Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

КЭС 2400 - файл УДИПЛОМ.doc


Загрузка...
КЭС 2400
скачать (14905.4 kb.)

Доступные файлы (14):

01_а.doc25kb.17.12.2008 21:10скачать
02_а.doc49kb.17.12.2008 21:10скачать
03_Ведомость ДР.doc68kb.18.12.2008 00:22скачать
RD3446~1.DOC739kb.18.12.2008 00:22скачать
Байды.dwg
диагностика основная часть.doc379kb.18.12.2008 00:23скачать
змісто.doc36kb.17.12.2008 21:11скачать
олег_1.doc5517kb.18.12.2008 00:42скачать
олег.doc5490kb.18.12.2008 00:28скачать
спец чертеж.doc1813kb.18.12.2008 00:44скачать
Схема СН 6 и 0,4 кВ Схема электрическая принципиальная.dwg
Схема СН єлектрическая принципиальная.dwg
УДИПЛОМ.doc5706kb.18.12.2008 00:48скачать
цо.RTF48kb.17.12.2008 21:11скачать

УДИПЛОМ.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...


РЕФЕРАТ
Звіт про дипломний проект: 104 стор., 14 мал., 15 табл., 9 джерел.
Ключові слова: РЕКОНСТРУКЦІЯ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ, ТЕПЛОВА ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯ, ВИМИКАЧ, ДІАГНОСТИКА, ТРАНСФОРМАТОР, КАБЕЛЬ.
В наслідку великих економічних труднощів будівництва нових теплових електростанцій дуже проблематичні, тому актуальним, в даний час, є реконструкція існуючих діючих теплових електростанцій, зокрема тих, на яких встановлені блоки самої запитаної потужності – 200 і 300МВт.

Даний дипломний проект присвячений реконструкції електричної схеми власних потреб 6/0,4кВ блоків 200МВт діючої КЕС 2400МВт.

Метою роботи є розробка і удосконалення електричної схеми власних потреб 6/0,4кВ, а також дослідження методів і систем діагностики і неруйнуючого контролю електрообладнання.

У дипломному проекті розглянуті наступні пункти: обґрунтування необхідності реконструкції електричної частини власних потреб; аналіз технічних рішень в електричній частині власних потреб 6/0,4кВ діючої теплової електростанції; обґрунтування технічних рішень прийнятих в результаті реконструкції; аналіз схемних рішень в частині схем робочого і резервного живлення власних потреб 6кВ; вибір обладнання.

РЕФЕРАТ
Отчет о дипломном проекте: 104 стр., 15 рис., 14 табл., 9 источников.
Ключевые слова: РЕКОНСТРУКЦИЯ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ, ТЕПЛОВАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, ДИАГНОСТИКА, ТРАНСФОРМАТОР, КАБЕЛЬ.
В виду больших экономических трудностей строительства новых тепловых электростанций очень проблематичные, поэтому актуальным, в настоящее время, есть реконструкция существующих действующих тепловых электростанций.

Данный дипломный проект посвящен реконструкции электрической схемы собственных нужд 6/0,4кВ блоков 200МВт действующей КЭС 2400МВт.

Целью работы является разработка и усовершенствование электрической схемы собственных нужд 6/0,4кВ, а также исследование методов и систем диагностики и неразрушающего контроля состояния электрооборудования.

В дипломном проекте рассмотрены следующие пункты: обоснование необходимости реконструкции електрической части собственных нужд; анализ технических решений в електрической части собственных нужд 6/0,4кВ действующе тепловой електростанции; обоснование технических решений принятых в результате реконструкции; анализ схемных решений в части схем рабочего и резервного питания собственных нужд 6кВ; вибор оборудования.

ABSTRACT
Report about a diploma project: 104 pages, 15 pict., 14 tabl., 9 sources.
Keywords: RECONSTRUCTION, OWN NECESSITIES, THERMAL POWER-STATION, SWITCH, DIAGNOSTICS, TRANSFORMER, CABLE.
In a kind large economic difficulties of building of new thermal power-stations very problematic, therefore actual, presently, there is the reconstruction of existent operating thermal power-stations, in particular those, on which the set blocks of the most asked power – 200 and 300MWt.

The given diploma project is devoted to the reconstruction of electric chart of own needs of 6/0,4kV blocks of 200MWt operating СES 2400MWt.

Development and improvement of electric chart of own needs of 6/0,4kV, and also research of methods and systems of diagnostics and Not destroying the control of being of electrical equipment is the purpose of work.

The following points are considered in a diploma project: ground necessity of reconstruction of electric part of own necessities; analysis of technical decisions in electric part of own necessities of 6/0,4cV operating thermal power-station; ground technical decisions of accepted as a result of reconstruction; analysis of scheme decisions in part of charts of working and reserve feed of own necessities 6kV; choice of equipment.

СОДЕРЖАНИЕ
1 Приоритет

1.2 прь

1.2.1

2

^ ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ
КЕС – конденсаційна електростанція

ТЕС – теплова електростанція

ТСН – трансформатор власних потреб

ПРТ – пуско-резервний трансформатор

РТ – резервний трансформатор

ВВЕДЕННЯ
З причини великих економічних труднощів будівництва нових теплових електростанцій дуже проблематичні, тому актуальним, в даний час, є реконструкція існуючих діючих теплових електростанцій, зокрема тих, на яких встановлені блоки самої запитаної потужності – 200 і 300МВт.

У даному дипломному проекті розглянута реконструкція схеми власних потреб 6/0,4кВ блоків 200МВт діючої теплової електростанції, прототипом якої є Зміївська ТЕС.

Зміївська ТЕС імені Г.М. Кржижанівського, встановленою потужністю 2400МВт, входить до складу системи «Центренерго», працюючу у складі з'єднаної енергетичної системи України.

Зміївська теплова електростанція (ТЕС) – електростанція конденсаційного типу – призначена для несення базисних електричних навантажень енергосистеми. Електростанція розташована біля селища міського типу Комсомольське, Зміївського району, Харківської області, на березі озера Лиман. Клімат району континентальний, середньорічна температура +7,2 °С, найхолодніший місяць – січень з середньою температурою -7,3 °С, найтепліший – липень з середньою температурою +20,4 °С, середньорічна кількість опадів 468-512 мм.

^ 1 ОСНОВНА ЧАСТИНА
У основній частині будуть розглянуті питання, що відображають характеристику діючої станції, аналіз ухвалених технічних рішень і власне питання реконструкції.
1.1 ^ Опис існуючої теплової електростанції

Зміївська ТЕС споруджувалася в дві черги. Перша черга складається з шести енергоблоків потужністю по 200 МВт, друга з чотирьох енергоблоків потужністю по 300 МВт. Будівництво електростанції почато в травні 1956 р, перший енергоблок в 200 МВт введений в експлуатацію в грудні 1960г, останній енергоблок в 300 МВт – в 1969 р грудні.

Основним паливом для електростанції служить донецьке вугілля марки АШ (, зольність 28 %, вологість 12 %), буферним – газ Шебелінського родовища (), розпалювальним мазут.

На першій черзі встановлені котли Таганрогського котельного заводу ТП-100. Турбіни, на першій черзі, Ленінградського металевого заводу К 200 130.

Генератори Харківського заводу «Електротяжмаш» ТГВ-200.

Паспортні дані основного енергетичного обладнання зводимо в таблицю
Таблиця 1.1 – Характеристика основного енергетичного обладнання

Параметри

І черга

1

2

Котел ТП-100

Паропродуктивність, т/год.

640

Тиск пари на виході з котла, кгс/см2

140

Температура пари на виході з котла °С

545

Температура пари після проміжного перегріву °С

545

Продовження таблиці 1.1

1

2

Температура підживлюючої води °С

235

Витрата палива (умовного), т/год.

55

КПД брутто котельного агрегату %

90

Температура газів, що виходять °С

117

Турбіна К-200-130

Номінальна потужність, МВт

200

Частота обертання, об/хв.

3000

Номінальна витрата пари, т/год.

564

Тиск свіжої пари, кгс/см2

130

Температура свіжої пари °С

540

Температура пари після проміжного перегріву °С

540

Тиск в конденсаторі при номінальному режимі, кгс/см2

0,035

Число нерегульованих відборів

7

Генератор ТГВ

Потужність, МВт

200

Коефіцієнт потужності

0,85

Напруга на виводах

15,75

Збудження

Тиристорне

Охолодження

водневе з тиском 3 кгс/см2


Основні споруди електростанції – головний корпус, об'єкти паливного господарства, хімводоочистка, об'єкти технічного водопостачання, золоуловлювання і золошлаковидалення, споруди електричної частини.

Головний корпус виконаний трьохпрольотним, з поєднаною бункерно-деаераторною етажеркою (проліт 15 м), розташованою між машинним залом (проліт 45 м) і котельною (проліт 36 м). Довжина головного корпусу першої черги – 204 м (подовжній крок конструкції 6 м). Будівельні конструкції головного корпусу виконані зі збірного залізобетону, окрім металевих ферм машинного залу і підкранових балок, стінне заповнення – з крупних армопінобетонних панелей.

Для перших чотирьох енергоблоків першої черги електростанції споруджено дві димових труби висотою по 120 м, для енергоблоків №5 і №6 – одна труба заввишки 180 м.

На першій черзі електростанції встановлені одновальні турбоагрегати потужністю по 200 МВт і котлоагрегати паропродуктивністю 640 т/год. Розташування турбоагрегатів – поперечне. Схема компоновки обладнання електростанції блокова: котел – турбіна – генератор – трансформатор.

На відмітці 0,0 м бункерно-деаераторної етажерки встановлено кульові млини продуктивністю 50 т/год. (по дві на котел для енергоблоків 200 МВт). Система пилоприготування – розімкнена, з транспортуванням пилу гарячим повітрям.

Паливне господарство складається з відкритого вугільного складу, двох вагоноопрокидувачив, дробильного корпусу, системи транспортерів прокладених в підземних галереях і на естакадах, і вузлів пересипки.

Топлівоподача двохниткова, продуктивність кожної нитки – 1050 т/год.

Вугільний склад обслуговується двома кранами перевантажниками прольотом 76,2 м, продуктивністю 500 т/год. кожний.

На електростанції споруджено чотири розморожуючи пристрої для одночасного прийому 60 вагонів.

Мазутогосподарство електростанції складається з двох мазутонасосних, двох підземних баків ємкістю по 1000 т і п'яти відкрито розташованих баків ємкістю по 2000 т. Дві приймально-зливні естакади дозволяють встановлювати одночасно 16 цистерн ємкістю 60 т.

Хімводоочистка знаходиться в будівлі, що окремо стоїть, і складається з двох установок. Одна установка для живлення випарників і підживлення тепломережі працює за схемою: вапнування сумісне з коагуляцією в освітлювачах, двохступеневе натриє-катіонне, продуктивність установки – 125 т/год.

Інша установка для підживлення прямоточних котлів працює за схемою: вапнування сумісне з коагуляцією в освітлювачах з подальшим знесоленням, продуктивність установки – 180 т/год.

Джерелом водопостачання хімводоочистки є річка Сіверський Донець. Споруди технічного водопостачання включають: ставок-охолоджувач, дві берегові насосні, напірні трубопроводи, закриті і відкриті скидні канали. Ставок-охолоджувач утворений на озері Лиман двома дамбами. В берегових насосних встановлено одинадцять циркуляційних насосів сумарною продуктивністю 32400 м3/год., натиском 15 м.вод.ст.

Система золоуловлювання першої черги електростанції – одноступінчата, з мокрими скрубберами МП-ВТН діаметром 4,5 м. На кожний енергоблок встановлене по п'ять скрубберів.

Система золошлаковидалення – змішана, гідравлічна. Для першої черги електростанції споруджені по дві багерних насосних, в кожній по три насоси продуктивністю по 700 м3/год. при натиску 37 м.вод.ст.

На електростанції є пристрій по відбору золошлакової суміші для використовування її в народному господарстві.

Споруди електричної частини. Робочі трансформатори власних потреб і один з резервних трансформаторів власних потреб розміщуються в світловому дворі уздовж південної стіни машинного залу.

Для живлення механізмів власних потреб станції на діючій КЕС застосовується напруга 6 і 0,4 кВ. Все навантаження 6 кВ власних потреб станції (потужні електродвигуни, трансформатори 6/0,4 кВ) живляться від КРП 6 кВ (комплектних розподільних пристроїв).

На робочих і резервних введеннях секції 6кВ блоків 1, 3, 5, між секціями резервних шин блоків 200 МВт і на низькій стороні трансформаторів 20Т і 30ТБ встановлені комірки серії К-П з масляними вимикачами типу МГГ-10.

На фідерах КРП блоків 1, 3, 5 встановлені комплектні комірки серії К-Ш-У з масляними вимикачами типу ВМГ-133.

У КРП блоків 2, 4 встановлені комірки серії К-XXVI, K-XXVII з вимикачами типу ВМПЕ-10.

На фідерах КРП 6 кВ блоку 6 встановлені комплектні комірки серії К-Ш-У з масляними вимикачами типу ВМП-10. Ці ж вимикачі встановлені на введеннях робочого і резервного живлення секцій 6 кВ блоку 6.
Таблиця 1.2 Основні технічні дані вимикачів РУ 6 кВ.

Основні технічні дані

Одиниці виміру

МГГ

ВМГ

ВМП

ВМПЕ

1 Номінальна напруга

кВ

10

10

10

10

2 Номінальний струм

А

2000

400, 600

400, 600, 1500

630, 3200

3 Граничний струм відключення

А

29000

20000

19300

20000, 31500

4 Гранична потужність відключення

МВА

300

200

200

200, 300

5 Власний час відключення

сек.

0,12

0,1

0,1

0,07, 0,09

6 Час відключення вимикача

сек.

0,35

0,23

0,3

0,3

7 Тип приводу

-

ПЕ

ПС УПГП

ПЕ

Вбудований

8 Струм приводу

А

73

97

60

100, 150


Комплектні пристрої 6кВ мають дві секції шин робочого живлення на кожному блоці, ув'язнені в комірки КРП і по дві секції шин резервного живлення на кожні два блоки, виконані у вигляді шинного моста, підвішеного до верхнього перекриття приміщень КРП.

Розподільні пристрої до 1000В забезпечують живлення споживачів власних потреб блокового або загальностанційного навантаження. До них відносяться: щити 0,4кВ, що живлять споживачів потужністю 20200кВт; силові зборки, що живлять споживачів до 30кВт; зборки засувок, що живлять електродвигуни приводів арматури та інші малопотужні навантаження.

Щити 0,4кВ мають одну або дві секції. Секції з'єднуються між собою рубильниками. Щити, що живлять відповідальних споживачів, мають робоче і резервне живлення від трансформаторів 6/0,4кВ; менш відповідальні споживачі підключені до щитів з одним живленням. Резервне живлення щитів включається автоматично.

У панелі щита 0,4кВ розташовані рубильники, автомати або запобіжники, кабельне кінцеве оброблення 2-х3-х фідерів. Деякі фідера мають апаратуру релейного захисту розташовану з лицьової сторони панелі.

Найвідповідальніші і потужні механізми власних потреб 0,4кВ блоків і загальностанційні механізми живлять з щитів 0,4кВ.

Менш потужні двигуни одержують живлення з силових зборок або з зборок засувок.

Для автоматичного захисту приєднань від перевантаження і токів короткого замикання, а також для місцевого ручного відключення навантаження при оперативних перемиканнях в силових ланцюгах щитів 0,4кВ встановлюються автоматичні вимикачі (автомати), укомплектовані МТЗ (на базі годинникового механізму або теплового елементу). В деяких схемах щитів 0,4кВ замість автоматів встановлені запобіжники з відповідними плавкими вставками.

1.2 Обґрунтування необхідності реконструкції електричної частини власних потреб

Необхідність реконструкції діючої КЕС 2400МВт, аналогом якої є Зміївська ТЕС, продиктовано цілим рядом причин і чинників:

  1. Обладнання фізично і морально застаріле, що привело до значного зниження його надійності:

Таблиця 1.3 Введення трансформаторів в експлуатацію

№ тр-ра

Тип трансформатора

Дата включення в експлуатацію

ТСН

21Т

ТДТ

31.12.60г

22Т

ТРДН

09.09.90г

23Т

ТРДН

26.12.62г

24Т

ТРДН

26.08.88г

25Т

ТРДН

13.03.87г

26Т

ТРДН

05.06.65г

ПРТ

30ТА

ТРДН

14.06.74г

30ТБ

ТРДН

14.12.62г


Таблиця 1.4 Відмови, пошкодження трансформаторів

№ тр-ра

Відмови – пошкодження

Характер відмови, пошкодження

Дата пошкодження

ТСН

25Т

Відключення введень через помилки персоналу ЕТЛ

05.07.2000г

ПРТ

30ТБ

Несправність ланцюгів управління РПН

06.12.98г

  1. Встановлена комутаційна апаратура (вимикачі ВМГ-133, ВМП-10, МГГ-10 (в якості ввідні на робочі секції власних потреб 6кВ від трансформаторів власних потреб і від ПРТ, а також в ланцюзі ПРТ)) не відповідає сучасним вимогам і рекомендаціям, що враховують не лише досвід проектування аналогічних КЕС, але і сучасні тенденції, орієнтуючі на широке вживання вакуумних вимикачів в системі власних потреб 6кВ;

  2. Невідповідність цілого ряду технічних рішень, прийнятих в електричній частині (системи власних потреб 6кВ), вимогам діючих НТП ТЕС;

  3. Вибір комутаційної апаратури в системі власних потреб 6кВ, а також вибір силових кабелів в ланцюзі електродвигунів 6кВ проводився по застарілих методиках;

  4. У системі 0,4кВ не передбачені заходи, що забезпечують надійне живлення особливо відповідальних споживачів на випадок зникнення напруги в системі власних потреб більш ніж на 30 хвилин;

  5. У розподільному пристрої власних потреб 0,4кВ, як робочі і резервні трансформатори встановлені трансформатори масляні типа ТМ-1000, що підвищує ступінь пожеженебезпечності.

1.3Аналіз технічних рішень в електричній частині власних потреб 6/0,4кВ діючої теплової електростанції.

Аналіз технічних рішень в електричній частині власних потреб 6/0,4кВ, відповідно до вимог діючих НТП ТЕС, а також з урахуванням сучасних тенденцій і рекомендацій дозволив виявити наступні невідповідності і «вузькі» місця:

  1. У системі власних потреб 6/0,4кВ встановлена велика різноманітність типів вимикачів, що:

    • ВМГ-133, ВМГ-10, автомати серій АЗ124, АЗ134, А3144, А3161 (однополюсний), А3163 (трьохполюсний), АВ (повітряний), АВ-15, АВ-20, АВМ – автомат типу АВ лише з моторним приводом. Така велика різноманітність типів вимикачів з урахуванням строків їх установки призводить до зростання витрат, пов'язаних з експлуатацією (контроль певних параметрів) і проведенням поточних і капітальних ремонтів. Ремонт таких різних типів вимикачів вимагає великої різноманітності запасних частин, поставка яких в даний час або значно утруднена, або зовсім не можлива, оскільки ВМГ-133, наприклад, давно знятий з виробництва. Експлуатація і ремонт такої великої різноманітності вимикачів вимагає від експлуатаційного і ремонтного персоналу високих професійних знань і навичок. Слід зазначити, що ввідні вимикачі в ланцюгах трансформаторів власних потреб блоків 200МВт, введення резерву на робочі секції власних потреб 6кВ блоків 200МВт, а також в ланцюгах ПРТ – не встановлені в комплектних комірках КРП і вимагають встановлення стаціонарних, а не втичних, роз’єднувачів, а також вимагає при виробництві ремонтних робіт установки переносних заземлень, що ускладнює і збільшує час підготовки робочого місця для допуску ремонтної бригади.

Надійність роботи електростанції багато в чому визначається надійністю роботи системи власних потреб, яка вирішальним чином залежить від того, які реалізовані вимоги надійності при розробці робочого і резервного живлення власних потреб, включаючи надійність встановленого обладнання власних потреб.

Що стосується технічних рішень реалізованих в системі власних потреб блоків 200МВт діючої КЕС, то аналіз цих рішень дозволяє наголосити на наступному:

  1. Невиправдано завишені потужності трансформаторів власних потреб SТСН = 32МВА;

  2. Діючі трансформатори власних потреб типів ТДТ-31,5 і типу ТРДН-32 – з розщепленими обмотками – слід замінити на спеціальні трансформатори типу ТРДНС-25, дані приведині в таблиці 1.5


Таблиця 1.5 Паспортні дані трансформатора власних потреб та резервних трансформаторів .

ТИП

SН,

МВА

UВ-Н,

кВ

Рхх,

кВт

Рк,

кВт

UК %

вн-нн

UН-Н,

кВ

^ ТРДНС 25000/35

25

36.75

25

115

10.5

6.3-6.3

ТРДНС 25000/35

32

36.75

36

170

12.7

6.3-10.5

ТРДН

32000/110

32

115

34

170

10.5

6.3-6.3



  1. Оскільки на діючій КЕС відсутні QГ в ланцюзі генераторів, то в якості резервного джерела повинен бути ПРТ, для блоків 200МВт, а SПРТ повинна бути рівна 32МВА, їх кількість, з розрахунку 6 блоків 200МВт, дорівнює 2-м (згідно діючого НТП). Реальне ж SПРТ-1 = 31,5МВА, типу ТДТНГ (трьохобмотковий), а не ТРДНС-32

(з розщепленими обмотками), дані приведині в таблиці 1.5 , SПРТ-2 = 32МВА, тип ТРДН, дані приведині в таблиці 1.5;

  1. Що стосується ошиновки в системі власних потреб 6кВ, як робочого, так і резервного живлення, слід, враховуючи позитивний досвід сучасних електростанцій, розширити область вживання комплектних струмопроводів;

  2. Усунути невідповідність в частині вибору кабелів, керуючись основними вимогами;

  3. Особливо відповідальні споживачі 0,4кВ блоків 200МВт не виділені на окремі напівсекції, а підключені туди, звідки живиться вся решта споживачів 0,4кВ. При зникненні напруги тривалістю більше 30 хвилин, передбачається подача живлення від системи, що не забезпечує у всіх аварійних режимах надійне живлення для особливо відповідальних споживачів власних потреб. Відсутня резервна магістраль 0,4кВ, а резервні трансформатори включаються безпосередньо на напівсекції.

1.4 Обґрунтування технічних рішень прийнятих в результаті реконструкції

Споживачі власних потреб (в переважній більшості) відносяться до відповідальних споживачів (за невеликим винятком: кульовий млин, перекачуючи насоси, багерні і шламові, насоси гідрозоловидалення, механізми паливоподачі і – всі вони, як правило, працюють періодично); причому ступінь відповідальності визначається наслідками, які можуть виникнути при їх останові. Так зупинка відповідальних механізмів власних потреб може привести до пошкодження котла, турбіни, генератора або до порушення технологічних режимів, які вимагають зупинки або зниження навантаження блоку. В першу чергу до цієї групи відносяться живильні насоси, бустерні насоси та інщі. Так припинення подачі води в котел вимагає вживання негайних заходів до зниження його навантаження, а надалі до зупинки котла.

До відповідальних механізмів власних потреб, що безпосередньо впливають на роботу блоку, відносяться: конденсатні насоси, цирк-насоси, мережні насоси, живильники пилу, мазутонасоси, насоси змащування турбіни, ущільнення валу генератора, валоповорот генератора, насоси і вентилятори системи охолоджування генераторів і трансформаторів, електроприводи засувок та ін.

Споживачі власних потреб відносяться до споживачів І категорії (не допускають перерви живлення) і вимагають два джерела живлення (робоче і резервне).

Деякі споживачі власних потреб (маслонасоси ущільнення, змащування) відносяться до категорії особливо відповідальних механізмів. Це такі споживачі, останов яких недопустимий за умов збереження основного обладнання. Для цих споживачів слід передбачати три джерела живлення: один робочий і два резервних. Один робочий і один резервний – це трансформатори 6/0,4кВ, при реконструкції встановлюємо трансформатор типа ТСЗ-1000/10 замість ТМ-1000/10, що знижує вірогідність виникнення пожежі, і один резервний – це джерело постійного току, тобто акумуляторні батареї. А при більш тривалій втраті напруги (більше 30 хвилин) – це дизель-генератори (РН = 500кВт, U = 380В).

На Зміївській ТЕС ці дизель-генератори відсутні, їх встановлення слід передбачити (для блоків 200МВт – 2 шт.).

Більш детально зупинимося на аналізі схемних рішень в системі власних потреб.

Системи власних потреб повинні задовольняти основним вимогам:

  1. Надійність роботи блоку і електростанції в цілому;

  2. Забезпечення успішного самозапуску електродвигунів власних потреб відповідальних механізмів;

  3. Економічність;

  4. Можливість розширення електростанції більш потужними блоками без змін у вузлі виконаної частини власних потреб.

Аналізуючи вищесказане (визначальні надійність роботи трансформаторів власних потреб, вимикачів в ланцюзі джерел живлення і споживачів власних потреб) – з урахуванням строку експлуатації, можна зробити висновок, що обладнання в більшості своїй не лише морально, але і фізично застаріле (трансформатори, вимикачі всіх типів, окрім вакуумних) і вимагає заміни на сучасні, які відповідають вимогам надійності і економічності. Установка різнотипних вимикачів в системі власних потреб (причому не лише масляних ВМГ, МГГ а і вакуумних) ускладнює експлуатацію, вимагаючи високої кваліфікації обслуговуючого персоналу, а так само ускладнює і здорожує ремонт (вимагаючи більшої різноманітності запчастин).

Діючі трансформатори типу ТРДН слід замінити на спеціальні трансформатори типу ТРДНС, надійність яких значно вище, забезпечивши однотипність встановленого парку трансформаторів.

Враховуючи накопичений позитивний досвід експлуатації вакуумних вимикачів 6кВ, слід передбачити в системі власних потреб вакуумні вимикачі в КРП.

Що стосується ошиновки в системі власних потреб 6кВ, то слід, враховуючи позитивний досвід сучасних електростанцій, розширити область вживання комплектних струмопроводів, передбачивши установку струмопроводів типу КЗШ.

У частині вибору кабелів необхідно керуватися наступними вимогами:

  1. виключити кабелі з поліетиленовою ізоляцією;

  2. силові і контрольні кабелі, що йдуть до найвідповідальніших механізмів слід вибирати з мідними жилами;

  3. силові і контрольні кабелі не можна прокладати в одному каналі;

  4. у пожеженебезпечних місцях слід застосовувати броньований, а ще краще не горючий кабель;

Передбачимо в мережі 0,4кВ кабелі з мідними жилами в ланцюзі електродвигунів, механізми яких забезпечують збереження основного обладнання (маслонасоси змащування турбіни, ущільнення валу генератора, валоповорота та ін.) – тобто особливо відповідальних механізмів.

На блоках 200МВт передбачаємо: один робочий трансформатор 6/0,4кВ в машинному залі і один в котельному відділенні – ТСЗ-1000/10, підключені до різних секцій власних потреб 6кВ блоку. Так само є один резервний трансформатор 6/0,4кВ – ТСЗ-1000/10, який резервує два блоки. Передбачаємо резервну магістраль 0,4кВ, до якої підключаємо резервні трансформатори через рубильник. Резервну магістраль, для підвищення надійності, секціонуємо через два блоки рубильниками. В машинному залі є одна секція і дві напівсекції, аналогічно в котельному відділенні.

Резервні трансформатори 6/0,4кВ блоків 200МВт підключаються до секцій власних потреб 6кВ блоків, від яких не живлять робочі трансформатори.

1.5 Аналіз схемних рішень в частині схем робочого і резервного живлення власних потреб 6кВ

У даному розділі ми проводимо аналіз схемних рішень, перевірочний розрахунок вибору потужності трансформатора власних потреб, а також вибір потужності і схем підключення резервного трансформатора.
1.5.1 Аналіз варіантів схем включення генераторів 200МВт, а також і підключення трансформаторів власних потреб:

Варіант №1. Діюча схема на Зміївській ТЕС.


Рисунок 1.1 Діюча схема.
Переваги:

  1. зв'язок трансформатора власних потреб з виведеннями генератора здійснюється за допомогою КЕТ-200, що підвищує надійність живлення трансформатора власних потреб;

  2. вживання трансформатора власних потреб з розщепленими обмотками низької напруги, що знижує рівень токів короткого замикання в системі власних потреб 6кВ;

  3. навантаження на трансформатор власних потреб по секціях, розподілена по можливості рівномірно, з підключенням електродвигунів однойменних механізмів до різних секцій, що підвищує надійність роботи блоку, оскільки дозволяє при втраті однієї секції працювати блоку з зниженим навантаженням.

Недоліки:

  1. для режиму пуску (останову) блоку потрібне залучення ПРТ;

  2. введення від трансформатора власних потреб на робочу секцію 6кВ, введення від ПРТ, а так само резервна магістраль виконані голими алюмінієвими шинами (прямокутного перетину) і кабелями (типу АСБ).


Варіант №2. Вживання блокового трансформатора з третинною обмоткою для живлення власних потреб.


Рисунок 1.2 Блоковий трансформатор з третинною обмоткою для живлення власних потреб.
Переваги:

  1. дозволяє знизити рівень токів короткого замикання у декілька разів в системі власних потреб 6кВ;

  2. дозволяє зменшити втрати в схемі електропостачання за рахунок виключення одного ступеня трансформації;

  3. дозволяє поліпшити компоновку, за рахунок виключення екранованих струмопроводів між блоковим трансформатором і трансформатором власних потреб.

Недоліки:

  1. при пошкодженні трансформатора власних потреб, блок на ПРТ працювати не може, оскільки в цьому випадку в ремонті весь трансформатор.


Варіант №3. Установка генераторних вимикачів на блоках  200МВт.


Рисунок 1.3 Установка генераторних вимикачів в ланцюзі блоку 200МВт.

Переваги:

  1. режими пуску (останову) блоку 200МВт проводяться від трансформатора власних потреб;

  2. при пошкодженні в техномеханічній частині блоку 200МВт або в генераторі (коротке замикання) відбувається відключення генераторного вимикача, а не блокового вимикача, що знижує вірогідність відмов блокового вимикача;

  3. можна зменшити «крок» секціонування резервної магістралі 6кВ, в частині блоків 200МВт.

Недоліки:

  1. деяке дорожчання, за рахунок установки генераторних вимикачів;

  2. деяке зниження надійності підключення блоку 200МВт – підвищує вірогідність втрати блоку.

Аналіз переваг і недоліків варіантів №1, 2, дозволяє рекомендувати в якості варіант, що приймається при реконструкції – варіант №3, який володіє всіма перевагами раніше розглянутих варіантів.
1.5.2 Перевірочний розрахунок вибору потужності трансформатора власних потреб.

Із зростанням одиничної потужності основних агрегатів значно зростає потужність механізмів і двигунів власних потреб, що викликає збільшення витрати електроенергії на власні потреби і підвищення встановленої потужності трансформаторів власних потреб. Остання обставина, у свою чергу, призводить до збільшення токів короткого замикання і обважнює відключаючю апаратуру. Тому питання правильного вибору трансформаторів власних потреб набуває важливого значення. Вибір потужності робочих трансформаторів власних потреб повинен проводитися з умови забезпечення живлення всіх працюючих електродвигунів і трансформаторів 6/0,4кВ, приєднаних до секцій власних потреб одного блоку без перевантаження окремих обмоток трансформатора в найважчому з розрахункових режимів.

Потужність робочого трансформатора власних потреб блоку вибираємо по режиму, що дає найбільше навантаження на трансформатор.

Найбільше навантаження має блок №2.

Потужність робочого трансформатора власних потреб блоку визначаємо по формулі:

(1.1)

де РР – розрахункова потужність на валу механізму, кВт;

SТ(6/0,4) – номінальна потужність трансформаторів 6/0,4кВ, кВА;

nД, nТ – кількість приєднаних двигунів і трансформаторів 6/0,4кВ до секцій власних потреб 6кВ блоку;

0,9 – усереднений коефіцієнт перерахунку, що дозволяє перейти від потужності в кВт до потужності трансформатора власних потреб в кВА.



Вибираємо в якості трансформатора власних потреб трансформатор типу ТРДНС. ТРДНС призначений для установки в системі власних потреб електростанції і володіє більш високими техніко-економічними характеристиками за рахунок вживання активних матеріалів (сталь та мідь) більш високої якості (з меншими втратами РКЗ і РХХ), використання більш сучасних ізоляційних матеріалів, а отже і більш високою надійністю. Розрахункова потужність вийшла більшою номінальної потужності трансформатора власних потреб за рахунок того, що:

  1. відсутні дані, які враховували б реально коефіцієнти попиту, одночасності і др.;

  2. відсутня точна кількість загальностанційних механізмів, обслуговуючих 6 блоків по 200МВт.


1.5.3 Вибір схеми підключення резервного трансформатора:

Варіант 1. Підключення резервного трансформатора в початок резервної магістралі:



Рисунок 1.4 Підключення резервного трансформатора в початок резервної магістралі.
Не надійне резервування 46 блоків, при проведенні ремонтних робіт на секціях резервної магістралі 13 блоків.

Достатньо економічний варіант.


Варіант 2. Підключення резервного трансформатора в кінець резервної магістралі блоків 200МВт:



Рисунок 1.5 Підключення резервного трансформатора в кінець резервної магістралі.

Не надійне резервування 13 блоків, при проведенні ремонтних робіт на секціях резервної магістралі 46 блоків.

Достатньо економічний як і варіант 1.
Варіант 3. Підключення резервного трансформатора в кінець резервної магістралі через комірки КРП:



Рисунок 1.6 Підключення резервного трансформатора в кінець резервної магістралі через комірки КРП.

Не надійне резервування 13 блоків, при проведенні ремонтних робіт на секціях резервної магістралі 46 блоків.

Більш економічний варіант у порівнянні з попередніми варіантами.

Варіант 4. Підключення резервного трансформатора до резервної магістралі через комірки КРП з роз’єднувачами:



Рисунок 1.7 Підключення резервного трансформатора до резервної магістралі через комірки КРП з роз’єднувачами.

Не надійне резервування 46 блоків, лише при проведенні ремонтних робіт на секціях резервної магістралі 13 і 710 блоків, що маловірогідне.

Менш економічний варіант ніж варіант 3.

Остаточним варіантом вибираємо варіант 4 (Підключення резервного трансформатора до резервної магістралі через комірки КРП з роз’єднувачами), оскільки це найнадійніший.
1.5.4 Вибір потужності резервного джерела живлення.

Для блоків 6*200МВт з генераторними вимикачами достатньо було узяти SРТ = 25ВМА, але, враховуючи наявність блоків 300МВт з генераторними вимикачами – приймаємо SРТ = SТСН, тобто 32МВА, який є для блоків 200МВт ПРТ. Оскільки кількість резервних джерел, згідно діючого НТП, була вибрана: один РТ (32МВА) – підключений до шин РУ по схемі, що забезпечує максимальну надійність живлення РТ в будь-яких режимах, другий РТ – непідключений (в холодному резерві) з параметрами трансформатора власних потреб блоків 200МВт (оскільки їх більше, ніж блоків 300МВт і, отже, вірогідність виходу з ладу трансформатора власних потреб блоків 200МВт вища). Обмотки НН РТ захищені ОПН від можливих перенапружень в режимі відключених вимикачів з низької сторони.

1.5.5 Вибір схеми робочого і резервного живлення 0,4кВ (в головному корпусі).

На блоках 200МВт, на один блок встановлюємо два робочі трансформатори 6/0,4кВ і один резервний – ТСЗ-1000/10. Один робочий трансформатор живить дві секції 0,4кВ машинного залу (біля кожної секції є своя напівсекція, до якої підключаються особливо відповідальні споживачі 0,4кВ). Другий трансформатор живить дві секції котельного відділення. Збільшення кількості секцій (і напівсекцій) в головному корпусі передбачаємо з метою підвищення надійності живлення власних потреб.

Передбачаємо один на блок резервний трансформатор 6/0,4кВ, який підключений до резервної магістралі 0,4кВ через рубильник, від резервної магістралі є введення за допомогою автоматів на робочі секції котельного і машинного відділення.
1.5.6 Забезпечення надійного живлення особливо відповідальних споживачів власних потреб 0,4кВ.

Особливо відповідальні споживачі – це:

  1. валоповорот генератора;

  2. маслонасоси змащування турбіни і живильного турбонасоса;

  3. насоси подачі масла на ущільнення вала генератора;

  4. підзарядний агрегат;

  5. живлення панелей блокових щитів управління;

  6. живлення панелей в релейному приміщенні;

  7. аварійне освітлення.

Для забезпечення надійного живлення особливо відповідальних споживачів власних потреб 0,4кВ при зникненні змінної напруги в системі власних потреб на час більше ніж 30 хвилин (до цього моменту АКБ розрядиться, оскільки АКБ вибираються для електростанцій, що працюють в системі, з розрахунку часу аварійного розряду = 30 хвилин) відповідно до діючих НТП, передбачаємо установку двох автономних незалежних джерел живлення, в якості яких встановлюємо два дизель-генератори по 500кВт (поодинці на кожні три блоки 200МВт).

Ці споживачі виділяються на окремі напівсекції, на які заводиться лише робоче живлення від робочих трансформаторів 6/0,4кВ (від резервних трансформаторів 6/0,4кВ підключення живлення не передбачається), а при його зникненні напівсекція відключається автоматом від робочого трансформатора 6/0,4кВ і підключається до дизель-генератора.

1.6 Вибір обладнання

1.6.1 Розрахунок токів короткого замикання:

Короткі замикання виникають при порушенні ізоляції електричних ланцюгів. Причини таких порушень різні:

  • старіння і внаслідок цього пробій ізоляції;

  • наброси на дроти ліній електропередачі;

  • обриви дротів з падінням на землю;

  • механічні пошкодження ізоляції кабельних ліній при земляних роботах;

  • удари блискавки в лінії електропередачі і т.д.

Розрахунки токів короткого замикання проводяться для вибору або перевірки параметрів електрообладнання. Протікання токів короткого замикання супроводжується значними електродинамічними умовами між дротами, що призводить до руйнування провідників. Тому токоведучі частини, апарати перевіряються на електродинамічну стійкість, тобто вони повинні витримати, без пошкоджень, зусилля, що виникають при короткому замиканні. Тому з цією метою проводиться розрахунок токів короткого замикання.


        1. Складаємо розрахункову схему заміщення.

На розрахунковій схемі електроустановки намічаємо точки, в яких передбачається коротке замикання.
1.6.1.2 Визначаємо параметри елементів схеми заміщення.

1.6.1.3 Базові умови:

Sб = 1000 МВА – базисна потужність.


        1. Система обмеженої потужності:


S’’110 = 1000 МВА; S’’330 = 5000 МВА;
де S’’ – надперехідна потужність системи (з умови), МВА.
X*С1 = Sб / S’’110; (1.2)
X*С1 = 1000 / 1000 = 1;
X*С2 = Sб / S’’330; (1.3)
X*С2 = 1000 / 5000 = 0,2.


        1. Генератори:


X = X’’d * Sб / SН.Г.; (1.4)
де X’’d – надперехідний опір генератора;

SН.Г – номінальна потужність генератора, МВА;
X200 = 0,19 * 1000 / 235,3 = 0,81;
X300 = 0,195 * 1000 / 353 = 0,55.


        1. Автотрансформатори:


X*ВАТ = 1/2 (UКВ-Н + UКВ-С - UКС-Н) Sб / SН; (1.5)
X*САТ = 1/2 (UКВ-С + UКС-Н - UКВ-Н) Sб / SН; (1.6)
X*НАТ = 1/2 (UКС-Н + UКВ-Н - UКВ-С) Sб / SН; (1.7)
X*ВАТ = 1/2 (0,35 + 0,1 – 0,24) 1000 / 200 = 0,52;
X*САТ = 1/2 (0,1 + 0,24 – 0,35) 1000 / 200 = -0,24 = 0;
X*НАТ = 1/2 (0,24 + 0,35 – 0,1) 1000 / 200 = 1,07.


        1. Блокові трансформатори:


X = UК % / 100 * Sб / SН.Т.; (1.8)
де UК % - напруга короткого замикання трансформатора;

SН.Т. – номінальна потужність трансформатора;

На 110 кВ:
X200 = 10,5 / 100 * 1000 / 250 = 0,42;
На 330 кВ:
X200 = 11 / 100 * 1000 / 250 = 0,44;
X300 = 11,5 / 100 * 1000 / 400 = 0,29.

        1. Трансформатори власних потреб (ТСН):


X*ТСН = X*ТСН В + X*ТСН Н; (1.9)
X*ТСН В = 0,125* UКВ-Н / 100 * Sб / SН; (1.10)
X*ТСН Н = 1,75* UКВ-Н / 100 * Sб / SН; (1.11)
X*ТСН В 200 = 0,125*10,5 / 100 * 1000 / 25 = 0,525;
X*ТСН В 300 = 0,125*10,5 / 100 * 1000 / 32 = 0,41;
X*ТСН Н 200 = 1,75*10,5 / 100 * 1000 / 25 = 7,35;
X*ТСН Н 300 = 1,75*10,5 / 100 * 1000 / 32 = 5,74;
X*ТСН 200 = 0,525 + 7,35 = 7,875;
X*ТСН 300 = 0,41 + 5,74 = 6,15;


        1. Пускорезервні трансформатори (ПРТ):


X*ПРТ = X*ПРТ В + X*ПРТ Н; (1.12)
X*ПРТ В = 0,125* UКВ-Н / 100 * Sб / SН; (1.13)
X*ПРТ Н = 1,75* UКВ-Н / 100 * Sб / SН; (1.14)
X*ПРТ-1 В = 0,125*12,7 / 100 * 1000 / 32 = 0,496;
X*ПРТ-2 В = 0,125*10,5 / 100 * 1000 / 32 = 0,41;
X*ПРТ-1 Н = 1,75*12,7 / 100 * 1000 / 32 = 6,95;
X*ПРТ-2 Н = 1,75*10,5 / 100 * 1000 / 32 = 5,74;

X*ПРТ-1 = 0,496 + 6,95 = 7,446;
X*ПРТ-2 = 0,41 + 5,74 = 6,15.


        1. Базисні напруги і струми кожного ступеня:


Точка К-1: Uб = 6,3 кВ;
Iб = Sб / (*Uб) (1.15)
Iб = 1000 / (*6,3) = 91,75 кА;
Точка К-2: Uб = 6,3 кВ;
Iб = 1000 / (*20) = 91,75 кА;
Точка К-3: Uб = 15,75 кВ;
Iб = 1000 / (*15,75) = 36,66 кА;


        1. Звертаємо схему:


X27 = (X4 + X16) / 2 = (0,42 + 0,81) / 2 = 0,615;
X28 = Xват1 || Xват2 = Xват1 / 2 = 0,52 / 2 = 0,26;
X29 = Г9 || Г10 = (X14 + X24) / 2 = (0,29 + 0,55) / 2 = 0,42;
X30 = Г5 || Г6 = (X10 + X20) / 2 = (0,44 + 0,18) / 2 = 0,625;
X31 = Г7 || Г8 = (X12 + X22) / 2 = (0,29 + 0,55) / 2 = 0,42;
X32 = X8 + X18 = 0,44 + 0,81 = 1,25;
X33 = X32 * Х30 / (X32 + Х30) = 1,25 * 0,625 / 1,25 + 0,625 = 0,42;
X34 = X31 / 2 = 0,42 / 2 = 0,21;




        1. Розрахунок току короткого замикання в точці К-2:


X35 = Х33 * Х34 / (X33 + X34) = 0,42 * 0,21 / (0,42 + 0,21) = 0,0882 / 0,63 = = 0,14;
Еэкв1 = (ЕГ4-6 * X34 + ЕГ710 * X33) / (X34 + X33) = (1,13 * 0,21 + 1,13 * 0,42) / / (0,21 + 0,42) = (0,24 + 0,48) / 0,63 = 1,13
X36 = X2 * X35 / (X2 + X35) = 0,18 * 0,14 / (0,18 + 0,14) = 0,0252 / 0,32 = 0,079;
Еэкв2 = (Еэкв1 * X2 + ЕС2 * X35) / (X2 + X35) = (1,13 * 0,18 + 0,14) / (0,18 + + 0,14) = (0,2 + 0,14) / 0,32 = 1,06;
X37 = X1 * X27 / ( X1 + X27) = 0,77 * 0,615 / (0,77 + 0,615) = 0,474 / 1,385 = = 0,34;
Еэкв3 = (ЕС1 * X27 + ЕГ1,2 * X1) / (X27 + X1) = (0,615 + 1,13 * 0,77) / (0,615 + + 0,77) = 1,49 / 1,385 = 1,08;
X38 = X37 + X28 = 0,34 + 0,42 = 0,76;
Х39 = Х38 * Х36 / (Х38 + Х36) = 0,76 * 0,079 / (0,76 + 0,079) = 0,06 / 0,839 = = 0,072;

Еэкв4 = (Еэкв3 * X36 + Еэкв2 * X38) / (X36 + X38) = (1,08 * 0,079 + 1,06 * 0,76) / / (0,079 + 0,76) = (0,085 + 0,806) / 0,839 = 1,06;
X40 = X39 + X9 = 0,072 + 0,44 = 0,512;
X41 = X40 * X19 / (Х40 + Х19) = 0,512 * 0,81 / (0,512 + 0,81) = 0,415 / 1,322 = = 0,31;
Еэкв5 = (Еэкв4 * X19 + ЕГ3 * X40) / (X19 + X40) = (1,06 * 0,81 + 1,13 * 0,512) / / (0,81 + 0,512) = (0,859 + 0,579) / 1,322 = 1,09;
Х42 = Х41 + Х26 = 0,31 + 7,88 = 8,19;


Uб = 6,3 кВ; Iб = 91,75 кА;
Iп0 = Iб * (Еэкв5 / Х42) = 91,75 * (1,09 / 8,19) = 12,11 кА;
iу = * Iп0 * Ку; (1.16)
Та = 0,042с; Ку = 1,76;
iу = * 12,11 * 1,76 = 30,14 кА;


Знаходимо тепловий імпульс.

Тепловий імпульс повного току КЗ (з урахуванням періодичної і аперіодичної складових току КЗ) при видалених КЗ, поблизу генераторів або поблизу групи потужних електродвигунів в учбовому проектуванні може бути визначений по формулі:
Bк = I* (tотк + Та); (1.17)
де tотк = tо.в. + tр.з. – повний час відключення КЗ;

tо.в. – повний час відключення вимикача;

tр.з. = 0,01 – час дії релейного захисту, сек.;
tотк = 0,095 + 0,55 = 0,645 сек.;
Вк1 = 12,11 * (0,645 + 0,042) = 146,65* 0,687 = 98,28 кА2*с;
Значення періодичної і аперіодичної складових току КЗ для моменту часу τ, відповідного початку розмикання дугогасних контактів вимикача, необхідно знати для вибору і перевірки вимикачів:
τ = tСВ + 0,01; (1.18)
де tСВ – власний час відключення вимикача.

tСВ = 0,07 сек.
τ = 0,07 + 0,01 = 0,08 сек.;


Аперіодична складова току КЗ визначається з виразу:
= * Iп0 * е-0,08 / 0,042; (1.19)
= * 12,11 * е-0,08 / 0,042 = 17,27 * е-1,91 = 2,39 кА;
Iп0 = Iп = 12,11 кА;
Дані розрахунку току короткого замикання за резервним трансформатором зводимо в таблицю даних розрахунку токів короткого замкнення.

Таблица 1.5 Дані розрахунку токів короткого замкнення


Розрахункова точка КЗ

Uср ступені КЗ , кВ

Генеруючі джерела, що підживляють точку КЗ

Результати розрахунку для і-го джерела

Iп0,

кА

Сила тока

Ку

iуi,

кА

Вкі,

кА2с

Іпτi, кА

, кА

К-1

За РТ

6,3

Система С1 + С2 + Г1 + Г2 + Г4 + Г5 + Г6 + Г7 + Г8 + Г9 + Г10

12,88

12,88

2,69

1,82

33,05

98,28

К-2

ТСН на 110

6,3

Система С1 + С2 + Г1 + Г2 + Г4 + Г5 + Г6 + Г7 + Г8 + Г9 + Г10

12,04

12,04

2,39

1,76

29,96

86,38

К-3

ТСН на 330

6,3

Система С1 + С2 + Г1 + Г2 + Г4 + Г5 + Г6 + Г7 + Г8 + Г9 + Г10

12,11

12,11

2,39

1,76

30,14

90,92
1.6.2 Вибір вимикачів власних потреб 6кВ.

З вище перерахованого виходить, що існує необхідність заміни всіх типів вимикачів власних потреб 6кВ на вакуумні вимикачі типу VM-1, оскільки у них високий механічний і електричний ресурси, невисокий рівень перенапружень, великий час життя (не менше 20 років), мінімальні витрати на обслуговування, вони можуть бути встановлені в колишні комірки КРП де демонтували вимикачі (маломасляні: ВМГ-133, ВМП-10), а там де були МГГ – потрібні нові комірки КРП, комірки КРП з вакуумними вимикачами приблизно в 1,3 рази дешевше элегазовых з тими ж параметрами. Слід зазначити, що заміна вимикачів, що робиться, хоча на перший погляд і не економічна (враховуючи високу вартість комірки КРП з вакуумними вимикачами), з розрахунком на тривалу перспективу надійної роботи (без поточних і капітальних ремонтів) виправдана ще і тому, що відмова від масляних вимикачів виключає джерело пожежної небезпеки в КРП і максимально спрощує експлуатаційне (ремонтне) обслуговування ще і за рахунок відмови від різнотипних вимикачів (ВМГ-133, ВМП-10, МГГ-10).

Вибір вимикачів власних потреб 6кВ для діючої теплової електростанції свого часу здійснювався без урахування підживлення від електродвигунів 6кВ, електрично пов'язаних з точкою короткого замикання. В роки її проектування облік підживлення не проводився, хоча, як видно з нижче приведених розрахунків, підживлення істотно впливає на рівень токів короткого замикання в системі власних потреб (в ланцюзі електродвигунів), у тому числі і на вибір перетину силових кабелів.

Проведемо вибір вимикачів (вакуумні типу VM-1) власних потреб 6кВ в ланцюзі робочих і резервних трансформаторів власних потреб, а також в ланцюзі електродвигунів з урахуванням підживлення.

        1. Визначення розрахункових значень току короткого замикання при виборі вимикачів в ланцюзі резервного трансформатора:



Рисунок 1.8
У даному режимі вимикачі введення від трансформатора власних потреб відключені (Q2), а від резервного трансформатора включені на робочу секцію, до якої підключається найбільше рухове навантаження (з таблиці вибору потужності трансформатора власних потреб – це секція ВА блоку №2).

З таблиці розрахунку токів короткого замикання на діючій тепловій електростанції (таблиця №1.5) видно, що струм короткого замикання за РТ більше, ніж за ТСН, вибір вимикачів здійснюємо по більшому току короткого замикання.

При короткому замиканні в точці (К-1):
1. ; (1.20)


2. (1.21)
 = tр.з. + tс.о.в. = 0,55 + 0,045 = 0,595 сек.

При короткому замиканні в точці (К-1):


  1. IП0 = IП0С = 12,88 кА;




  1. IП = IП0С = 12,88 кА.


В якості розрахункова приймаємо точку (К-1).
3. ; (1.22)

4. (1.23)

5. (1.24)
(1.25)


6. (1.26)


Дані розрахунку зводимо в таблицю:
Таблиця 1.6 Перевірка вибору вимикача

Умови вибору і перевірки

Розрахункові значення

Каталожні значення вимикача VM-1

1. UНUраб.

6 кВ

12 кВ

2. IНIраб.max

1,47 кА

1,6 кА

3. IН0IП

12,83 кА

16 кА

4. iуiу.расч.

33,2 кА

51 кА

5. ВКВК расч.

275,88 кА2с

768 кА2с


1.6.2.2 Визначення розрахункових значень токів короткого замикання при виборі вимикачів в ланцюзі трансформатора власних потреб:



Рисунок 1.9
У розглянутому режимі вимикачі введення робочого живлення від трансформатора власних потреб (Q2) включені, а резервні (Q4) – відключені, що відповідає нормальному режиму роботи власних потреб. Розглядається та ж – сама навантажена по руховому навантаженню – секція власних потреб 6кВ, що і в пункті 1.

При короткому замиканні в точці (К-2):
1. ; (1.27)

2. (1.28)
 = tр.з. + tс.о.в. = 0,55 + 0,045 = 0,595 сек.


При короткому замиканні в точці (К-2):
1. IП0 = IП0С = 12,11 кА;
2. IП = IП0С = 12,11 кА.
В якості розрахункова приймаємо точку (К-2).
3. ; (1.29)

4. (1.30)

5. (1.31)
(1.32)


6. (1.33)

Дані розрахунку зводимо в таблицю:
Таблиця 1.7 Перевірка вибору вимикача

Умови вибору і перевірки

Розрахункові значення

Каталожні значення вимикача VM-1

1. UНUраб.

6 кВ

12 кВ

2. IНIраб.max

1,15 кА

1,6 кА

3. IН0IП

12,21 кА

16 кА

4. iуiу.расч.

31,41 кА

51 кА

5. ВКВК расч.

245,09 кА2с

768 кА2с



1.6.2.3 Визначення розрахункових значень токів короткого замикання при виборі вимикачів в ланцюзі електродвигунів власних потреб 6кВ:

Розрахунок проводимо для самої завантаженої, по руховому навантаженню, секції власних потреб (блок №2, секція ВА).



Рисунок 1.10

При виборі вимикачів в ланцюзі електродвигунів власних потреб 6кВ слід мати у вигляді:

  1. Коротке замикання за Q3 можливе як в режимі живлення робочої секції (ВА блоку №2) власних потреб 6кВ від трансформатора власних потреб (Q2 – включений, а Q1 і Q4 – відключені), так і в режимі живлення від РТ (Q1 і Q4 – включені, а Q2 - відключений);

  2. Тільки через вимикачі в ланцюзі електродвигунів власних потреб протікатиме сума токів (від системи і від електродвигунів даної секції);

  3. В якості розрахункові, при виборі вимикачів в ланцюзі електродвигунів, слід прийняти найбільші значення IП0, IП, расч., iу, ВК, одержані в даних режимах;

  4. Проведемо вибір одного вимикача, але з такими параметрами, щоб він міг, будучи поставленим в ланцюг будь-якого електродвигуна, відключити як найбільший з можливих токів нормального режиму (розрахуємо Iраб.max по току, найпотужнішого приєднання – це ПЕН), так і режиму короткого замикання (розрахункові значення IП0, IП, расч., iу, ВК визначимо в ланцюзі самого малопотужного електродвигуна);

  5. Враховуючи велику величину пускових токів і тривалість розвороту механізмів, пропонується вибирати вимикачі в ланцюзі таких електродвигунів на IНОМ не менше, ніж в 1,5 рази перевищуючий номінальний струм відповідного двигуна. Так на блоках 200МВт для ПЕН-ов: з РН = 4000 кВт і IНОМ = 440 А, слід вибрати вимикач з РН = 5000 кВт і IНОМ = 1,5*440 = 616 А.


Розглянемо режим 1 (Живлення від трансформатора власних потреб):
1. IП0 = IП0С + IП0Д = 12,21 + 8,18 = 20,39 кА;
2. IП = IП0С + IП0Д-/0,07 ; (1.34)
 = tр.з. + tс.о.в. = 0,05 + 0,045 = 0,095 сек.

3. (1.35)

4. (1.36)

5. (1.37)
(1.38)




Розглянемо режим 2 (Живлення від резервного трансформатора):
1. IП0 = IП0С + IП0Д = 12,83 + 8,18 = 21,01 кА;
2. IП = IП0С + IП0Д*е- /0,07 ; (1.39)
 = tр.з. + tс.о.в. = 0,05 + 0,045 = 0,095 сек.

3. (1.40)

4. (1.41)


5. (1.42)
(1.43)


В якості розрахункові при виборі вимикачів в ланцюзі електродвигунів (Q3) приймаємо найбільші з набутих значень, тобто значення, одержані при режимі 2 (живлення від резервного трансформатора).

Знаходимо робочий максимальний струм в ланцюзі найпотужнішого електродвигуна – живильний електронасос (ПЕН):
(1.44)

Одержані дані для розрахунку зводимо в таблицю вибору вимикачів.
Таблиця 1.8 Вибір вимикачів в ланцюзі електродвигунів.

Умови вибору і перевірки

Розрахункові значення

Каталожні значення вимикача VM-1

1. UНUраб.

6 кВ

12 кВ

2. IНIраб.max

0,53 кА

1,6 кА

3. IН0IП

21,01 кА

25 кА

4. iуiу.расч.

51,94 кА

81 кА

5. Нрасч.

0,1

0,86

6. ВКВК расч.

245,09 кА2с

768 кА2с


Умова 5 не виконується, таким чином проводимо перевірку по повному току:
(1.45)



Умова не виконується. Вимикач з номінальним струмом відключення 25 кА, а також 31,5 кА не підходить. Таким чином, вибираємо вимикач з номінальним струмом відключення 40 кА.

У системі власних потреб 0,4кВ замість застарілих автоматичних вимикачів типів: АЗ124, АЗ134, А3144, А3161, слід встановити вітчизняні, в комірках КРП 0,4кВ, з метою збереження колишніх щитів наступні типи:

  1. в якості ввідні на основні секції – Електрон;

  2. в якості ввідні на вторинні зборки – А3794с (селективні);

  3. у ланцюгах элетродвигателей:

    • великої потужності – А3716;

    • меншої потужності – А3726;

    • у ланцюгах електродвигунів засувок – АП.


1.6.3 Вибір кабелю в системі власних потреб 6кВ.

Вибираємо замість наявних кабелів старих марок рекомендовані не лише при будівництві нових електростанцій, але і при реконструкції діючих кабелі марки ААБнлГ. Кабель ААБнлГ – це трижильний кабель, броньований з алюмінієвими багатодротяними жилами з паперовою просоченою ізоляцією із захисним покривом типу БнлГ, адже кабелі цієї марки мають найбільш високі характеристики по пожежостійкості при крізних струмах короткого замкнення.

З урахуванням досвіду проектування для порівняно великої групи електродвигунів розрахунковим при виборі кабелю є не режим нормальної роботи, а режим короткого замикання. Тому для цієї групи двигунів (це двигуни самої навантаженої по руховому навантаженню секції: секція ВА блоку №2) доцільним, з погляду скорочення об'єму розрахунків, є вибір кабелю одного перетину з умови його термічної стійкості при короткому замиканні.

Порядок вибору:

  1. Вибираємо кабель марки ААБнлГ з прокладкою в повітряному середовищі в кабельних тунелях;

  2. Визначаємо мінімальний термічний перетин:



(1.46)
де ВК – найбільший розрахунковий тепловий імпульс току короткого замикання, одержаний при виборі вимикача в ланцюзі двигуна якнайменшої потужності з числа підключених до даної секції власних потреб 6кВ.


Одержаний перетин Smin округляємо до найближчого більшого стандартного перетину Sстанд.= 240 (мм2).

  1. Визначаємо робочий струм з умови:


(1.47)


З умови рівності:
(1.48)
знаходимо
(1.49)

.


  1. По Iраб. визначаємо граничну потужність двигуна Р, для якого кабель вибраного стандартного перетину Sстанд. проходить:



(1.50)

Очевидно, що в ланцюзі кожного двигуна з числа підключених до однієї секції власних потреб 6кВ, для якого виконується нерівність

Допустима прокладка кабелю вибраного стандартного перетину Sстанд..


      1. Вибір комплектних струмопроводів в ланцюзі резервного джерела живлення 6кВ

Умови вибору:
1)UНUуст.
2) IНIр.max.

^

Параметри комплектного струмопровода КЗШ-6 приведені в таблиці 1.9.



Таблиця 1.9 Паспортні дані струмопровода КЗШ-6
  1   2   3



Скачать файл (14905.4 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru