Технические параметры синхронных генераторов 1. ВВЕДЕНИЕ Принятая энергетическая программа Республики Казахстан предусматривает завершение формирования основных узлов в единой энергетической системе страны с тем, чтобы повысить её манёвренность и надёжность. Это будет достигаться строительством новых тепловых станций на западе страны и работающих на газе, на северо-востоке страны будет предложено строительство мощных КЭС на базе Экибазтуских углей с последующей транспортировкой избытка электрической энергии зарубеж в Россию и Китай. Планируется строительство новых ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжения с тем, чтобы направить потоки электроэнергии с востока и северо-востока в направлении юга и запада страны. В перспективе для более надёжного и полного обеспечения центра страны и особенно юга электрической энергией возможно строительство атомной теплоэлектростанции в районе о. Балхаш. На юге страны возможно строительство нетрадиционных источников электрической энергии – ветровых и солнечных электростанций. Электроснабжение малых изолированных потребителей расположенных в труднодоступных районах возможно осуществить от небольших газотурбинных генераторов. 2. ВЫБОР СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ Таблица 1.«Технические параметры СГ» Тип генератора Рном МВТ Sном МВА Uном кВ cosφ Iном А X"d о. е. n об/мин ТВФ-120-2У3 120 125 10,5 0,8 6,875 0,192 3000 ТВВ-220-2ЕУЗ 220 258,3 15,75 0,85 8,625 0,1906 3000 Источник: (уч. 1, стр. 610), (уч. 2, стр.76-103) X" d- сверх переходное индуктивное сопротивление в относительных единицах (о. е.) 3. ВЫБОР ДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ Рис. 1 Вариант – I Рис. 2 Вариант – II Расход мощности на с. н. одного генератора: Рс.н. = ×Pном.г ; =5% [уч. 1 стр. 445 таб. 5,2] Рс.н. = ×120=6 МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ Рс.н. = ×220=11 МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ Расчёт перетока через АТ связи I – варианта Pпер. max =2×120-2×6-260=-32 МВт Pпер. min =2×120-2×6-230=-2 МВт Расчёт перетока через АТ связи I – варианта Pпер. max =3×120-3×6-260=82 МВт Pпер. min =3×120-3×6-230=118 МВт Вывод: I - вариант по перетоку мощности более экономичен. Провожу расчёт реактивных составляющих Qс.н. =Рс.н. =cos С. Н. Qc .н. =Рс.н ­× =6× =4,2 МВар С. Н. Qc .н. =Рс.н ­× =11× =7,7 МВар Qг1 =Рг1 × =120× =90 МВар Qг2 =Рг2 × =220× =132 МВар Qmax =Pmax × =260× =130 МВар Qmin =Pmin × =230× =115 МВар 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ 4.1 Выбор блочных трансформаторов I и II варианта мощности провожу по [уч. 1, стр. 390 т. 5,4] МВА МВА МВА В качестве блочных трансформаторов принимаю [по уч. 2 стр. 146-156 табл. 3,6] на стороне: - 110 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/110 - 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220-2ЕУЗ - 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/220 – для генератора ТВФ-120-2УЗ 4.2. Выбор автотрансформаторов связи I – вариант Sрасч. = Sрасч. min . = МВА Sрасч. max . = МВА Sрасч.ав.. = МВА По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи. Sтреб.АТ = =109 мВА Где Кn =1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны. Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110 II – вариант Sрасч. = Sрасч. min . = МВА Sрасч. max . = МВА Sрасч.ав.. = МВА По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи. Sтреб.АТ = =129.4 мВА Где Кn =1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны. Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110 Данные выбранных трансформаторов свожу в таблицу 2 Таблица 2 Тип трансформатора Кол- во IВ/IIВ Uном кВ Р0 кВт Рк кВт Uк % ВН СН НН ВН- -СН ВН--НН СН- -НН ВН- -СН ВН- -НН СН- -НН 2×АТДЦТН 200000/220/110 -/2 230 121 38,5 105 430 - - 11 32 20 2×АТДЦТН 125000/220/110 2/- 230 121 10,5 65 315 - - 11 45 28 ТДЦ 200000/220 2/1 242 - 18 130 - 660 - - 11 - ТДЦ 200000/110 2/3 121 - 15,75 170 - 550 - - 10,5 - ТДЦ 400000/220 2/2 237 - 21 315 - 850 - - 11 - 5 . ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ Капитальные затраты рассчитываю учитывая стоимость основного оборудования. Данные свожу в таблицу. Капитальные затраты Таблица 3 Тип оборудования Стоимость ед. обор-я тыс. у.е. I-вариант II-вариант Кол-во шт. Стоимость тыс. у.е. Кол-во шт Стоимость тыс. у.е. Блочные трансформаторы ТДЦ-200000/110 222 2 444 3 666 ТДЦ-400000/220 389 2 778 2 778 ТДЦ-200000/220 253 2 506 1 253 Автотрансформаторы связи АТДЦТН- 125000/220/110 195 2 390 - - АТДЦТН- 200000/220/110 270 - - 2 540 Ячейки ОРУ 220 кВ 78 8 624 7 546 110 кВ 32 10 320 11 352 Итого 3062 3135 Потери электрической энергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/110 присоединённом к сборным шинам 110 кВ [уч. 1 стр. 395 (5,13)] τ кВТ×ч Т=Тгод -Трем =8760-600=8160 час τ=4600 час – время потерь Тmax =6000 ч. по [уч. 1 стр. 396 рис. 5,6] Δ W 1 =8160×170+550× ×4600=2,7×106 кВт× час Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220 Δ W 2 =8160×315+850× ×4600=4,09×106 кВт× час Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/220 Δ W 3 =8160×130+660× ×4600=2,6×106 кВт× час Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи в I-варианта по [уч. 1 стр 396 (5,14)] с учётом того, что обмотка НН не нагружена. τ τC I – вариант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110 = кВт×ч Где РКВ =РКС =0,5×РКВ =0,5×315=157,5 SmaxB =SmaxC = МВА Т=Тгод =8760 год II – вариант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110 = кВт×ч Где РКВ =РКС =0,5×РКВ =0,5×430=215 SmaxB =SmaxC = МВА Т=Тгод =8760 год Суммарные годовые потери I – варианта 2×1,12×106 +2×2,7×106 +2×4,09×106 +2×2,6×106 =21,02×106 кВт×ч Суммарные годовые потери II – варианта 2×1,3×106 +3×2,7×106 +2×4,09×106 +1×2,6×106 =21,48×106 кВт×ч Годовые эксплутационные издержки Где Ра =6,4 %, Ро =2 %, =0,6×10-2 у.е. кВт×ч по уч. 2 стр. 545 т. у. е. т. у. е. Приведённые затраты по уч. 1 стр.395 З=РН ×К+U Где РН =0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики ЗI =0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е. ЗII =0,12×3135+392,220=768,4 т.у.е. Разница в затратах Вывод: Варианты равноценны т.к. ∆З<5 %, принимаю вариант – I т. к. по перетоку мощности более экономичнее. 6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ С. Н. 6.1 Выбор ТСН рабочих Рабочие ТСН подключаются отпайкой к блоку их количество равно количеству генераторов. Требуемая мощность рабочих Т.С.Н. - коэффициент спроса по уч. 1 стр. 20 т. 1,17 Требуемая мощность Т.С.Н. SСН ≥0,85×6=5,1 МВА По каталогу принимаю для блоков 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20 UВН =13,8 кВ UНН =6,3 кВ PХ =8 кВт PК =46,5 кВт UК = 7,5 % Требуемая мощность Т.С.Н. SСН ≥0,85×11=9,35 МВА По каталогу принимаю для блоков 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35 UВН =15,75 кВ UНН =6,3 кВ PХ =12 кВт PК =60 кВт UК = 8 % 6,2 Выбор резервных трансформаторов С.Н. Так как на ГРЭС количество блоков больше трёх устанавливаю два РТСН. Один подключён к НН АТ связи, другой в резерве. Требуемая мощность РТСН SРТСН ≥1,5×SСН max =1.5×9.35=14.03 МВА По каталогу принимаю ТДНС-16000/20 UВН =15,75 кВ UНН =6,3 кВ PХ =17 кВт PК =85 кВт UК = 10 % Схема ТСН Рис. 3 схема ТСН 7. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁННЫХ СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ Для РУ 110 и 220 кВ выбираю схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений переводят на исправную систему шин перерыв эл. снабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. 1. 220 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин по уч. 1, стр. 416 рис. 515. Рис. 4 Фиксация на присоединение: 220 кВ А1 : W1 , W2 , Т1 , Т2 , АТ1 QO; QA А2 : W3 , W4 , Т3 , Т4 , АТ2 . 2. 110 кВ число присоединений n=10 принимаю схему с двумя рабочими и обходной системами сборных шин уч. 1, стр. 416 рис. 515. Рис. 5 Фиксация на присоединение: 110 кВ А1 : W5 , W6 , W7 , Т5 , АТ1 QO; QA А2 , W8 , W9 , W10 , Т6 , АТ2 . 8. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ 8.1. Составляем схему замещения Рис. 6 Схема замещения Схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ представлена на рис. 5. каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчёта. В схеме сопротивление дробное значение, где числитель – номер сопротивления, знаменатель – численное значение сопротивления. Определяем сопротивление схемы (рис. 5) при базовой мощности Sб =10000 МВА. Сопротивление генераторов G1 ; G2 ; G3 ; G4 ; G5 ; G6 . X1* =X2* = X3* =X4* =X5* =X6* = Для упрощения обозначенный индекс «*» опускаю подразумеваю, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям. Таким образом: X1 =X2 =0.1906× о.е. Х3 =Х4 =X5 =X6 =0.192× о.е. Сопротивление трансформаторов Т1 , Т2 – ТДЦ-400000/220 и Т3 , Т4 – ТДЦ-200000/220 Х7 =Х8 = Х9 =Х10 = Х7 =Х8 = о. е. Х9 =Х10 = о.е. Сопротивление трансформаторов Т5 , Т6 – ТДЦ-200000/110 Х11 =Х12 = Х11 =Х12 = о.е. Сопротивление линий электропередач W1 ,W2 . Х16 =Х17 =Худ ×l× Худ =0.32 Ом/км – удельное сопротивление ВЛ-220 кВ по уч. 1 стр. 130 Х16 =Х17 =0,32×100× о.е. Сопротивление АТ связи АТДЦТН-125000/220/110 Сопротивление в процентах ХТВ %=0,5(UкВ-Н +UкВ-С -UкС-Н )=0,5(45+11-28)=14 % ХТС %=0,5(UкВ-С +UкС-Н -UкВ-Н )=0,5(11+28-45)=-3 % ХТН %=0,5(UкВ-Н +UкС-Н -UкВ-С )=0,5(45+28-11)=31 % Сопротивление в о. е. Х13 = о. е. Х14 =0 т. к. ХТС % - отрицательное число Х15 = о. е. Сопротивление системы Х18 =Хс × о.е. 8.2. Упростим схему относительно точки КЗ К1 , результирующие сопротивление цепи генератора G1 Х19 =Х1 +Х7 =7,38+2,75=10,13 о. е. Х19 =Х20 =10,13 о. е. X19 =X20 =10.31 о. е. Х21 =Х3 +Х9 =15,36+5,5=20,86 о. е. Х21 =Х22 =20,86 о. е. X21 =X22 =20,86 о. е. Х23 =Х5 +Х11 =15,36+5,25=20,61 о. е. Х23 =Х24 =20,61 о. е. X23 =X24 =20,61 о. е. Результирующее сопротивление цепи однотипных генераторов G1 , G2 , G3 , G4 , G5 , G6 . Х26 = о. е. Х27 = о. е. Х28 = о. е. Объединяются генераторы G1 ,G2 , G3 , G4 . о. е. Х25 =Х16 //Х17 +Х18 = о. е. Получили схему замещения Рис. 7 Лучевая схема замещения Необходимо произвести разделение цепей связанных цепей КЗ т. к. через сопротивление (13) проходят токи от двух источников. Эквивалентное сопротивление Хэкв =Х29 //Х25 = о.е. Результирующие сопротивление Хрез =Хэкв +Х13 =1,9+5,6=7,5 о. е. Коэффициент распределение токов КЗ по связанным ветвям КЗ проверка: С1 +С2 =1 0,4+0,6=1 Результирующие сопротивление по связанным ветвям о. е. о. е. Рис. 8 Начальное значение периодической составляющей тока КЗ Ino = Где Х* - результирующие сопротивление ветви схемы Iб – базовый ток кА Ветвь энергосистемы Ino С = кА Ветвь эквивалентного источника G1-4 InoG 1-4 = кА Ветвь эквивалентного источника G5-6 InoG 5-6 = кА Суммарный ток ΣInoK 1 =Inoc +InoG 1-4 +InoG 5-6 =2.7+4.54+5,5=12,74 кА 8.3. Короткое замыкание в точке К2 (на выводе генератора G4 ) использую частично результаты преобразования предыдущую схему замещения для данной точки КЗ можно представить в виде, показанном на рис. 8. Рис. 9 Объединяю генераторы G1-2 -G3 в G1-3 о. е. Объединяю генераторы G1-3 c энергосистемой о. е. Рис. 10 Провожу разделение цепей для точки КЗ Определяю эквивалентное сопротивление Хэкв =Х28 //Х30 = о. е. Определяю результирующие сопротивление Хрез =Хэкв +Х10 =1,72+5,5=7,22 о.е. Определяю коэффициент распределения тока КЗ по ветвям проверка: С1 +С2 =1 0,16+0,84=1 Проверяю сопротивление ветвей с учётом распределения о. е. о. е. Определяю начальную периодическую составляющую тока КЗ в точке К2 по ветвям Ino = Где Х* - результирующие сопротивление ветви схемы Iб – базовый ток кА Ветвь генератора и энергосистемы (Ст-G1-3 ) Ino Ст- G 1-3 = кА Ветвь генератора G4 InoG 4 = кА Ветвь генератора источника G5-6 InoG 5-6 = кА Суммарное значение начальной периодической составляющей тока КЗ в точке К2 . ΣInoK1 =Ino Ст -G1-3 +InoG4 +InoG5-6 =72,3+10,5+13,8=126,6 кА 8.4. Ударный ток Определяем ударные коэффициенты для ветвей схемы замещения по [уч. 1 стр. 149 т. 3,7] и [уч. 1 стр. 150 т.3,8] Таблица 4 Точка КЗ Ветвь КЗ Та hy К1 СШ 110 кВ Система G1-4 G5-6 0,02 0,26 0,26 1,608 1,965 1,965 К2 ввод G4 Ст-G1-3 G5-6 G4 0,15 0,26 0,4 1,935 1,965 1,975 8.4.1. Ударный ток в точке К1 Где hy - ударный коэффициент iy с = кА iyG 1-4 = кА iyG 5-6 = кА Суммарное значение ударного тока в точке К1 кА 8,4,2 Ударный ток в точке К2 iy Ст- G 1-3 = кА iyG 5-6 = кА iyG 4 = кА Суммарное значение ударного тока в точке К2 кА 8.5. Определение токов для любого момента времени переходящего момента КЗ Значение периодической и апериодических составляющих тока КЗ для времени τ > 0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры. Расчётное время, для которого определяем точки КЗ выделяю как τ=tсв +0,01 сек где tсв – собственное время выключателя помечаю предварительно элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4 [по уч. 2 стр. 242] tсв =0,04 сек, тогда τ=0,04+0,01=0,05 сек. 8,5,1 Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1 согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)] Где е – функция определяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25] кА кА кА Суммарное апериодической составляющей кА 8.5.2. Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К2 согласно [уч. 1 стр. 113 (3,5)] Выключатель ЯЭ-220Л-11(21)У4 tсв =0,04 сек, тогда τ=0,04+0,01=0,05 сек. Где е – функция определяется по типовым кривым [уч. 1 стр. 151 р. 3,25] кА кА кА Суммарное апериодической составляющей кА 8.6. Определяю значение периодической составляющей тока КЗ момента времени τ методом типовых кривых [уч. 1 стр. 151 (3,44)рис. 3,26] Для этого предварительно определяю номинальный ток генератора. 8.6.1. Точка КЗ К1 Ветвь генератора G1-4 I`ном G 1-4 = I`ном G 1-4 = кА Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G1-4 в точке К1 к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4] кривая По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение: Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G1-4 к моменту времени τ будет: кА Ветвь генератора G5-6 I`ном G 5-6 = I`ном G 5-6 = кА Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G5-6 в точке К1 к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4] кривая По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение: Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G5-6 к моменту времени τ будет: кА Ветвь энергосистемы Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы рассчитывалось как поступающая в место КЗ от шин неизвестного напряжения. Inτc =Inoc =2.7 кА кА 8.6.2. определяю значение периодической составляющей тока КЗ К2 для момента времени τ=0,05 сек Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединённых к ней генераторов G1-3 рассчитывалось как поступающая в место КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное резертирующие сопротивление поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной Ветвь системы и присоединённых к ней генераторов Inτ Ст- G 1-3 =Ino Ст- G 1-3 =72,3 кА Ветвь генератора G1-4 I`ном G 1-4 = I`ном G 1-4 = кА Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G1-4 в точке К1 к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4] кривая По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение: Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G1-4 к моменту времени τ будет: кА Ветвь генератора G5-6 I`ном G 5-6 = I`ном G 5-6 = кА Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G5-6 в точке К1 к номинальному току [уч. 1 стр.152 прим.3,4] кривая По данному соотношению и времени τ=0,05 сек определяю с помощью кривых [уч. 1 стр. 152 рис. 3,26] отношение: Таким образом, периодическая составляющая от генераторов G5-6 к моменту времени τ будет: кА кА 8.7. Расчётные токи КЗ Таблица 5 Точка КЗ Ветвь КЗ Ino ; кА iy ; кА iaτ ; кА Inτ ; кА 1 2 3 4 5 6 К1 СШ 110 кВ Система G1-4 G5-6 2,7 4,54 5,5 12,74 6,14 12,62 15,29 34,05 0,57 5,78 7 13,35 2,7 4,4 4,95 12,05 1 2 3 4 5 6 К2 ввод G4 Ст-G1-3 G5-6 G4 72,3 13,8 40,5 126,6 197,9 38,4 113,1 349,4 76,7 17,6 51,6 145,9 72,3 13,11 34,42 119,83 9. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ 9.1. Выбор системы шин 110 кВ шины выполняются голыми сталеалюминевыми проводами марки АС Условия выбора: Imax ≤Iном ;Iном =Imax Iном = Iном = А Выбираю: 2×АС – 300/66 [по уч. 1 стр. 624], Iдоп =2×680=1360 А Имеем Imax =656,1А<1360А=Iдоп 1. На термическую стойкость проверка не проводится т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. 2. Проверку на коронирование не проводим т. к. провод выбран с учётом коронирования. 3. Проверку на электродинамическую стойкость не проводят т. к. Ino =10,8<20 кА. 9.2. Выбор ошиновки 110 кВ. Выполняются таким же проводом, с тем же сечением, что и СШ 110 кВ. qэ = мм2 где Iэ =1 А/мм2 при Тmax =6000 принимаю два провода в фазе АС-300/66 наружный диаметр – 24,5 мм, допустимый ток 2×680=1360 А Imax =656,1А<1360А=Iдоп 9.3. выбор связи между генератором и трансформатором, цепь выполняется комплектным пофазно-экранированным проводом Условия выбора: Uном ≥Uден ;Iном ≥Imax Условия проверки: iy ≤iдин Расчётные токи продолжительных режимов а) Нормальный: Iнорм =Iном = Iнорм =Iном = А б) Выбор провода АС по условию с учётом рекомендаций ПУЭ на отсутствие короны. Условия выбора Imax <Iдоп Принимаю: 2×АС-400/22 q=2×400=800 мм2 >qэ =787 мм2 Iдоп =2×830=1660 А>Imax =787 А 9.4. Выбор выключателей и разъединителей СШ 110 кВ Расчётно тепловой импульс: Вк рас =Iпо 2 ×(tотк +Та ) tотк =0.1-0.2 – зона 1 [по уч. 1, стр. 210 р. 3,61] Та =0,14 - [по уч. 1, стр. 190] Вк рас =12,742 ×(0,2+0,14)=55,19 кА2 ×сек Дальнейший расчёт сведён в таблицу 6 Таблица 6 Расчётные данные Исходные данные выключатель ЯЭ-110Л-23(13)У4 разъединитель РНД-110У/2000У1 1) Uуст =110 кВ 2) Imax =656,1 А 3) Iпτ =12,05 кА 4) iаτ =14,69 кА 5) Iпо =12,74 кА 6) iу =31,73 кА 7) Bк рас =55,19 кА2 ×сек 1) Uном =110 кВ 2) Iном =1250 А 3) Iном отк =40 кА 4) iном отк = ×Iном ×βн = = ×40×0,3=16,97 кА 5) Iдин =50 кА 6) iдин =125 кА 7) Bк зав =I2 тер ×tтер = =502 ×3=7500 кА2 ×с 1) Uном =110 кВ 2) Iном =2000 А 3) 4) 5) 6) iдин =100 кА 7) Bк зав =I2 ×tтер = =402×3=4800 кА2 ×с βн =30% для τ=0,01+tc .в. =0,01+0,04=0,05 сек [по уч.1. стр. 296 рис. 4,54] 9,5 Выбор ТТ и ТН Рис. 11 Тип ТТ выбирается по более нагруженному присоединению например тупиковая ВЛ. Определяется мощность приборов подключённых к более нагруженному ТТ – см. таблицу 7. Нагрузка ТТ 110 кВ Таблица 7 Прибор Тип прибора Нагрузка фаз (В×А) А В С 1) Амперметр Э - 350 0,5 0,5 0,5 2) Ваттметр Д - 304 0,5 0,5 3) Ваттметр Д - 345 0,5 0,5 4) Счётчик активной энергии САЗ – И 670 2,5 2,5 5) Счётчик реактивной энергии СР4 – И676 2,5 2,5 Итого: 6,5 0,5 6,5 Sприб =6,5 ВА – полная мощность приборов более нагруженной фазы. Сопротивление приборов: rприб = =0,26 Указание: тип приборов и потребляемая мощность обмоток см. [1, стр.635-636] ТТ=5 А – вторичный номинальный ток ТТ серии ТФЗМ 110Б – 1 [2, стр. 306 табл. 5, 9] Допустимое сопротивление проводов rпров =r2ном - rприб - rк =1,2-0,26-0,1=0,84 Ом r2ном =1,2 Ом – вторичная номинальная нагрузка в Омах ТФЗМ 110Б – 1 в классе точности 0,5 который необходимо иметь при подключении счётчиков [2, стр. 306, таб. 5,9] Определение требуемого сечения соединительных проводов. Используется контрольный кабель с медными жилами (ρ=0,0175 ОМ/м – удельное сопротивление) т. к. на электростанции установлены генераторы мощностью более 100 мВт; соединение обмоток ТТ – «звезда», поэтому Iрасч =L=100 км [1, стр. 374-375 рис. 4] qтреб > q× =0,0175× =3,125 мм2 Рекомендуется принимать сечение для медных жил (2,5 - 6) мм2 , поэтому принимается кабель с жилами q=3.5 мм2 . Уточняется сопротивление проводов и вторичная нагрузка ТТ rпров = =0,0175× =0,5 Ом r2 =0.26+0.5+0.1=0.86 Ом Выбираю - ТТ 110 кВ ТФЗМ 110Б – III Таблица 8 Расчётные данные Каталожные данные Uуст =110 кВ Uном =110 кВ Imax =656 А Iном =100 А iу =46,71 кА iдин =30 кА Bк расч =55,19 кА2 ×с Bк зав =I2 тер ×t тер = r2 =0,86 Ом r2 ном =1,2 Вк рас =12,742 ×(0,2+0,14)=55,19 кА2 ×сек Выбор ТН 110кВ Таблица 9 Приборы Тип прибора S одной обмотки Число обмоток Число приборов Потребляемая мощность Рприб Qприб Вольтметр реги- страционный Н-394 10 1 2 0,1 20 Частотомер реги- страционный Н-397 7 1 2 0,1 14 Вльтметр Э-335 2 1 2 0,1 4 Частотомер Э-362 1 1 2 0,1 1 Ваттметр Д-304 2 2 8 0,1 32 Ваттметр Д-345 2 2 8 0,1 32 Счётчик активной энергии САЗ-И/ /670 1,5 2 7 0,925 0,38 21 51 Счётчик реактив- ной энергии СР-4/ /676 3 2 7 0,925 0,38 42 102 166 153 Q=P×tgφ= =21× =51 Вар Суммарная вторичная нагрузка ТН S2∑ = =225,7 ВА По каталогу [2, стр.336, табл. 5,13] принимаем ТН типа НКФ – 110 – 83У1 кВ, имеющий в классе точности 0,5 Sном =400 ВА. Имеем: S2∑=225,7 ВА < Sном =400 ВА, что означает, что выбранный ТН будет работать в классе 0,5, который необходимо иметь при подключении счётчиков. Таблица 10 Прибор Тип прибора Нагрузка фаз (В×А) А В С 1) Амперметр Э - 335 0,5 0,5 0,5 2) Амперметр регистрирующий Н-393 - 10 - 3) Ваттметр Д - 335 0,5 - 0,5 4) Ваттметр регистрирующий Н-395 10 - 10 5) Ваттметр Д-335 0,5 - 0,5 6) Счётчик активной энергии САЗ-и-681 2,5 - 2,5 Итого: 14 10,5 14 Ом R2 =Rпров +Rприб +Rк =0,2+0,56+0,1=0,86 Ом Где Ом I2ном – вторичный номинальный ток ТТ серии ТШ-20-10000/5 со встроенным токопроводом А А Imax =9590,6 А<10000 А=Iном Принимаю ТТ, выбор которого представлен в таблице 11. Токопровод ГРТЕ-20-10000-300 Таблица 11 Расчётные данные Каталожные данные: ТШ-20-10000/5 Uуст =10,5 кВ Uном =10,5 кВ Imax =9590,6 А Iном =10000 А iу =349,4 кА не проверяется Bк расч =5449,4 кА2 ×с Bк зав =I2 тер ×t тер =1602×3=76800 r2 =0,86 Ом r2 ном =1,2 Вк рас =126,62 ×(0,2+0,14)=5449,4 кА2 ×сек Rпров =R2ном -Rприб -Rк =1,2-0,56-0,1=0,54 Ом Выбор ТН 10,5 кВ Таблица 12 Приборы Тип прибора Мощ. одной обмотки Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Общая мощ. Р Q Вольтметр Э-335 2 1 1 0 1 2 - Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 2 6 - Варметр Д-335 1,5 2 1 0 1 3 - Счётчик активной энергии И-680 2 2 0,38 0,925 1 4 9,7 Датчик активной энергии Е-829 10 - 1 0 1 10 - Вольтметр регистрирующий Н-344 10 1 1 0 1 10 - Датчик реактивной мощности Е-830 10 - 1 0 1 10 - Ваттметр регистрирующий Н-348 10 2 1 0 1 20 - Частотомер Э-372 3 1 1 0 2 6 - Итого: 71 9,7 Суммарная вторичная нагрузка ТН S2∑ = =71,66 ВА По каталогу принимаю ЗНОМ-15-63УII для которого Sном =75 ВА в классе точности 0,5 необходимо для подключения к счётчика. Имею: S2∑ ==71,66 ВА<Sном =75 ВА 10. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ 10.1. СШ 220 кВ А Выключатель: Элегазовый ЯЭ-220Л-11(21)У4 Uном =220 кВ Iномвык =1250 А>Iном =677,9 Iномотк =40 кА Iдим =40 кА iу =100 кА Iт 2 ×tт =502 ×3=7500 кА2 ×сек Разъединитель: РНД-220/1000 Uном =220 кВ Iном