Проектирование электрической части ТЭЦ 189МВт

ДП - копия.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ ПРИМОРСКОГО КРАЯ
КРАЕВОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ
ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
«ПРОМЫШЛЕННЫЙ КОЛЛЕДЖ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»
02.03 « ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ СЕТИ И СИСТЕМЫ»
Электрическая часть ТЭЦ 189 МВт
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Энергетика нашей страны обеспечивает надежное электроснабжение народного хозяйства и жилищно-бытовые нужды различных потребителей электрической и тепловой энергии. Основными потребителями электрической энергии являются промышленность транспорт сельское хозяйство коммунальное хозяйство городов и поселков причем на промышленность приходится более 70% потребления электроэнергией которая должна расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии участке и установке.
Дальнейшее проникновение электроэнергии в сферу быта непроизводственных услуг увязывается с механизацией и автоматизацией труда в домашнем хозяйстве с проникновением в быт людей телекоммуникаций и информационных технологий повышением качества услуг образования медицины отдыха и развлечений. Это в свою очередь превращает самую рабочую силу в человеческий капитал чрезвычайно эффективный производственный фактор. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
За последние 80 лет промышленное производство электроэнергии увеличилось в тысячу с лишним раз была создана единая энергосистема и около сотни районных энергосистем. Многие из гигантов электроэнергетики размещены неравномерно экономически и географически неправильно но это не уменьшает ценность таких объектов - сейчас их не перенесешь и не перепрофилируешь.
Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики в перспективе являются:
Надежное энергоснабжение населения и экономики страны;
Сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России интеграция ЕЭС с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
Повышение эффективности функционирование и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
Уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.
Проектируемая станция ГРЭС-880 МВт будет сооружаться в Хабаровском крае. В качестве топлива используется уголь. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 220 кВ. С шин 110 кВ осуществляется питание потребителей максимальной мощностью 250 МВт.
Исходя из установленной мощности станции и задания на дипломный проект принимаем 3 турбогенератора мощностью 63 МВт .
Номинальные параметры сводим в таблицу 1:
Таблица 1 – Номинальные параметры генераторов
Примечание к таблице 1
ТЗВ – турбогенератор с воздушным охлаждением;
НВ - с непосредственным водяным охлаждением;
ТС - тиристорная система возбуждения.
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Рассчитываем реактивные мощности генератора:
гдеРг – активная составляющая мощности генератора МВт ;
tgφ – тангенс коэффициента мощности.
Рассчитываем активные и реактивные составляющие мощностей собственных нужд:
гдеРсн – расход на собственные нужды %;
Руст – активная мощность генераторов МВт.
cosφСН = 08; tgφСН = 075;
Рассчитываем реактивные составляющие мощностей нагрузки на шинах 10кВ:
Рассчитываем реактивные составляющие мощностей нагрузки на шинах 35кВ
ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ
Структурную схему выбираем исходя из следующих факторов:
- в нормальных эксплуатационных режимах не должно возникать обратных перетоков мощностей через трансформаторы связи;
- Схему ГРУ выбираем с учётом отсутствия резерва по питанию потребителей подключённых к шинам ГРУ
Принимаем схему изображенную на рисунке 1: 3 генератора по 63 МВт присоединённых к шинам ГРУ-10кВ. Для связи между распределительными устройствами разных напряжений используем два трёхобмоточных трансформатора связи.
Рис.1-Структурная схема проектируемой ТЭЦ-189МВт
Определяем количество линий для связи с энергосистемой.
PномΣ = ΣPG ΣPсн Pmin10 Pmin35 (4)
где ΣPG – суммарная мощность генераторов МВт;
ΣPсн – суммарная мощность собственных нужд генераторов МВт;
Pmin35 – мощность нагрузки на шинах 35 кВ в минимальном режиме МВт.
PномΣ = 189 – 1315 90 15 = 7085 МВт
Определяем количество линий по формуле :
C учетом пропускной способности ВЛ на напряжении 110 кВ 50 МВт и с учетом отключения 1 линии принимаем к установке 2 линии связи с энергосистемой.
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СВЯЗИ
Выбор трансформаторов связи осуществляется в 3-х режимах:
Максимальный – все оборудование в работе нагрузка на шинах ГРУ – максимальная.
Минимальный – все оборудование в работе нагрузка на шинах ГРУ – минимальная.
Аварийный – вышел из строя один генератор подключенный к шинам ГРУ 10
гдеPг Qг – активная и реактивная мощности генераторов присоединенных к шинам среднего напряжения;
Pс.н Qс.н – активная и реактивная нагрузки собственных нужд;
Pн Qн – активная и реактивная нагрузки на шинах низкого напряжения.
Определяем расчетную нагрузку на автотрансформатор связи:
– в максимальном режиме
– в минимальном режиме
– в аварийном режиме
По наибольшему перетоку определяем номинальную мощность автотрансформатора по формуле с учетом допустимой перегрузки:
гдеKп – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора равный 14.
Принимаем к установке трансформатор связи типа ТДТН-80000-110
Номинальные параметры сводим в таблицу 2 .
Таблица 2 – Технические данные трансформаторов связи.
Напряжение к.з. Uк %
ТДТН – трехфазный трехобмоточный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха.
ВЫБОР СЕКЦИОННОГО РЕАКТОРА
Выбор реактора производит по номинальному напряжению и току. Намечаем к установке реактор типа РБДГ на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным током 4000 А.
Принимаем к установке реактор типа РБДГ-10-4000
Номинальные параметры заносим в таблицу 3.
Таблица 3 – Технические данные реактора.
Электродинамическая стойкость кА
Термическая стойкость кА
РБДГ – Реактор бетонный с принудительным воздушным охлаждением с горизонтальным расположением фаз.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора аппаратов и токоведущих частей в заданных присоединениях необходимо рассчитать токи короткого замыкания.
Составляем расчетную схему электроустановки (рисунок 2). Указываем все элементы и их параметры влияющие на ток короткого замыкания.
Рис.2 - Расчётная схема.
Составляем схему замещения (рисунок 3) в которой все элементы представляем в виде индуктивных сопротивлений в относительных единицах при =1000 МВА а также принимаем Uб = Uср соответствующей ступени.
Рис.3-Схема замещения.
Определяем сопротивление системы:
гдеSб – базовая мощность МВА;
Sн.с – номинальная мощность энергосистемы МВА;
xс* – относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
Определяем сопротивление воздушных линий:
гдехуд – индуктивное сопротивление линии на 1 км длины Омкм;
Uср – среднее напряжение Кв.
Определяем сопротивление автотрансформаторов:
где - напряжения короткого замыкания трансформатора;
– номинальная полная мощность трансформатора МВА.
где – напряжение КЗ обмотки ВН автотрансформатора;
– напряжение КЗ обмотки СН автотрансформатора;
– напряжение КЗ обмотки НН автотрансформатора.
Сопротивление xт сн% принимаем равное нулю и в последующих расчетах его можно не учитывать.
Определяем сопротивление реактора:
где – сопротивление реактора;
– среднее напряжение кВ.
Определяем сопротивление генераторов:
гдеxd" – сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора по продольной оси.
Обледеним ветви генераторов G1G3 и представим их эквивалентной машиной.
С учётом этого схема замещения для КЗ в точке К-1 будет иметь вид показанный на рисунке 4.
Рис.4- Схема замещения относительно точки К-1.
Рис.5- Результирующая схема замещения относительно точки К-1
Расчёт токов КЗ в точке К-1.
Рассчитываем базовый ток:
Uср – среднее напряжение кВ.
Рассчитываем действие периодической составляющей тока КЗ :
гдеIб – базовый ток;
E*" – ЭДС источников;
xрез – результирующие относительное сопротивление цепи КЗ.
Рассчитываем ударный ток :
гдеIп0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ кА;
kуд – ударный коэффициент [1.§ 3.3 стр.150. таб. 3.8].
Принимаем выключатель типа ВГБУ – 110 – 402000с tсобст. = 0035 с.
гдеtсобст. – время отключения выключателя;
tр.з –время срабатывания релейной защиты.
Рассчитываем действие периодической составляющей тока короткого замыкания для времени :
гдеSном – номинальное значение мощности МВА;
поэтому Iп = Iп0= 35 кА
Рассчитываем действие апериодической составляющей тока КЗ для времени :
гдеТа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;
Iп0 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ кА.
Составляем сводную таблицу результатов расчета токов КЗ в точке К – 1.
Таблица 4 – Результаты расчета токов КЗ в точке К – 1
Преобразование схемы относительно точки К – 2.
Рис.6- Схема замещения относительно точки К-2.
Рис.7- Результирующая схема замещения относительно точки К-2
Расчёт токов КЗ в точке К-2.
Принимаем выключатель типа ВБЭТ – 35 – 25630 tсобст. = 004 с.
поэтому Iп = Iп0= 706 кА
Составляем сводную таблицу результатов расчета токов КЗ в точке К – 2.
Таблица 5 – Результаты расчета токов КЗ в точке К – 2
Преобразование схемы относительно точки К – 3.
Рис.8- Схема замещения относительно точки К-3.
Рис.9- Схема замещения относительно точки К-3.
Рис.9- Результирующая схема замещения относительно точки К-3.
Расчёт токов КЗ в точке К-3
Принимаем выключатель типа МГУ – 20 – 90УЗ tсобст. = 015 с.
поэтому Iп = Iп0= 99 кА
Составляем сводную таблицу результатов расчета токов КЗ в точке К – 3.
Таблица 6 – Результаты расчета токов КЗ в точке К – 3
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор выключателей и разъединителей 110кВ.
Определяем расчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор по наибольшей электрической мощности генератора Т3В – 63 – 2
где:SномГ – номинальная мощность генератора МВА;
UномГ – номинальное напряжение кВ.
В режиме продолжительной перегрузки ток определяется при снижении напряжения на 5%
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 4 с учетом того что все цепи входят в расчетную зону I т.е проверяются по суммарному току КЗ. Термическая стойкость определяется по формуле:
Выбираем выключатель типа ВГБУ– 110 – 402000 У1 и разъединитель РДЗ – 1101000 У1.
Находим значение апериодической составляющей в токе отключения выключателя по формуле :
норм – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе %;
Iотк.ном –номинальный ток отключения кА.
Дальнейший расчет сводим в таблицу 7.
Таблица 7 – Расчетные и каталожные данные.
Iт2× tт = 402 × 3 = 4800 кА2 × с
Примечание к таблице 9:
В типе выключателей: ВГБУ - выключатель элегазовый баковый; 110 – класс напряжения кВ; 40 – номинальный ток отключения кА; 2000 – номинальный ток А.
В типе разъединителя: Р – разъединитель; Д – двухколонковый; З – наличие заземляющих ножей; 110 – класс напряжения кВ; 1000 – номинальный ток А.
Выбор токоведущих частей 110 кВ
Так как шины по экономической плотности тока не выбираются(П.1.2.28.ПУЭ) принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.
Значения расчетных токов были определены выше.
Принимаем провод АС – 12019 d = 152 мм (152 см); Iдоп =390 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см.
Проверка шин на схлестывание не производится так как Iп0 ≤ 20 кА.
Проверка по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
гдеЕ0 – начальная критическая напряженность электрического поля кВсм;
m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
r0 – радиус провода см.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле :
гдеU – линейное напряжение кВ ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см;
n – число проводов в фазе;
r0 – радиус провода.
Условие проверки по:
Таким образом провод АС – 12019 по условиям короны проходит.
Проверку на термическое действия тока КЗ не производим так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Выбор токоведущей части от блочного трансформатора до сборных шин.
Токоведущие части от блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.
где - плотность тока в проводе ;
- ток в нормальном режиме А
Принимаем провод марки АС – 40018;
Проверяем провода по допустимому току:
Проверку на термическое действие тока не производим так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Выбор трансформаторов тока 110 кВ
Предварительно принимаем к установке трансформатор тока типа ТГФМ – 110 – У1 в цепи отходящих линии. Составляем таблицу 8 вторичной нагрузки:
Таблица – 8 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТГФМ -110-У1
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Из таблицы 8 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Рассчитываем общее сопротивление приборов:
гдеSприб – мощность потребляемая приборами ВА;
I2 – вторичный номинальный ток прибора А.
гдеS2приб – нагрузка измерительной обмотки ВА
Определяем сопротивление проводов:
гдеZ2– вторичная нагрузка трансформаторов тока Ом;
rк – переходное сопротивление контактов Ом;
rприб – сопротивление соединительных проводов Ом.
Принимаем кабель с медными жилами длина 150 м.
гдеρ – удельное сопротивление материала провода;
lрасч – расчетная длина зависящая от напряжения ОРУ м.
Принимаем кабель КВВГ – LS с медными жилами 4 мм2
Сопротивление проводов:
Дальнейший расчет сводим в таблицу 9.
Таблица 9 – Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТГФМ – 110 – У1
Iт2 ×tт = 602 × 3 = 10800 кА2 × с
Принимаем к установке трансформатор тока ТГФМ – 110 – У1.
Выбор трансформаторов напряжения 110 кВ
Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НАМИ – 110 – УХЛ1
Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформаторов напряжения:
Таблица 10 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Потребляемая мощность
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Определяем общую потребляемую мощность:
Принятый трансформатор напряжения НАМИ – 110 – УХЛ1 будет работать в выбранном классе точности 05.
Выбор выключателей и разъединителей 35кВ.
Определяем нагрузку на шинах 35 кВ.
где ????35 – активная мощность на шинах 35 кВ в максимальном режиме нагрузок МВт;
????35 – реактивная мощность на шинах 35 кВ в максимальном режиме нагрузок Мвар.
Определяем нормальный ток:
где:Sном35 – полная мощность на шинах 35кВМВА;
Uном – номинальное напряжение кВ.
Определяем максимальный ток:
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 8. Предварительно принимаем к установке выключатель типа ВБЭТ-35-25 и разъединитель типа РДЗ-351000.
Термическая стойкость определяется по формуле:
Выбираем выключатель типа ВБЭТ-35-25 и разъединитель РДЗ-351000.
Дальнейший расчет сводим в таблицу 11.
Таблица11 – Расчетные и каталожные данные.
Примечание к таблице 11:
В типе выключателей: ВБЭТ – выключатель вакуумный с электромагнитным приводом; 35 – класс напряжения кВ; 25 – номинальный ток отключения кА;
В типе разъединителя: Р – разъединитель; Д – двухколонковый; З – наличие заземляющих ножей; 35 – класс напряжения кВ; 1000 – номинальный ток А.
Выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока типа ТВ-35.
На стороне 35кВ принимаем к установки трансформатор напряжения НАМИ-35-УХЛ.
Выбор токоведущих частей 35 кВ.
Значение токов были определены выше. Принимаем провод АС24032
Выбор выключателей и разъединителей 10кВ.
Определяем значения расчетных токов продолжительного режима.
Определяем нагрузку в цепи генератора Т3В-63-2.
где:Pном – активная мощность генератора МВт;
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6. Предварительно принимаем к установке выключатель типа МГУ-20-90УЗ и разъединитель типа РВК-10-5000.
Выбираем выключатель типа МГУ-20-90УЗ и разъединитель типа РВК-10-5000.
Дальнейший расчет сводим в таблицу12.
Таблица 12 – Расчетные и каталожные данные.
Iт2× tт = 902 × 4 = 32400 кА2 × с
Iт2× tт = 702 × 4 = 49000 кА2 × с
Примечание к таблице 12:
В типе выключателей: МГУ – маломасляный выключатель ; 20 – класс напряжения кВ; 90 – номинальный ток отключения кА;
В типе разъединителя: РВК– разъединитель внутренней установки; 10 – класс напряжения кВ; 5000 – номинальный ток А.
Выбор комплектного токопровода .
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токовидущие части выполнены комплектным пофазно-экранированым токопроводом.
По току проверяем токопровод типа ТЭНЕ – 20 – 7800 – 250 поставляется в комплекте с генератором:
Таблица 13 – Расчетные и номинальные данные токопровода
Расчетные и номинальные данные
ТЭНЕ – 20 – 7800 - 300
Выбранный токопровод пригоден для установки в данной цепи.
Выбор трансформатора тока 10 кВт
Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнены комплектным токопроводом то к установки намечаем встроенные в него трансформаторы тока ТШВ15-6000-0510Р
Составляем таблицу вторичной нагрузки:
Таблица 14 – Вторичная нагрузка трансформатора тока ТШВ15-6000-0510Р
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
Из таблицы видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз A и C.
Рассчитываем общее сопротивление приборов:
Определяем допустимое сопротивление проводов:
Для генератора 63МВт принимаем кабель с медными жилами ориентировочная длина которого 40 м
Рассчитываем допустимое сечение провода:
Принимаем кабель КВВГс медными жилами 25 мм2
Рассчитываем действительное сопротивление провода с учетом стандартного сечения кабеля:
Проверяем вторичную нагрузку трансформатора тока:
Таблица 15 – Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТШВ15-6000-0510Р
Принимаем к установке трансформатор тока типа ТШВ15-6000-0510Р.
Выбор трансформаторов напряжения для блока 63 МВт
Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10УЗ
Составим таблицу вторичной нагрузки трансформаторов напряжения:
Таблица 16 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Датчик активной энергии
Датчик реактивной энергии
Принятый трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ будет работать
в выбранном классе точности 05.
Выбор ограничителей перенапряжения.
Для ограничения коммутационных и атмосферных перенапряжений применяем ограничителей перенапряжения ОПН-110100-10(I) ОПН-3538-10(I) и ОПН-109-12(I).
На напряжении 110 кВ согласно ПУЭ принимаем к установке подвесные изоляторы типа ПС12-А по 8 изоляторов в гирлянде на напряжение 35 кВ ПС6-А по 5 изоляторов в гирлянде на напряжение 10 кВ выбираем опорный изолятор ОФ-10-4250 и проходной изолятор П-10-5000-4250.
ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
На проектируемой электростанции три генератора присоединены к шинам ГРУ-10 кВ. РУ СН получает питания непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями.
На части ТЭЦ намечаем к установки реактор серии РБГ наноминальное напряжения 10кВ.
где: - мощность потребителей собственных нужд;
– коэффициент спроса.
Принимаем к установке реактор собственных нужд РБГ-10-400
Пускорезервный реактор собственных нужд подключаем к шинам генераторному распределительному устройству. Принимаем к установке РБГ-10-600
Релейная защита блока генератор-трансформатор.
На блоках устанавливаются основные защиты от всех повреждений элементов блока и резервные защиты осуществляющие резервирование основных защит а так же выполняющие функции защит от сверхтоков обусловленными внешними КЗ и перегрузками. Большое внимания при выполнение схем РЗ блоков уделяется вопросам надёжности резервирования. С этой целью используется принцип раздельного питания основных и резервных защит. Для этого основные и резервные защиты должны подключатся к разным обмоткам трансформаторов тока и иметь независимые цепи питающие оперативную схему включая устройства предохранителей и автоматов.
На блоках средней и большой мощности имеющих непосредственную систему охлаждения генераторов устанавливается три вида РЗ от перегрузок и внешних КЗ: от несимметричных перегрузок и КЗ от симметричных перегрузок и КЗ от КЗ на землю в сети ВН.
Защита от несимметричных перегрузок и внешних КЗ осуществляется МТЗ обратной последовательности которая выполняется с выдержкой времени зависимыми от значения тока с возможно большим приближением к перегрузочной характеристике генератора. На блоках с генераторами имеющими косвенное охлаждение обмоток РЗ выполняется так же как на генераторах работающих на шины генераторного напряжения токовыми реле с независимыми выдержками времени действующими на сигнал и на отключение. На блоках с турбогенераторами мощностью менее 160МВт имеющими непосредственное охлаждение обмоток а также на блоках с гидрогенераторами мощностью более 30 МВт МТЗ выполняется со ступенчатой или зависимой характеристикой выдержки времени. Эта характеристика должна быть согласована с характеристикой допустимых перегрузок генератора токами ОП.
На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и боле МТЗ ОП выполняется с помощью нескольких органов: сигнального интегрального с зависимой характеристикой двух ступеней с независимыми выдержками времени. Настройка всех этих элементов должна обеспечить отключение генератора при внешнем не симметричном КЗ или несимметричном режиме с временем не превышающим допустимого значения по условию нагрева ротора.
Защита от симметричных перегрузок и внешних КЗ. Для повышения чувствительности к внешним симметричным КЗ на блоках большой мощности работающих в сети с протяженными ЛЭП устанавливается одноступенчатая ДЗ
выполняемая с использованием одного РС в блок-реле типа КРС-2 или устройства БРЭ-2801 на ИМС. Чтобы ДЗ надежно охватывала выводы генератора применяется круговая или эллиптическая характеристика РС смещённая в III квадрант. Для предотвращения ложного срабатывания ДЗ при нарушениях в цепи напряжения в схеме предусмотрена блокировка. Сопротивление срабатывания РС отстраивается от максимальной нагрузки при минимальном эксплуатационном напряжении. Так как ДЗ по условию селективности имеет выдержку времени более 15 с она выполняется без блокировки при качаниях На блоках с выключателем в цепи генератора устанавливается дополнительна МТЗ на ВН для резервирования основных РЗ трансформатора блока при отключенном выключателе генератора. МТЗ выполняется с реле тока подключенными к соединённым в треугольник ТТ встроенным в выводы ВН трансформатора и одним реле времени. Данная МТЗ автоматически вводится в работу при отключении генератора.
На блоках генератор – двухобмоточный трансформатор устанавливается только одна РЗ от симметричной перегрузки выполненная аналогично защите на генераторе. На блоках генератор – трёхобмоточный трансформатор или АТ устанавливаются две или три МТЗ от перегрузки на сторонах разного напряжения. На таких блоках предусматривается так же дополнительная МТЗ для того чтобы обеспечить селективное отключение выключателей при внешнем симметричном КЗ на стороне ВН или СН трансформатора (АТ).
Защита от КЗ на землю в сети ВН осуществляется с помощью МТЗ НП которая выполняется с помощью токовых реле подключённых к ТТ в цепи заземления нейтрали трансформатора и реле времени . На блоках трансформаторы которых постоянно работают с глухим заземлением нейтрали МТЗ выполняется с двумя токовыми реле каждая из которых с первой выдержкой времени действует на отключения выключателей стороны ВН а со второй – на полное отключение блока. Токи срабатывания этих МТЗ согласуются с уставками РЗ ЛЭП отходящих от шин ВН. Предусматривается ускорение действие чувствительной МТЗ НП в случае возникновения не полнофазного режима из за отказа одной или двух фаз выключателя ВН при операциях по его включению – отключению. Ускорение МТЗ НП позволяет отключить блок с неисправным выключателем до того как подействует РЗ параллельно работающих блоков и ЛЭП. Ускорение осуществляется с помощью устройства «непереключения фаз»срабатывающего если одна или две фаз выключатель из трёх остаются включёнными. Если после срабатывания ускоренной МТЗ НП одна или две фазы выключателя не отключатся запустится УРОВ и отключит выключатели подключенные к той же системе шин. Ток срабатывания более чувствительного токового реле НП ускоряемого в не полнофазном режиме должен удовлетворять следующему
С целью уменьшения токов КЗ на землю на шинах 110-220кВ электростанций нейтрали части трансформаторов разземляются. При этом МТЗ НП усложняется так как на нее возлагается дополнительная задача предотвратить повреждения трансформаторов работающих с незаземленной нейтралью при отключении внешнего однофазного КЗ. Для этого предусматривается специальная РЗ НП обеспечивающая отключение блоков с незаземленной нейтралью раньше чем блоков с заземленными нейтралями. Для фиксации наличия внешнего однофазного КЗ на землю в РЗ блоков нейтрали которых разземлены используется специальное реле напряжения НП подключенное к ТН стороны ВН или сигнальный элемент токовой МТЗ ОП. Для предотвращения ложного срабатывания рассматриваемых РЗ “плюс” оперативного тока подается на них при срабатывании чувствительного токового реле МТЗ НП любого из блоков трансформаторы которых работают с заземленной нейтралью. Выдержка времени рассматриваемой РЗ блока трансформатор которого работает с изолированной нейтралью должна быть меньше чем выдержка времени МТЗ НП блока трансформатор которого работает с заземленной нейтралью.
Рис.12 – Схема защиты от КЗ на землю в сети ВН
Защита от повышенного напряжения устанавливается на блоках с турбогенераторами 160МВт и более. Необходимость применения такой РЗ обусловлена возможностью даже при сравнительно небольшом повышении напряжения опасного усиления нагрева магнитопроводов генератора и трансформатора работающих в связи с интенсивным использованием стали уже в
нормальных режимах при значениях магнитной индукции близки к началу насыщения. Опасное повышение напряжения возможно в режиме холостого хода блока или при внезапном отключении блока от сети. В первом случае повышение напряжения возможно из-за увеличения возбуждения вследствие ошибочных действий персонала или работы регулятора возбуждения во-втором – из-за увеличения частоты вращения машины исчезновения тока нагрузки и отказа в работе регулятора возбуждения.
Уставка срабатывания РЗ выполняемой с одним реле включенным на междуфазное напряжение ТН генератора принимается ровной 12 Защита не имеет выдержки времени и может действовать только при работе генератора на холостом ходу ( на гашение поля генератора). При работе блока на нагрузку РЗ автоматически выводится из действия с помощью трехфазных токовых реле размыкающих свои контакты при появлении тока. Эти реле устанавливаются для использования в схемах УРОВ в целях контроля наличия тока в выключателях. При переходе генератора в режим холостого хода РЗ автоматически вводятся в действие с выдержкой времени порядка 3 с перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на генераторе после его отключения от сети.
Рис.14- Структурные схемы выполнения дифференциальной защиты блока генератор-трансформатор
Дифференциальная защита генератора. На генераторе блока имеющем непосредственное охлаждение обмоток предусматривается отдельная продольная
дифференциальная РЗ: для генераторов типов ТВФ-60 и ТВФ-100 с реле типа РНТ а для генераторов мощностью 160 МВт и более – с реле типа ДЗТ-115 имеющим торможение. При наличии дифференциальной РЗ генератора дифференциальная РЗ блока является резервной быстродействующей защитой для генератора. Такое усложнение и дублирование РЗ генераторов считают оправданным учитывая большую мощность генератора и обусловленную этим его высокую стоимость. Если генератор подключен через выключатель на отключение которого действует дифференциальная РЗ генератора дифференциальную РЗ блока выполняют с выдержкой времени 03 с.
Дифференциальная защита повышающего трансформатора. При наличии на генераторе выключателя или выключателя нагрузки (рис.14) на повышающем трансформаторе устанавливается самостоятельная дифференциальная РЗ 3. Со стороны ВН дифференциальную РЗ трансформатора (блока) можно включить на ТТ встроенные в выводы трансформатора блока. При этом для защиты ошиновки между выключателями на стороне ВН и трансформатором блока должна быть установлена отдельная дифференциальная РЗ. Продольная дифференциальная РЗ трансформатора обычно выполняется с помощью высокочувствительного реле типа ДЗТ-21 ток срабатывания которого принимается равным (03 – 04)
Защита генераторов блоков от замыкания на землю. В России широко применяются РЗ реагирующая на появление на зажимах генератора. Защита состоит из реле напряжения реагирующего на и с выдержкой времени действующего на сигнал или на отключение энергоблока. Реле напряжения включается на фильтр напряжения НП в качестве которого служит ТН соединением первичной обмотки в звезду а вторичной – в разомкнутый треугольник. В нормальных условиях напряжения = 0. Однако из-за погрешности ТН и наличия третьих гармоник в напряжении на зажимах разомкнутого треугольника появляется напряжение не баланса. При внешних КЗ на землю в сети ВН за трансформатором блока может увеличиться.
Защита от потери возбуждения. Защита генераторов от потери возбуждения выполняется с помощью одного из реле сопротивления входящего в комплект КРС-2. В последние годы для этой цели используется разработанный ВНИИР и выпускаемый ЧЭАЗ блок реле сопротивление типа БРЭ-2801 выполнены на современный микроэлектронной базе. Защита ротора генератора блока выполняются аналогично случаю работы генератора на сборные шины. Предусматриваются защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения типа КЗР-3 и защита ротора от перегрузки током возбуждения типа РЗР-1М-УЗ.
Охрана труда при эксплуатации силовых трансформаторов и дугогасящих реакторов.
Осмотр силовых трансформаторов (далее - трансформаторы) и дугогасящих реакторов (далее - реакторы) должен выполняться непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями с соблюдением расстояний до токоведущих частей
Осмотр газового реле после срабатывания на сигнал и отбор газа из газового реле работающего трансформатора (реактора) должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора (реактора).
Работы связанные с выемкой активной части из бака трансформатора (реактора) или поднятием колокола должны выполняться по специально разработанному для местных условий проекту производства работ.
Выполнять работы внутри баков трансформатора (реактора) имеют право только специально подготовленные рабочие и специалисты хорошо знающие пути перемещения исключающие падение и травмирование во время выполнения работ или осмотров активной части. Спецодежда работающих должна быть чистой и удобной для передвижения не иметь металлических застежек защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Работать внутри трансформатора (реактора) следует в защитной каске и перчатках. В качестве обуви необходимо использовать резиновые сапоги.
Перед проникновением внутрь трансформатора следует убедиться в том что из бака полностью удалены азот или другие газы а также выполнена достаточная вентиляция бака с кислородосодержанием воздуха в баке не менее 20%.
Работа должна производиться по наряду тремя работниками двое из которых - страхующие. Они должны находиться у смотрового люка или если его нет у отверстия для установки ввода с канатом от лямочного предохранительного пояса работника работающего внутри трансформатора с которым должна поддерживаться постоянная связь. При необходимости работник выполняющий работы внутри трансформатора должен быть обеспечен шланговым противогазом. Производитель работ при этом должен иметь группу IV.
Освещение при работе внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.
Если в процессе работы в бак подается осушенный воздух (с точкой росы не выше - 40 градусов C) то общее время пребывания каждого работающего внутри
трансформатора не должно превышать 4 часов в сутки.
Работы по регенерации трансформаторного масла его осушке чистке дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.
В процессе слива и залива трансформаторного масла в силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и выше вводы трансформаторов должны быть заземлены во избежание появления на них электростатического заряда.