тем что многие применяемые в электроустановках электромагнитные механизмы выполненные на постоянном токе являются более простыми и более надежными в работе и имеют лучшие характеристики чем выполненные на переменном токе.
Использование аккумуляторных батарей в качестве источников постоянного оперативного тока определяется стремлением иметь независимый источник обеспечивающий питание оперативных цепей при любых отказах и авариях в первичных цепях сопровождающихся снижением и даже полной потерей переменного напряжения электроустановки. Это особенно важно при системных авариях. Вместе с тем аккумуляторные батареи как источники оперативного тока имеют и существенные недостатки: большой расход дефицитного свинца на изготовление пластин высокую стоимость и значительные эксплуатационные расходы необходимость сооружения аккумуляторных помещений оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией необходимость специального обслуживающего персонала. На крупных электрических станциях централизованное снабжение постоянным током от одной центральной аккумуляторной батареи приводит к необходимости сооружения протяженной и разветвленной сети оперативного тока. Это снижает надежность ее работы.
Установка постоянного тока состоит из нескольких преобразователей энергии переменного тока в постоянный аккумуляторной батареи и соответствующего РУ. В качестве преобразователей используются выпрямители. При нормальной работе станции сеть постоянного тока питается через преобразователь. Аккумуляторные батареи составляем из аккумуляторов типа СК (стационарный для коротких разрядов). Батарея заряжена и потребляет лишь небольшой ток для компенсации саморазряда. При нарушении нормального режима (исчезновении напряжения переменного тока в системе СН) преобразователь отключается и нагрузку принимает на себя батарея.
Расчетную длительность аварийного режима для всех приемников постоянного тока электростанций связанных с системой принимают
Основную нагрузку установки постоянного тока на тепловой станции составляют следующие приемники:
аппараты устройств дистанционного управления сигнализации блокировки и релейной защиты;
приводы выключателей автоматов контакторов;
аварийное освещение;
электродвигатели аварийных маслонасосов в системах смазки агрегатов;
электродвигатели аварийных маслонасосов в системах регулирования турбин;
преобразовательный агрегат для аварийного питания устройств связи.
На проектируемой КЭС устанавливаем четыре аккумуляторные батареи (по одной на блок).
Схема подключения аккумуляторной батареи изображена на
рисунке 3.1. Эта схема с двойным элементным коммутатором. Элементный коммутатор позволяет без разрыва цепи тока изменять число аккумуляторов батареи подключенных к сборным шинам установки и тем самым поддерживать нормальное напряжение на них в различных режимах работы батареи. Разрядная рукоятка Р1 служит для изменения числа аккумуляторов подключенных к шинам установки а зарядная рукоятка Р2 – для изменения числа аккумуляторов подключенных к зарядному агрегату. У аккумуляторной батареи различают общее число аккумуляторов п число основных аккумуляторов no число добавочных аккумуляторов nд подключаемых к элементному коммутатору и число аккумуляторов nподз подключаемых к шинам установки в режиме подзаряда батареи.
В режиме подзаряда к шинам постоянного тока с помощью переключателя SAC1 (левое положение) подключают подзарядный агрегат а с помощью разрядной рукоятки – часть аккумуляторов батареи nподз.
Рисунок 3.1 – Схема подключения аккумуляторной батареи с двойным элементным коммутатором работающей с постоянным подзарядом (показано токораспределение при разряде).
Очевидно что в режиме подзаряда часть аккумуляторов батареи а именно п - nподз не подзаряжается и следовательно подвержена саморазряду что является недостатком схемы. В случае отключения подзарядного агрегата и разряда аккумуляторной батареи на нагрузку нормальное напряжение на шинах установки поддерживают путем изменения числа подключенных аккумуляторов с помощью разрядной рукоятки Р1.
Для заряда батареи в том числе тренировочного или уравнительного при помощи переключателя SAC2 зарядный агрегат подключают к положительной шине установки и к зарядной рукоятке коммутатора (правое положение SAC2). Если батарея полностью разряжена то зарядную рукоятку вначале устанавливают в крайнее правое положение что обеспечивает заряд всех аккумуляторов батареи. Зарядный агрегат заряжает батарею и питает постоянную нагрузку. Токораспределение показано на рисунке 3.1 из которого видно что по части аккумуляторов расположенных между плюсом батареи и разрядной рукояткой проходит зарядный ток а по аккумуляторам включенным между рукоятками Р1 и Р2 – полный ток генератора Iг = Iз + Iнг.
В процессе заряда увеличивают напряжение генератора и поэтому для поддержания неизменного напряжения на шинах разрядную рукоятку постепенно перемещают влево. Постепенно перемещают влево и зарядную рукоятку т.к. аккумуляторы включенные между рукоятками заряжаются раньше остальных аккумуляторов батареи. В конце заряда к каждому аккумулятору подводится напряжение Uзмах и разрядная рукоятка стоит в крайнем левом положении подключая к шинам только основные аккумуляторы батареи. По окончании заряда батарею переводят в режим постоянного подзаряда. С помощью разрядной рукоятки к шинам подключают необходимое число аккумуляторов.
Для поддержания на шинах установки постоянного тока стабильного напряжения в нормальных условиях (при постоянной нагрузке) обычно используют систему автоматики воздействующую на элементный коммутатор и изменяющую число аккумуляторов подключенных к шинам.
С целью предупреждения ненормальной сульфатации пластин батарею работающую с постоянным подзарядом 1 раз в 3 мес. подвергают дозаряду напряжением 23-235 В на элемент до достижения плотности электролита во всех элементах 12-121 гсм3. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч. Кроме того 1 раз в 3 мес. проверяют работоспособность батареи по критерию допустимого снижения напряжения (не более 04 В на аккумулятор) при толчковых нагрузках.
Потребители постоянного тока на электрических станциях территориально могут быть удалены друг от друга. Поэтому при установке одной аккумуляторной батареи приходится выполнять протяженную и разветвленную сеть оперативного тока в которой вероятны повреждения. Повышение надежности работы такой сети достигается путем:
сооружения самостоятельных электросетей для питания потребителей различного назначения;
резервирования питания;
секционирования сети.
Выполняются отдельные электросети: цепей управления; защиты и автоматики; сигнализации; электромагнитов включения приводов выключателей. Каждая сеть питается отдельными кабельными линиями от шин аккумуляторной батареи.
Данные о нагрузках аккумуляторной батареи приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Нагрузка аккумуляторной батареи
Приводы выключателей:
Преобразовательный агрегат оперативной связи
Окончание таблицы 3.1
Электродвигатель аварийного маслонасоса уплотнений генератора
Электродвигатель аварийного маслонасоса смазки турбины
Электродвигатель аварийного маслонасоса системы регулирования
Выбор аккумуляторной батареи.
Число основных элементов в батарее:
Общее число элементов:
Количество добавочных элементов:
Типовой номер батареи выбирается по формуле:
где Iав – ток установившегося аварийного разряда А;
j – допустимый ток получасового аварийного разряда приведенный к первому номеру аккумулятора (принимается 25 АN при температуре 25 0С согласно [7]).
Предварительно принимаем типоразмер СК-20. Затем производим проверку по максимальному толчковому току переходного аварийного режима:
Следовательно окончательно выбираем аккумулятор с типовым номером СК-30. Проверяем отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе:
По кривой 1 рисунка 7.27 [7] определяем напряжение на аккумуляторе равным 85 %. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равной 5 % то напряжение на приводах будет 80 %. По таблице 7.2 [7] допустимое отклонение напряжения составляет 80 – 110 % таким образом принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.
Выбор подзарядного и зарядного устройств.
Для подзарядного устройства основных элементов ток подзаряда:
где Iп – ток постоянно включенной нагрузки.
Напряжение подзарядного устройства:
Выбираем агрегат ВАЗП-380260-4080.
Для подзарядного устройства добавочных элементов:
Принимаем выпрямительное устройство типа АРН-3 поставляемое комплектно с панелью автоматического регулирования напряжения типа ПЭХ-9045-00А2.
Для зарядного агрегата:
Выбираем генератор постоянного тока типа П-92 (Рном = 60 кВт
Uном = 270 В Iном = 222 А n = 1450 обмин) соединенный с электродвигателем переменного тока типа 4А250S4У3 (Рном = 75 кВт n = 1480 обмин).