8 Электрическая часть станции

     В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 110 кВ.

     Генераторы станции № 1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. № 5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и  генератор ст. № 4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

     Общие данные по генератором и трансформаторам АПК ТЭЦ-2 представлены ниже в таб.1-3

     8.1 Рассчитать и построить график активной, реактивной и полной (кажу-щейся) мощностей, передаваемых в систему.

                                                  S=,                                                        (8.1)

где Р–активная мощность, из годового графика нагрузки, МВт;

      Q–реактивная мощность.

                                            Q=Р*tg=Р*0,75,                                                    (8.2)

где tg  определяется по значению соs, которые должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя (соs=0,8), откуда tg=0,75;

       S–полная мощность.

Таблица 8.1

     Учитывая значимость ТЭЦ в энергосистеме принимаем главную схему с блочным соединением генераторов с повышающими трансформаторами (без поперечной связи на генераторном напряжении), с параллельной работой генераторов на высшем напряжении 110 кВ по схеме с двумя рабочими (1 СШ, 2 СШ) и одной обходной (ОСШ) системами шин на стороне ВН с ОРУ – 110 кВ.

     В целях ограничения токов КЗ системы шин секционированы на 2 секции (1 С 1 СШ, 1 С 2 СШ, 1 С ОСШ и 2 С 1 СШ, 2 С 2 СШ, 2 С ОСШ). Секции рабочих шин соединены секционными выключателями (QB–1 и Q–2), рабочие системы шин соединены разьединителями, обходная система шин соединена с рабочей шинообходными выключателями (ШОВ – 1, ШОВ – 2). Секции обходной системы шин соединены секционными разьединителями (QS ОСШ).

     В данной схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разьединителей, что позволяет осуществлять работу на любой системе шин.

     Для большей надежности электроснабжения в цепях генератора устанавливаются выключатели (генераторный выключатель QG).

    Питание собственных нужд (СН) и незначительной нагрузки 6 – 10 кВ осуществляется отпайкой от генераторного напряжения через трансформаторы СН и КРУ 6,3 кВ.

Рисунок 8.1-График активной, реактивной и полной мощности передаваемой в систему.

     8.2 Выбор мощности и типов основных трансформаторов (автотрансфор-маторов). Выбор числа, мощности и  типов трансформаторов собственных нужд.

     Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом потребителя СН.

                                   SТР=,                                          (8.3)

где РГ–активная мощность генератора, МВт;

      РСН–активная мощность СН, МВт;

      QГ и QСН–реактивные мощности генератора и СН, МВар.

     Расход СН принимаем РСН%=15%

а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ – 120 – 2  (станци-онные1,2,3)

                       (8.4)

                                           8–14 %=10 %                                            (8.5)

                                    .                           (8.6)

мощность отдаваемая с шин станции (1998г.) РУСТСТАНЦ. =510 МВт, установ-ленная мощность генераторов станции проектная.

                                   QСН=РСН*tg=8,0*0,75=6,0 Мвар;                                (8.7)

                                      QГ=РГ*tg=100*0.75=75 Мва.                                   (8.8)

Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,                 S       SТР==.

б) Для генератора ТВФ–63–2 (станционный 4):

                                 РСН=0,08*РУСТ=08*63=4,9333 МВт;                                 (8.9)

                                QСН=РСН*tg=4,933*0,75=3,699 Мвар;                           (8.10)

                                      QГ=РГ*tg=63*0,75=47,25 Мвар.                             (8.11)

     Определяем полную мощнось блочного трансформатора

SТР==.

в) Для генератора ТВФ–110–2 (станционные 5 и 6):

                              РСН=0,08*РУСТ=0,08*110=8,8 МВт;                                  (8.12)

                                QСН=РСН*tg=8,8*0,75=6,6 Мвар;                                   (8.13)

                              QГ=РГ*tg=110*0.75=82,5 Мвар.                                      (8.14)

     Определяем полную мощность блочного трансформатора:

SТР==.

Выбор осуществляем по условию SТРРАСЧSном

а) SТРРАСЧ=115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ–125000/110: SНОМТР=125 МВА; UВН=121±2*2,5% кВ; UНН=10,5 кВ.

б) SТРРАСЧ=72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ–80000/110:

SНОМТР=80 МВА, UВН=115±2*2,5% Кв, UНН=10,5 кВ.

в) SТРРАСЧ=126,5 МВА с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа трансформаторов по ГОСТ–14209–85* примем КП.СИСТ=1,12; SТР МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ–125000/110.

     Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

     ТСН выбираем по критерию:

б)      SСНТР-РА=РСН max*КС,                                                                                 (8.15)

где РСН max –мощность затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для случая

а)      РСН max=0,1*РНОМГЕН =0,1*100=10 МВт;                                                 (8.16)

б)      РСН MAX =0,1*РНОМ ГЕН =0,1*63=6,3 МВт;                                               (8.17)

в)      РСН=11 МВт.                                                                                            (8.18)

где КС–коэффициент спроса (для пылеугольных станций КС=0,8.

а)     SСН =10*0.8=8 МВ*А;                                                                             (8.19)

б)     SСН =6,3*0,8=5,04 МВ*А;                                                                        (8.20)

в)     SСН =11*0,8=8,8 МВ*А.                                                                           (8.21)

     В целях унификации оборудования и в силу того, что значения мощностей лежат в непосредственной близости друг от друга, примем тип и мощность трансформатора по большей мощности для всех блоков. Такой мощностью является 8,8 МВА.

     Так же принимаем во внимание ВН (в нашем случае генераторное 10,5 кВ) и НН-UНН=6,3 кВ; SНОМ=25 МВ*А; с расщипленной обмоткой НН (для ограничения токов КЗ), ТРДНС–25000/10. Кроме того возможна установка двух  трансформаторов для резервирования СН, мощность (суммарная) которая определяется из условия 1 штуки на 9 устанавливаемых однофазных единиц.

     Отсюда при 6 трёхфазных установочных трансформаторах на генераторном напряжении и на ВН–110 кВ, необходимо взять два трансформатора резервирования СН типа  ТРДН мощностью 32 МВА и 40 МВА.

        8.3 Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ.

     Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи КЗ.

Рисунок 8.2-Общая электрическая схема замещения .

Рисунок 8.3

Связь с энергосистемой осуществляется по схеме «блок генератор–трансформатор» через ОРУ–110 кВ с двумя рабочими и обходной системами шин. На генераторном напряжении установлены выключатели генераторного напряжения 10.5 кВ.

Результирующая индуктивное сопротивление энергосистемы, включая эквивалентное сопротивление главной схемы АТЭЦ-2, по данным ремонтной службы «Алматыэнерго» на первый квартал 1996 года, хРЕЗ=2.591 Ом;

rРЕЗ=0.214 Ом, т.е. хСИСТ=4.97 Ом.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Принимаем:

а) базовая мощность SБ=1000 МВ*А

б) базовый ток

в) базовое напряжение для К1 UСР=115 кВ

Сопротивления генераторов G1, G2, G3:

                                х1=х2=х3=хd*(ном)*                      (8.22)

где хd- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси.

Сопротивление генератора G4:

                                                  х4=                                         (8.23)

Сопротивления генераторов G5, G6:

                                              х5=х6=                                      (8.24)       

Сопротивления трансформаторов 1GT, 2GT, 3GT, 5GT, 6GT:

                       х7 = х8 = х9 = х11 = х12 =               (8.25)

Сопротивление трансформатора 4GT:

                                                 Х10=                                        (8.26)

     Сопротивление энергосистемы: хс=4,97 Ом, в относительных единицах: х*С=, в именованных :

                                  (8.27) 

тогда ,отсюда в относительных единицах

                                           х*С=                                 (8.28)

где SК–мощность КЗ энергосистемы, МВ*А.

Свёртываем схему замещения относительно точки КЗ (К1):

                                                                                   Х14 = (х1 + х7) // (х2 + х8) // (х3 + х9) =

                                                                                      =          (8.29)

                                                                                   Т.к. (х1 + х7) = (х2 + х8) = (х3 + х9)       (8.30)

                                                                             То х14 =       (8.31) 

                     Рисунок 8.4

Результирующее сопротивление цепи генератора G4:

                                            х15=х4+х10=1,86+1,33=3,19                                   (8.32)

Результирующее сопротивление цепи генераторов G5 и G6:

                                                 Х16=(х5+х11)/(х6+х12);                                       (8.33)

т.к. (х5 + х11)=(х6 + х12), то

                                 Х16=0,5*(х5 + х11)=0,5*(1,37+0,86)=1,12                         (8.34)

Результирующее сопротивление ветви  энергосистемы (шин неизменного напряжения) хС=0,38 (знак*опущен здесь и далее).

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

                                                          IПО=                                                (8.35)

Значения токов по ветвям генераторов G1, G2, G3:

                                        IПО=                             (8.36)

Генератора G4:

                                       IПО=                              (8.37)

Генераторов G5, G6:

                                          IПО=                               (8.38)

Энергосистемы:

                                       IПО=                            (8.39)

Суммарный ток периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный момент времени:

                                   IПО К1=7,09+1,70+5,06+13,21=27,06 кА                        (8.40)

Ударный ток (iу)

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01с после начала процесса КЗ. Относительное название ударного тока, обозначается (iу) и определяется для момента времени t=0,01с.

                                                  iу =IПТ+Iпм*(1+                                        (8.41)

или

                                                          iу =Iпм*КУ                                                                            (8.42)

так как

                                            Iпм=IПО*=IПТ*=const                                   (8.43)

Тогда,

                                         Iу=КУ*IПТ*=КУ*IПО*, кА                               (8.44)

где КУ=(1+-ударный коэффициент затухания апериодической состав-ляющей, зависящий от постоянной времени КЗ (Та).

        IПТ–значение периодической составляющей в любой момент времени.

        Iпм–амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ.

        Та =-постоянная времени тока КЗ.

Для упрощения расчётов воспользуемся средними значениями Та и КУ и определим ударные токи по ветвям:

а) генераторов G1, G2, G3 (блоки турбогенератор–повышающий трансформатор при мощности генераторов 100-200 МВт, Та=0,26с, КУ=1,965).

                                           iу=1,965*7,09*=19,70 кА                                 (8.45)

б) генераторы G4 (блок турбогенератор 60 МВт–повышающий трансформа-тор на стороне ВМ при UГЕН=10,5 кВ, Та=0,15с, КУ=1,935).

                                            iу=1,935*1,70*=4,65 кА                                  (8.46)

в) генераторов G5 и G6 (Та=0,26с, КУ=1,965).

                                          iу=1,965*5,06*=14,06 кА                                  (8.47)

г) энергоситсемы (Та=0,025с, КУ=1,662).

                                          iу=1,662*13,21*=31,04 кА                                (8.48)

Суммарный ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:

                                 iу К 1=19,70+4,65+14,06+31,04=69,45 кА                        (8.49)

апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:

                                                                         (8.50)

где -время отключения КЗ, определяется по времени действия основных релейных защит (tРЗ) и полному времени отключения (tОТК.В)

Для выключателей ОРУ–110кВ, tОТК.В=0,08с.

Так как расчёт ведём по максимальному значению тока КЗ (IПТ=max) то,                            tРЗ=0,01с,

тогда

                                    =tОТК =tОТК.В+tРЗ=0,08+0,01=0,09 с.                            (8.51)

Апериодическая составляющая тока КЗ от:

а) генераторов G1, G2, G3 (Та=0,26с).

                                                                             (8.52)

б) генераторы G4 (Та=0,15с).

                                                                               (8.53)

в) генераторов G5 и G6 (Та=0,26с).

                                                                             (8.54)

г) энергоситсемы (Та=0,025с).

                                                                                (8.55)

суммарное значение:

                                 iа=7,093+1,320+5,062+5,100=18,575 кА                       (8.56) 

Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в точке К1:

а) генераторов G1, G2, G3:

IПОГ =7,09 кА,

                                IНОМ=                    (8.57) 

по кривым имеем , а следовательно

                                      IП=0,875*IПО=0,875*7,09=6,20 кА                            (8.58)

б) генератор G4

IПО =1,70кА,

                                          IНОМ                                  (8.59)

отсюда имеем , а следовательно

                                        IП=0,83*IПО=0,83*1,70=1,41 кА                              (8.60)

в) генераторов G5 и G6.

IПО =5,06кА,

                                           IНОМ=                                 (8.61)

отсюда имеем , а следовательно

                                        IП=0,86*IПО=0,86*5,06=4,35 кА                              (8.62)

г) энергоситсемы: (ток поступающий от шин неизменного напряжения принимается неизменным во времени )

                                                    IП=IПО=13,21 кА                                           (8.63)

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 для момента времени: t==0.09 c

                                   IП=6.20+1.41+4.35+13.21=25.17 кА                            (8.64)

Импульс квадратичного тока КЗ  (для оценки термической стойкости оборудования)

                         ВК=IПО2*(tОТК+Та)=27,062*(0,17+0,14)=227 кА2*с,               (8.65) 

где

IПО К1=27,06 кА,

tОТК=tРЗ+tОТК.В=0,17 с,

Та=0,14 с

Значения расчетных токов КЗ сведем в таблицу 8.5.

8.4 Расчет трехфазного тока КЗ в точке К2 (на генераторном напряжении 10.5 кВ генератора G4).

Схема замещения для определения тока КЗ в точке К2 с учетом частичного использования результатов преобразования предыдущего расчета.

Генераторы G1, G2, G3 и G5, G6 находятся на значительной электрической удаленности от места КЗ, поэтому для упрощению расчетов можно их включить в состав ветви системы, соответственно скорректировать её сопротивление.

Сопротивление эквивалентной ветви:

                             (8.66)

Таким образом, к точке КЗ

ток поступает от шин

неизменного напряжения

и от генератора G4.

1) Ток КЗ от генератора G4:

         (8.67)

                                                                                                Рисунок 8.5

где

(8.68)

базовое значение тока при среднем

напряжении в точке КЗ UСР К2=10.5 кВ

           (8.69)

                                                                                      Рисунок 8.6

Конечная схема замещения:

Сопротивление результирующей ветви:

х18 = хРЕЗ

хРЕЗ = х18 = х17 + х10 = 0.209 + 1.33 = 1.539   (8.70)

Суммарный ток эквивалентного источника:

  (8.71)                                    

                                                                                           Рисунок 8.7 

Суммарное значение периодической составляющей в точке КЗ К2 в начальный момент времени:

                                  IПО К2=31,94+35,74=67,68 кА                                         (8.72)

2) Ударный ток КЗ в точке К2

                                                                         (8.73)

а) на ветви генератора G4: Та=0,222; КУ=1,955

                                                                            (8.74)

б) на ветви генераторов G1, G2, G3, G5, G6 система, связанная с точкой К3 10,5 кВ через трансформаторы еденичной мощности 80 и выше МВА ТаСР=0,11; КУ СР=1,9.

                                                                                (8.75)

Суммарный ударный ток в точке К2:

                                        iУ К2=88,31+96,03=184,34 кА                                   (8.76)

3. Апериодическая составляющая тока КЗ:

                                                                           (8.77)

     Для выключателей генераторного напряжения при мощности генератора 60 и выше Мвт =tОТК=4 сек (по времени действия резервной защиты), тогда по ветвям:

а) генератора G4: Та=0,222 с.; =0,09; IПО=31,94 кА.

                                                                          (8.78)

б) эквивалентной системы: Та=0,11 с.;=0,09; IПО=35,74 кА.

                                                                          (8.79)

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в в точке К2:

                                            iа К2=30,11+22,30=52,41 кА.                                (8.80)

4. Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в К2

Если =0.4 с., то

а) по ветви генератора G4:

Iпог=31,94 кА

                                                                                  (8.81)

                                                                                                (8.82)

                                                            (8.83)

б) по ветви эквивалентной системы:

Iпос=35,74кА

                                                    (8.84)

                                                      (8.85)

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2 для времени =0.4 с.:

                                        IП К2 =17,89+35,74=53,63 кА.                                 (8.86)

5. Импульс квадратичного тока

                                               ВК=IПО2*(tОТК+Та) кА2*с                                    (8.87)

IПО К2=67,68 кА; tОТК=4 с.; Та=0,185 с.

Тогда                           

                                     ВК=67.682*(4+0.185)=19170 кА2 *с                            (8.88)

Значения расчетных токов сведем в таблицу.

Таблица 8.5- Сводная таблица токов КЗ.

Продолжение таблицы-8.5

        8.5.Выбор коммутационной аппаратуры.

Выбор выключателей и разъеденителей производится по важнейшим параметрам:

-по напряжению установки UУСТUНОМ

-по длительному току IНОРМ IНОМ; IМАХIНОМ

-по отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения по условию

                                                     IПIОТК.НОМ; кА.                                           (8.89)

б) возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

                                        iаiа НОМ = , кА.                                (8.90)

где iа НОМ-номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

      Н-нормированное значение содержания  апериодической составляющей в отключаемом токе, % по каталогам,

      iа-апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов , кА,

      -наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, =tЗ.МИН+tС.В., с,

      tЗ.МИН =0,01 с.-минимальное время действия релейной защиты,

      tС.В.-собственное время отключения выключателя, с.

Если условия IП IОТК.НОМ соблюдаются, а iа а.НОМ, то допускается производить проверку, по отключающей способности, по полному току КЗ:

                               (*IП  +iа)*IОТК.НОМ*(1+).                                (8.91)

-по включающей способности:

                                                            iУiВКЛ,                                                   (8.92)

                                                           IПОIВКЛ.                                                                              (8.93)

где iУ - ударный ток КЗ в цепи выключателя,

      IПО - начальное значение периодической составляющей, кА,

      IВКЛ - номинальный ток включения выключателя (действующее значение периодической составляющей), кА,

      iВКЛ - наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами изготовителями соблюдается условие:

                                                    iВКЛ=КУ**IВКЛ.                                          (8.94)

где КУ=1,8-ударный коэффициент нормированный, для выключателей.

Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы КУ может быть более 1,8 на электродинамическую стойкость вы-ключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

                                                            IПОIДИН,                                                 (8.95)

                                                            iУiДИН.                                                   (8.96)

где iДИН - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу,

      IДИН-действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны в предыдущем пункте на термическую стойкость выключа-тели проверяются по тепловому импульсу тока КЗ:

                                                ВКIТЕР2*tТЕР, кА2*с.                                         (8.97)                                

где ВК - тепловой импульс тока КЗ по расчету;

      IТЕР - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу, кА;

      tТЕР - длительность протекания тока термической стойкости (по катало-гу),с.

        8.6 Выключатели на генераторном напряжении.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи генератора определяется по формулам:

                                                                        (8.98)

                                                                        (8.99)

Для генераторов G1, G2, G3:

                                                                          (8.100)

                                                                     (8.101)

Для генератора G4:

                                                                          (8.102)

                                                                     (8.103)

Для генераторов G5, G6:

                                                                          (8.104)

                                                                     (8.105)

Остальные расчетные токи принимаем из сводной таблицы токов КЗ для точки К2: IПО=35,74 кА; IП=35,74 кА; iУ=96,03 кА; iа =22,30 кА.

                                       ВК=35.742*(4+0.2)=5135 кА2 *с.                             (8.106)

В целях взаимозаменяемости и унификации применяемого оборудования устанавливаем на всех генераторах однотипные выключатели по параметрам генераторов G5 и G6. Выбираем выключатель масляный ВГМ-20-90/11200 У3 (выключатель генераторный масляный, 20 кВ, номинальный ток отключе-ния 90 кА, для умеренного климата, закрытой установки). Разъединитель РВРЗ-20-8000.

Таблица 8.6- Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на генераторном напряжении 10,5 кВ.

Выбор выключателя и разъединителя обусловлен величиной длительно допустимого тока 11200=IНОМIMAX.РАСХ=7958 А.

Выключатели и разъединители в схеме сборных шин ОРУ–110 кВ (в цепи блока генератор–трансформатор).

Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор–трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора (генераторы G5 и G6 ТВФ-110-2ЕУ3 единичной мощностью S=137,5 МВ*А):

                         IНОРМ =IНОМ. Т = А,                        (8.107)

                                IMAX(1,3–1,4)*IНОМ.Т 939 А.                    (8.108)

Расчётные токи КЗ принимаем с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах (точка К1): IПО=27,06 кА; Iп=25,17 кА; iУ =69,45 кА; iА=18,57 кА.

                                 BК=27,062*(0,17+0,14)=227 кА2*с                     (8.109)

Выбираем масляный баковый выключатель типа У-110-2000-40У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 А, ток отключения 40 кА, для умеренного климата, открытой установки). Привод к выключателю ЩПЭ–44У1.

Выбираем по каталогу разъединитель типа РНДЗ–2–110/2000 У1 (разъединитель наружной установки, двухколонковый, с двумя заземляющи-ми ножами, на 110 кВ, 2000 А). Привод ПРН–110 М. Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Таблица 8.7 - Таблица расчетных и каталожных данных  для выключателя и разъе-динителя 110 кВ.

     Продолжение таблицы 8.7

        8.7 Выбор шин РУ на генераторном напряжении.

Ошиновка в цепи генератора ТВФ – 63 – 2 (станционный–4).

Исходные данные:

UНОМ=10,5 кВ;

Тmax5000 час;

TСР.МЕС=+23,30С (Алматы)

Таблица8.8- Значения токов КЗ.

Выбор производим по допустимому току (на нагрев)

Наибольший ток в цепи генератора :

                                     (8,110)

Выбираем комплектный по фазноэкранированный токопровод. Вбираем ТЭК–20/7800 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 6800 А; электродинамическая стойкость главной цепи 250 кА.

Проверяем токопровод: 4558=ImaxIДОП=6800 А. Токопровод принимается.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибким проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока IЭ=1 А*мм2

                                         qЭ= мм2                                           (8.111)

Принимаем провод марки ЛС 600/72, допускаемый ток IДОП=1050 А

Проверяем провод по допустимому длительному току (на нагрев)

Imax=722 AIДОП =1050 А

Проверку на термическое действие тока не производим  (голые провода на открытом воздухе).

Проверку на коронирование не производим, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение по условию короны для воздушных линий 110 кВ равно 75 мм2.

Окончательно принимаем связь блочного трансформатора со сборными шинами ОРУ–110 кВ проводом АС 600/72.

Сборные шины ОРУ–110 кВ и токоведущие части в блоке от сборных шин до выводов блочного трансформатора.

Выбор сборных шин токи КЗ на шинах IПО=27,06 кА; iу=69,45 кА; генератор ТВФ 110–2 ЕУ 3; SНОМ=137,5 МВА (трансформатор ТДЦ – 125000/110 ); max = 6000 час . Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (ПУЭ п.1.3.28), принимаем сечение по допустимому току (на нагрев) при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, блок генератор– трансформатор G5, SНОМ=137,5 МВ*А.

                     (8.112)

Принимаем провод марки АС–600/72; q=580 мм2; d=33.2 мм.,IДОП=1050 А.

Фазы расположены горизонтально с расстояниями между фазами 300 мм.

Так как IПО3=27,06 кА20 кА необходима проверка на схлёстывание. Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ (IКЗ(2)) заданием на дипломный проект не предусматривается. Поэтому проверку не проводим. Допустимые сближения в свету между соседними фазами для токопроводов генераторного напряжения аДОП=0,2 м, для ОРУ–110 кВ–0,45 м. Проверка на термическое действие К3 не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования 1,07*Е0,9*Е0 не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм2, т.е. провода больших сечений по условиям короны проходят.

        8.8 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Трансформаторы тока и напряжения в цепи генератора ТВФ–63–2 (станционный 4).

Исходные данные:

Uном=10,5 кВ,

Imax =4558 А,

iу=96,03 кА,

ВК=5135 кА2 *с.

Так как токопровод выполнен комплектным токопроводом ТЭКМ –20/7800, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШВ 15–6000-0,5/10Р;  r2НОМ=1,2 Ом; КТЕР=20; tТЕР=3 с.

Таблица 8.10- Вторичная нагрузка трансформатора.

Из таблицы 8.10 видно , что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

                                       RПРИБ= Ом                                      (8.113)

Допустимое сопротивление приборов:

                               rПР=Z2НОМ-rПРИБ–rК=1,2–0,56–0,1=0,54 Ом.                    (8.114)

Для генератора G3 МВт принимается кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина l=60 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lРАСЧ=l, тогда сечение

                                                                       (8.115)

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 4 мм2. В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06–1093. Проверяем его по вторичной нагрузке. Подсчёт нагрузки сведём в таблицу:

Вторичная нагрузка

                              S2=                        (8.116)

Трансформатор ЗНОЛ.06-1093 имеет номинальную мощность 75 ВА, класс точности 0,5. Таким образом

                                         S2=71,65SНОМ=3*75=225 ВА                             (8.117)

Трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Таблица 8.11- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения .