Приклад проектування електричної частини ГЕС




 

 

3.7.1. Вихідні дані для проектування

 

Внутрішня вихідна інформація (інформація від проектантів технологічної частини ГЕС):

· кількість гідрогенераторів ;

· тип гідрогенератора СВ-1510/120-108;

· номінальна потужність генератора ;

· номінальна частота обертання .

Зовнішня вихідна інформація (проектне завдання):

· кількість ЛЕП, що відходять від ГЕС ;

· основні характеристики ЛЕП

 

Максимальна потужність, , МВт Коефіцієнт потужності, Довжина, , км Тип
0,8 транзитна
0,85 транзитна
0,9 тупикова
0,9 транзитна
0,8 транзитна

 

· час використання максимальної потужності ГЕС ;

· потужності КЗ енергосистеми в точках приєднання транзитних ЛЕП

 

№ ЛЕП Потужність КЗ, , МВА

 

 

3.7.2. Проектування головної схеми з'єднань електричної частини станції

За довідниковими даними визначаються електричні параметри гідрогенератора СВ-1510/120-108:

· номінальна напруга: ;

· номінальний коефіцієнт потужності: ;

· надперехідний опір: ;

· перехідний опір: ;

· синхронний опір: ;

· тип збудження генератора: тиристорне;

· номінальна напруга збудження: ;

· номінальний струм збудження: ;

· кратність форсування збудження: .

Вибір схеми видачі потужності ГЕС в енергосистему.

Визначення напруг ЛЕП. Вибір значень напруг для ЛЕП виконується за формулою Іларіонова (3.1). Для лінії №1:

. (3.66)

 

За табл. 3.1 номінальна напруга .

Для лінії №2:

. (3.67)

За табл. 3.1 номінальна напруга .

Для лінії №3:

. (3.68)

За табл. 3.1 номінальна напруга .

Для лінії №4:

. (3.69)

За табл. 3.1 номінальна напруга .

Для лінії №5:

. (3.70)

За табл.3. 1 номінальна напруга .

Таким чином, ГЕС видає електроенергію в енергосистему на двох напругах тобто вона має дві РУ: РУ-110 кВ та РУ-330 кВ. Приблизний розподіл генераторів між РУ визначається за (3.2):

. (3.71)

При розв’язані рівняння (3.71) отримано . Таким чином для забезпечення найменших перетоків між РУ можна прийняти генератори що працюють на збірні шини РУ-110 кВ та генераторів, що працюють на збірні шини РУ-330 кВ. Але – це незручне число генераторів з точки зору підбору однотипних блочних трансформаторів. Враховуючи це умісно перевести один генератор з шин РУ-330 кВ на шини РУ-110 кВ. Тоді , .

Вибір АТ зв’язку. Обидві РУ працюють в режимі заземленої нейтралі, таким чином для їхнього зв’язку умісно застосувати АТ. Для цього за виразами (3.3) – (3.9) визначається розрахункова потужність АТ.

Номінальна повна потужність гідрогенератора складає:

. (3.72)

Повні потужності ЛЕП у режимі максимальних навантажень складають:

, (3.73)

, (3.74)

, (3.75)

, (3.76)

. (3.77)

Визначаються перетоки повної потужності через АТ у граничних режимах:

1) відключені всі ЛЕП, приєднані до РУ-110 кВ, всі генератори, приєднані до РУ-110 кВ, включені та працюють з номінальним навантаженням. Перетік повної потужності через АТ дорівнює сумі номінальних повних потужностей генераторів, що приєднані до РУ-110 кВ:

; (3.78)

2) всі ЛЕП, приєднані до РУ-110 кВ, працюють у режимі максимальних навантажень, всі генератори, приєднані до РУ-110 кВ, відключені. Перетік повної потужності через АТ буде дорівнювати сумі повних потужностей, що передаються по ЛЕП РУ-110 кВ у режимі максимальних навантажень:

(3.79)

3) відключені всі ЛЕП, приєднані до РУ-330 кВ, всі генератори, приєднані до РУ-330 кВ, включені та працюють з номінальним навантаженням. Перетік повної потужності буде дорівнювати сумі номінальних повних потужностей генераторів, що приєднані до РУ-330 кВ:

; (3.80)

4) всі ЛЕП, приєднані до РУ-330 кВ, працюють у режимі максимальних навантажень, всі генератори, приєднані до РУ-330, відключені. Перетік повної потужності буде дорівнювати сумі повних потужностей, що передаються по ЛЕП РУ-330 кВ у режимі максимальних навантажень:

. (3.81)

Розрахункова потужність зв’язку визначається як максимальна з чотирьох розрахованих перетоків у граничних режимах:

(3.82)

Визначаються умови вибору АТ:

, (3.83)

, (3.84)

. (3.85)

За довідковими даними обираються два АТ типу АТДЦН-400000/330/110 з наступними параметрами:

· номінальна потужність: ;

· номінальна вища напруга: ;

· номінальна нижча напруга: ;

· напруга КЗ: .

Вибір структурної схеми станції.

При проектуванні головної схеми з'єднань електричної частини ГЕС було визначено, що вона видає електроенергію в енергосистему на двох напругах – 110 кВ та 330 кВ. До РУ-110 кВ приєднано три лінії та три генератори, до РУ-300 кВ – дві лінії та 6 генераторів. Зв'язок між РУ-330 кВ та РУ-110 кВ здійснюється через два АТ. Враховуючи значну кількість генераторів на РУ-330, можливі схеми енергоблоків ГЕС (рис. 3.3, 3.4) та виконуючи умови структурної надійності ГЕС для вибору структурної схеми ГЕС визначено два можливі варіанти (рис. 3.34,а,б).

 

а)

б)

Рис. 3.34. Варіанти структурної схеми ГЕС

(а – з укрупненими блоками, б – зі здвоєними блоками)

 

Після визначення варіантів структурної схеми ГЕС для кожного варіанту проводиться вибір блочних трансформаторів.

Вибір блочних трансформаторів для першого варіанту (рис. 3.34,а). Потужність трансформаторів одиничних блоків визначається за (3.13):

. (3.86)

Визначаються умови вибору трансформаторів:

; (3.87)

; (3.88)

. (3.89)

За довідковими даними обираються три трансформатори типу ТДЦ-80000/110 з наступними параметрами:

· номінальна потужність: ;

· номінальна вища напруга: ;

· номінальна нижча напруга: ;

· напруга КЗ: ;

· втрати НХ: ;

· втрати КЗ: ;

· ціна .

Потужність трансформаторів укрупнених блоків визначається за виразом (3.14):

. (3.90)

Визначаються умови вибору трансформаторів:

; (3.91)

; (3.92)

. (3.93)

За довідковими даними обираються два трансформатори типу ТЦ-250000/330 з наступними параметрами:

· номінальна потужність: ;

· номінальна вища напруга: ;

· номінальна нижча напруга: ;

· напруга КЗ: ;

· втрати НХ: ;

· втрати КЗ: ;

· ціна .

Вибір блочних трансформаторів для другого варіанту (рис. 3.34,б). Блочні трансформатори блоків, приєднаних до РУ-110 кВ аналогічні блочним трансформаторам одиночних блоків з першого варіанту (тип ТДЦ-80000/110).

Потужність трансформаторів здвоєних блоків визначається за (3.14):

. (3.94)

Визначаються умови вибору трансформаторів:

; (3.95)

; (3.96)

. (3.97)

За довідковими даними обираються три трансформатори типу ТРДЦН-200000/330 з наступними параметрами:

· номінальна потужність: ;

· номінальна вища напруга: ;

· номінальна нижча напруга: ;

· напруга КЗ: ;

· втрати НХ: ;

· втрати КЗ: ;

· ціна .

Визначення капіталовкладень за обома варіантами. Капіталовкладення визначаються як суми цін всіх блочних трансформаторів за виразом (3.18). За першим варіантом:

. (3.98)

За другим варіантом:

. (3.99)

За капіталовкладеннями кращим є перший варіант структурної схеми.

Визначення річних втрат електроенергії за обома варіантами. Річні втрати електроенергії в визначаються втратами електроенергії у всіх блочних трансформаторах за виразом (3.19). Час максимальних втрат електроенергії для розглядуваної ГЕС визначається за графіком (див. рис. 3.5) для заданого часу використання максимальної потужності ГЕС:

; (3.100)

Річні втрати електроенергії у трансформаторі ТДЦ-80000/110 складають:

(3.101)

Річні втрати електроенергії у трансформаторі ТЦ-250000/330 складають:

(3.102)

Річні втрати електроенергії у трансформаторі ТРДЦН-200000/330 складають:

(3.103)

Сумарні втрати визначаються за (3.20). Для першого варіанту втрати складають:

. (3.104)

Для другого варіанту втрати складають:

. (3.105)

За капіталовкладеннями кращим є перший варіант структурної схеми.

Оскільки за обома критеріями кращим є перший варіант структурної схеми ГЕС, визначення зведених витрат не потрібно. В якості структурної схеми ГЕС остаточно приймається перший варіант (див. рис. 3.34,а).

Вибір схем електричних з’єднань розподільчих установок ГЕС.

Вибір схеми РУ-110 кВ. Схема РУ-110 кВ має вісім приєднань (три блоки, три ЛЕП, два АТ). Оскільки кількість блоків дорівнює трьом, можна використати схему з двома системами збірних шин з байпасними роз’єднувачем на ЛЕП (див. рис. 3.8,б). Кількість приєднань менше 12, тому шини РУ можна не секціонувати.

Вибір схеми РУ-330 кВ. Схема РУ-330 кВ має шість приєднань (два блоки, дві ЛЕП, два АТ). Кількість приєднань невелика, але обидві лініє є транзитними та передають значні потужності. Тому, умісно буде обрати надійну схеми кільцевого типу з комутацією приєднань через два вимикачі. Для РУ з шістьма приєднаннями найбільше підходить схема три вимикачі на два приєднання (див. рис. 3.9,а).

Таким чином, після визначення схем РУ, схема ГЕС набуває наступного вигляду (рис. 3.35).

 

Рис. 3.35. Принципова схема ГЕС

 

Розрахунок струмів короткого замикання ГЕС. Для електричної схеми ГЕС визначаємо розрахункові точки трифазного КЗ (рис. 3.36).

 

Рис. 3.36. Розрахункова схема для визначення струмів трифазного КЗ

 

Точка К1 – КЗ на шинах РУ-110 кВ для вибору провідників і апаратів РУ-110 кВ.

Точка К2 – КЗ на шинах РУ-330 кВ для вибору провідників і апаратів РУ-330 кВ.

Точка К3 – КЗ на виводах генератора одиничного блоку для вибору провідників і апаратів 13,8 кВ.

Точка К4 – КЗ на виводах генератора укрупненого блоку для вибору провідників і апаратів 13,8 кВ.

У відповідності до заступних схем елементів з табл. 3.2 складається заступна схема ГЕС (рис. 3.37). Живленням місць КЗ від тупикової лінії Л3 можна знехтувати і не вносити її до заступної схеми.

 

Рис. 3.37. Заступна схема ГЕС для визначення струмів трифазного КЗ

 

Розрахунок струму КЗ в точці К1. В якості базисних величин прийнято: ; .

Параметри заступної схеми ГЕС розраховуються за формулами, приведеними в табл. 3.2.

ЕРС генераторів:

(3.106)

Опір генераторів:

(3.107)

Опір блочних трансформаторів Т1-Т3:

(3.108)

Опір блочних трансформаторів Т4, Т5:

(3.109)

Опір автотрансформаторів АТ1, АТ2:

(3.110)

Опір ЛЕП Л1, Л2, Л4, Л5:

, (3.111)

, (3.112)

, (3.113)

(3.114)

ЕРС енергосистеми в місцях підключення транзитних ЛЕП:

(3.115)

Еквівалентний опір енергосистеми в місцях підключення транзитних ЛЕП:

, (3.116)

, (3.117)

, (3.118)

(3.119)

Для визначення максимального струму трифазного КЗ в точці К1 виконуються еквівалентні перетворення заступної схеми ГЕС за формулами з табл.3. Спочатку еквівалентуються всі послідовні елементи:

, (3.120)

, (3.121)

, (3.122)

, (3.123)

, (3.124)

, (3.125)

(3.126)

Потім – всі паралельні елементи:

(3.127)

Після двох етапів перетворень схема приймає такий вигляд (рис. 3.38).

 

Рис. 3.38. Спрощена заступна схема ГЕС (етапи 1, 2)

 

Треті етапом є еквівалентування паралельних гілок з ЕРС:

(3.128)

 

(3.129)

 

(3.130)

 

(3.131)

 

(3.132)

 

(3.133)

 

(3.134)

 

(3.135)

Після третього етапу перетворень схема приймає вигляд, представлений на рис. 3.39.

 

Рис. 3.39. Спрощена заступна схема ГЕС (етап 3)

 

Четвертим етапом перетворення є еквівалентування утворених послідовних елементів:

, (3.136)

. (3.137)

П’ятий етап – еквівалентування утворених паралельних гілок з ЕРС:

, (3.138)

 

(3.139)

Після цих двох етапів схема приймає наступний вигляд (рис. 3.40).

 

Рис. 3.40. Спрощена заступна схема ГЕС (етапи 4, 5)

 

В отриманій спрощеній схемі еквівалентуються утворені послідовні елементи та дві останні паралельні гілки з ЕРС:

., (3.140)

, (3.141)

(3.142)

В результаті отримано однопроменеву еквівалентну заступну схему ГЕС (див. рис. 3.12,а) за якою визначають значення періодичної складової струму трифазного КЗ в точці К1 за виразом (3.26):

. (3.143)

За аналогічним підходом визначаються струми трифазного КЗ в точках К2, К3, К4. При цьому параметри заступної схеми ГЕС залишаються незмінними для всіх розрахункових схем за умови незмінності величини базисної потужності та прийнятті базисної напруги рівною номінальній в розглядуваній розрахунковій точці КЗ. Також, слід пам’ятати, що для точок К3 та К4 в результаті еквівалентних перетворень схеми має утворитись двопроменева еквівалентна схема (див. рис. 3.12,б).

Вибір електричних апаратів і провідників РУ-110 кВ. Оскільки обладнання РУ-110 кВ має бути по можливості однотипним, вибір більшості апаратів і провідників здійснюється для приєднання з найбільшим номінальним струмом. На РУ-110 кВ таким приєднанням є автотрансформатор номінальний струм якого дорівнює

. (3.144)

Вибір та перевірка вимикачів. Вимикач обирається та перевіряється за умовами (3.29) – (3.36). Їм відповідає повітряний вимикач типу ВВБК-110-50/3200 з параметрами:

· номінальна напруга ;

; (3.145)

· номінальний робочий струм ;

; (3.146)

· номінальний струм відключення ;

; (3.147)

· діюче значення періодичної складової гранично допустимого струму КЗ ;

; (3.148)

· амплітудне значення гранично допустимого струму КЗ ;

; (3.149)

· допустимий струм термічної стійкості , допустимий час термічної стійкості , власний час відключення вимикача ;

(3.150)

Вимикачі типу ВВБК-110-50/3200 встановлюються на всіх приєднаннях РУ-110 кВ.

Вибір та перевірка роз’єднувачів. Роз’єднувач обирається та перевіряється за умовами (3.37) – (3.40). Їм відповідає роз’єднувач РНД-110/3200 з параметрами:

· номінальна напруга ;

; (3.151)

· номінальний робочий струм ;

; (3.152)

· амплітудне значення гранично допустимого струму КЗ ;

; (3.153)

· допустимий струм термічної стійкості , допустимий час термічної стійкості ;

(3.154)

Роз’єднувачі типу РНД-110/3200 встановлюються на всіх приєднаннях РУ-110 кВ.

Вибір та перевірка трансформаторів напруги. Трансформатор напруги обирається та перевіряється за умовами (3.41), (3.42). Їм відповідає трансформатор напруги НКФ-110-58 з параметрами:

· номінальна первинна напруга ;

; (3.155)

· клас точності основної вторинної обмотки «зірка» – 0,5 (номінальна вторинна потужність ), клас точності додаткової вторинної обмотки «трикутник» – 3 (номінальна вторинна потужність ).

На РУ-110 кВ встановлюється два трансформатори напруги типу НКФ-110-58 – по одному на кожну систему шин.

Вибір та перевірка трансформаторів струму. Вибір трансформаторів струму, на відміну від вибору попередніх апаратів, має особливість: навіть за умови вибору однотипних трансформаторів струму для всіх приєднань, їхній первинний струм визначається окремо для кожного приєднання і повинен бути найближчим більшим зі стандартного ряду по відношенню до максимального робочого струму приєднання.

Трансформатор струму обирається та перевіряється за умовами (3.43) – (3.47). Їм відповідає трансформатор струму ТФНД-110М з параметрами:

· номінальна напруга ;

; (3.156)

· первинні струми ТС наступні:

- ТС, що встановлені в комірках вимикачів ВБ-1, ВБ-2, ВБ-3:

; (3.157)

- ТС, що встановлений у комірці вимикача ВЛ-1:

; (3.158)

- ТС, що встановлений у комірці вимикача ВЛ-3:

; (3.159)

- ТС, що встановлений у комірці вимикача ВЛ-5:

; (3.160)

- ТС, що встановлені в комірках вимикачів ВАТ-1, ВАТ-2:

. (3.161)

· обраний ТС має три вторинні обмотки (0,5; Р; Р). Перша обмотка використовується для пристроїв вимірювання та комерційного обліку і має клас точності 0,5. Допустиме вторинне навантаження в класі 0,5 складає . Друга та третя обмотки використовуються у схемах релейного захисту та мають клас точності 3. Допустиме вторинне навантаження в класі 3 складає .

· амплітудне значення гранично допустимого струму КЗ ;

. (3.162)

· допустимий струм термічної стійкості , допустимий час термічної стійкості ;

(3.163)

Вибір обмежувачів перенапруги. Обмежувачі перенапруги обираються за умовою (3.48). Їй відповідає вентильний розрядник типу РВС-110 з параметрами:

· номінальна первинна напруга: ;

; (3.164)

· мінімальна пробивна напруга: ;

· максимальна пробивна напруга: .

На РУ-110 кВ встановлюється два вентильних розрядники типу РВС-110 – по одному на кожну систему шин.

Вибір струмопровідних частин 110 кВ. Ошинування РУ-110 кВ виконуються гнучкими сталеалюмінієвими проводами АС. Переріз гнучких проводів вибирається за економічною щільністю струму (3.57):

. (3.165)

Найбільший переріз проводів марки АС 800 мм2. Таким чином, для забезпечення необхідного перерізу приймається два проводи у фазі перерізом 600 мм2 кожен: 2×АС-600/72.

Ошинування блочних трансформаторів також виконується сталеалюмінієвими проводами АС. Переріз гнучких проводів вибирається аналогічним чином за (3.57):

. (3.166)

Для ошинування блочних трансформаторів приймається провід перерізом 400 мм2: АС-400/51.

Аналогічно проводиться вибір апаратів та провідників:

· на РУ-330 кВ;

· у колі генераторних вимикачів блоків, приєднаних до РУ-110 кВ;

· у колі генераторних вимикачів блоків, приєднаних до РУ-330 кВ.

 

 

3.7.3. Проектування схеми власних потреб ГЕС

Вибір двигунів для робочих механізмів власних потреб. Вибір двигунів у схемі власних потреб ГЕС виконується за умовами (3.58), (3.59). Для приводу механізмів власних потреб ГЕС використано асинхронні двигуни. При визначенні орієнтованих потужностей механізмів власних потреб використано рекомендації підрозділу 3.4.1 даних методичних вказівок. Вибір двигунів власних потреб ГЕС представлено в табличній формі (табл. 3.7).

 

Таблиця 3.7. Вибір двигунів механізмів власних потреб ГЕС

Механізм ВП Орієнтовна потужність механізму Кількість механізмів Двигун     , кВт   , кВА
Тип Р, кВт U, кВ , об/хв
Маслонасоси системи регулювання турбіни АО-82-4 0,89 809,0
Маслонасоси системи змащування підшипників 3,2 RA160MA8 0,71 101,4
Насоси охолодження блочних трансформаторів № 4, 5 12,5 АО-63-4 0,88 63,6
Насоси охолодження блочних трансформаторів № 1, 2, 3 RA132S4 5,5 0,85 49,5 58,2
Вентилятори охолодження блочних трансформаторів № 1, 2, 3 5,3 RA132SА2 5,5 0,89 49,5 55,6
Компресори системи гальмування гідроагрегатів 28,8 А2-72-4 0,88 68,2
Компресори МНУ гідроагрегатів 19,2 А2-71-4 0,88 75,0
Компресори віджаття води з камери робочого колеса гідроагрегатів А2-92-4 0,9 333,3
Насоси відкачування води з кришки робочого колеса гідроагрегату 3,2 RA112М4 0,84 42,9
Насоси техводопостачання 86,4 АО-94-4 0,9 222,2
Насоси відкачування води зі спіральних камер АО-94-6 0,89 168,5
Підйомні крани затворів греблі Переміщення крану 57,6 4АНК280М10 0,8 375,0
Перекочування візку 28,8 4АНК225М8 0,8 75,0
Головний підйом 57,6 4AHК280S8 0,84 178,6
Допоміжний підйом 14,4 4АНК200М8 18,5 0,78 47,4

 

Продовження табл. 3.7

Підйомний кран щитів та сміттєзатри-мувальних грат Переміщення крану 12,8 4АНК180М8 0,69 40,6
Перекочування візку 6,4 4АНК180S6 0,81 16,0
Головний підйом 4AHК280S10 0,78 57,7
Допоміжний підйом 19,2 4AHК200L10 0,79 27,8
Підйомний кран шандор відсмоктуваль-них труб Переміщення крану 12,8 4АНК180М8 0,69 40,6
Перекочування візку 6,4 4АНК180S6 0,81 16,0
Підйом 4AHК280S10 0,78 57,7
Підйомні крани машинного залу Переміщення крану 4AHК280S10 0,78 230,8
Перекочування візку 6,4 4АНК180S8 0,72 30,6
Головний підйом 4AHК280S8 0,84 178,6
Допоміжний підйом 4AHК250SA8 0,8 92,5
Компресори РУ А-102-4М 0,905 707,2
Насоси охолодження АТ1, АТ2 АО-72-4 0,88 136,4
Вентилятори охолодження АТ1, АТ2 АО-73-2 0,91 184,6
Пожежні насоси А-102-4М 0,905 707,2
СУМА: 5198,3

 

Потужність освітлення і опалення приміщень ГЕС складає:

. (3.167)

Сумарна потужність системи власних потреб ГЕС визначається за (3.60):

. (3.168)

Доля витрат потужності ГЕС на власні потреби визначається за (3.61):

. (3.169)

Вибір трансформаторів власних потреб. Кількість агрегатів ГЕС більше шести, необхідно три незалежні джерела живлення схеми власних потреб. Оскільки ГЕС має блочну структуру, найкращим варіантом живлення схеми власних потреб є встановлення трьох трансформаторів власних потреб на відгалуження від шин, підключених до обмоток нижчої напруги блочних трансформаторів.

Потужність трансформаторів власних потреб визначається за (3.62), (3.63):

. (3.170)

Вибір трансформаторів власних потреб здійснюється за умовами (3.64), (3.65):

, (3.171)

. (3.172)

Повна потужність трансформатора більша за 2,5 МВА, таким чином нижча напруга трансформатора .

Обираються три трансформатори власних потреб типу ТМ-6300/13,8.

Вибір схеми електропостачання власних потреб. Нижча напруга трансформаторів власних потреб складає 6 кВ, тому обирається типова схема живлення власних потреб ГЕС з двома рівнями напруги (див. рис. 3.13,б). Живлення двох трансформаторів власних потреб здійснюється від двох одиничних блоків, підключених до РУ-110 кВ, живлення третього – від одного з укрупнених блоків, підключених до РУ-330 кВ.

 

 

3.7.4. Розробка конструкцій РУ ГЕС

 

РУ-110 кВ ГЕС має вісім приєднань та виконана за схемою з двома системами збірних шин з байпасними роз’єднувачем на ЛЕП. Обирається типова конструкція РУ з двома системами збірних шин з байпасними роз’єднувачем, представлена на рис. 3.41.

 

Рис. 3.41. Компонування відкритої РУ 110 кВ з двома системами збірних шин і байпасними роз’єднувачами (а – перетин комірки; б – план комірки)

РУ-330 кВ ГЕС має шість приєднань та виконана за схемою три вимикачі на два приєднання (див. рис. 3.9,а). Обирається типова конструкція РУ з трьома вимикачами на два приєднання, представлена на рис. 3.42.

 

Рис. 3.42. Компонування відкритої РУ 330 кВ зі схемою три вимикачі на два приєднання (а – план РУ; б – перетин РУ)

 

 

3.7.5. Проектування пристроїв релейного захисту та автоматики ГЕС

 

Релейний захист генераторів. Для генератора типу СВ-1510/120-108 активною потужністю 64 МВт, обрано наступні пристрої РЗ:

· 95% захист від однофазного замикання на землю обмотки статора;

· 100% захист від однофазного замикання на землю обмотки статора;

· повздовжній диференційний захист генератора від міжфазних КЗ в обмотці статора та на виводах;

· поперечний диференційний захист генератора від міжвиткових замикань обмотки статора генератора;

· дистанційний захист від близьких зовнішніх КЗ;

· захист від перевантаження генератора струмами зворотної послідовності;

· захист від симетричного перевантаження обмотки статора генератора;

· захист від підвищення напруги обмотки статора генератора;

· захист від замикання на землю обмотки збудження.

Суміщена схема кіл змінного струму пристроїв РЗ генератора типу СВ-1510/120-108 представлена на рис. 3.43, схема кіл оперативного струму та кіл сигналізації пристроїв РЗ представлена на рис. 3.44.

 

Рис. 3.43. Суміщена схема кіл змінного струму пристроїв РЗ генератора

типу СВ-1510/120-108

 

Рис. 3.44. Суміщена схема кіл оперативного струму пристроїв РЗ генератора

типу СВ-1510/120-108

 

Релейний захист блочних трансформаторів. Для всіх блочних трансформаторів ГЕС приймаються схеми захистів аналогічні зображеним на рис. 3.27, 3.28.

Релейний захист АТ. Для захисту АТ1, АТ2 обрано такі групи захистів:

· диференційний захист АТ від міжфазних КЗ в обмотках та на виводах;

· земляний захист АТ від однофазних коротких замикань на землю;

· газовий захист від внутрішніх пошкоджень автотрансформатора;

· дистанційний захист від близьких зовнішніх КЗ сторони 330 кВ;

· дистанційний захист від близьких зовнішніх КЗ сторони 110 кВ.

Схеми захистів представлені на рис. 3.26, 3.28.

Релейний захист ЛЕП. Для захисту транзитних ліній Л1, Л2, Л4, Л5 напругою 110 кВ і вище та довжиною більше 5 км приймається:

· диференційно-фазний захист (див. рис. 3.32);

· триступеневий напрямлений дистанційний захист (див. рис. 3.33);

· чотириступеневий напрямлений земляний захист (див. рис. 3.33).

Для захисту тупикової ліній Л3 напругою 110 кВ довжиною 5 км приймається:

· одноступеневий ненапрямлений дистанційний захист;

· триступеневий ненапрямлений земляний захист.

Схема захисту Л3 приведена на рис. 3.45.

 

Рис. 3.45. Схема захисту лінії Л3

 






Дата добавления: 2016-07-22; просмотров: 1193; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2022 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.26 сек.