6.1 Выбор числа, мощности и типов трансформаторов собственных нужд
Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом потребителя СН.
S_ТР= , МВА
Р_Г–активная мощность генератора, МВт

Р_СН–активная мощность СН, МВт

Q_Г и Q_СН–реактивные мощности генератора и СН, МВар

Расход СН принимаем Р_СН%=15%

а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ – 120 – 2 (станционные 1,2,3)

Р_УСТ^СТАНЦ. =510 МВт, установленная мощность генераторов станции проектная.
Q_СН=Р_СН*tg=8.0*0.75=6.0 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=100*0.75=75 Мвар
Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,
S_ТР= =
б) Для генератора ТВФ–63–2 (станционный 4):
Р_СН=0,08*Р_УСТ=08*63=4,9333 МВт

Q_СН=Р_СН*tg=4,933*0.75=3,699 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=63*0.75=47,25 Мвар
Определяем полную мощность блочного трансформатора
S_ТР= =
в) Для генератора ТВФ–110–2 (станционные 5 и 6):
Р_СН=0,08*Р_УСТ=0,08*110=8,8 МВт

Q_СН=Р_СН*tg=8,8*0.75=6,6 Мвар

Q_Г=Р_Г*tg=110*0.75=82,5 Мвар
Определяем полную мощность блочного трансформатора:
S_ТР= =
Выбор осуществляем по условию S_ТР^РАСЧS_КОН

а) S_ТР^РАСЧ=115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ–125000/110: S_НОМ^ТР=125 МВА, U_ВН=121±2*2,5% кВ, U_НН=10,5 кВ

б) S_ТР^РАСЧ=72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ–80000/110 S_НОМ^ТР=80 МВА, U_ВН=115±2*2,5% Кв, U_НН=10,5 кВ

в) S_ТР^РАСЧ=126,5 МВА с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа трансформаторов по ГОСТ–14209–85* примем

К_{П СИСТ}=1,12; S_ТР МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ–125000/110.

Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

ТСН выбираем по критерию:
S_СН

---

^ТР-РА=Р_Снmax*К_С, МВ*А
Р_Снmax–мощность затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для случая

а) Р_{СН max}=0,1*Р_НОМ^ГЕН =0,1*100=10 МВт;

б) Р_{СН MAX} =0,1*Р_НОМ ^ГЕН =0,1*63=6,3 МВт;

в) Р_СН=11 МВт.

К_С–коэффициент спроса (для пылеугольных станций К_С=0,8).

а) S_СН =10*0.8=8 МВ*А;

б) S_СН =6,3*0,8=5,04 МВ*А;

в) S_СН =11*0,8=8,8 МВ*А

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-U_НН=6,3 кВ, S_НОМ=25 МВ*А, с расщепленной 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.
6.2 Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ
Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи КЗ.

Общая электрическая схема замещения.







В схеме сопротивление имеем дробное значение, где числитель–номер сопротивления, знаменатель–численное значение сопротивления.

Значение Е_*-ЭДС источника в относительных единицах.

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 «Алматыэнерго»: х_РЕЗ = 2.591 Ом; r_РЕЗ = 0.214 Ом, т.е. х_СИСТ = 4.97 Ом.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Принимаем:

а) базовая мощность S_Б

---

=1000 МВ*А

б) базовый ток

в) базовое напряжение для К1 U_СР=115 кВ

Сопротивления генераторов G1, G2, G3:
х₁ = х₂ = х₃ = х_d*(ном) * Ом.
где – х_d- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси.

Сопротивление генератора G4:
х₄= Ом.
Сопротивления генераторов G5, G6:
х₅=х₆= Ом.
Сопротивления трансформаторов 1GT, 2GT, 3GT, 5GT, 6GT:
х₇ = х₈ = х₉ = х₁₁ = х₁₂ = Ом.
Сопротивление трансформатора 4GT:
Х₁₀= Ом.
Сопротивление энергосистемы: х_с=4,97 Ом, в относительных единицах:

х_*С= , в именованных:

тогда , отсюда в относительных единицах
х_*С= ,
где S_К–мощность КЗ энергосистемы, МВ*А.

Сворачиваем схему замещения относительно точки КЗ (К1):
Х₁₄ = (х₁ + х₇) // (х₂ + х₈) // (х₃ + х₉) =

=

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

То х₁₄ =




Результирующее сопротивление цепи генератора G4:
х₁₅=х₄+х₁₀=1,86+1,33=3,19 Ом.
Результирующее сопротивление цепи генераторов G5 и G6:
Х₁₆=(х₅+х₁₁)/(х₆+х₁₂); т.к. (х_{5 +} х₁₁)=(х_{6 +} х₁₂), то

Х₁₆=0,5*(х_{5 +} х₁₁)=0,5*(1,37+0,86)=1,12 Ом.
Результирующее сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного напряжения) х_С=0,38 Ом (знак * опущен здесь и далее).

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
I_ПО=
Значения токов по ветвям генераторов G1, G2, G3:
I_ПО=

---

Генератора G4:
I_ПО=
Генераторов G5, G6:
I_ПО=
Энергосистемы:
I_ПО=
Суммарный ток периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный момент времени:
I_{ПО К1}=7,09+1,70+5,06+13,21=27,06 кА
Ударный ток (i_у)

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01с после начала процесса КЗ. Относительное название ударного тока, обозначается (i_у) и определяется для момента времени t=0,01с.
i_у =I_ПТ+I_пм*(1+ или i_у =I_пм*К_У т.к.

I_пм=I_ПО* =I_ПТ* =const

Тогда, I_у=К_У*I_ПТ* =К_У*I_ПО* , кА,
где К_У = (1+ - ударный коэффициент затухания апериодической составляющей, зависящий от постоянной времени КЗ (Т_а).

I_ПТ–значение периодической составляющей в любой момент времени.

I_пм–амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ.
Т_а = -постоянная времени тока КЗ.
Для упрощения расчётов воспользуемся средними значениями Т_а и К_У и определим ударные токи по ветвям:

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

i_у=1,965*7,09* =19,70 кА

б) генераторы G4 (блок турбогенератор 60 МВт–повышающий трансформатор на стороне ВМ при U_ГЕН=10,5 кВ, Т_а=0,15с, К_У=1,935).
i_у=1,935*1,70* =4,65 кА
в) генераторов G5 и G6 (Т_а=0,26с, К_У=1,965).
i_у=1,965*5,06* =14,06 кА
г) энергосистемы (Т_а=0,025с, К_У=1,662).
i_у=1,662*13,21* =31,04 кА
Суммарный ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:
i_{у К 1}=19,70+4,65+14,06+31,04=69,45 кА
апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:

---

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

Для выключателей ОРУ–110кВ t_ОТК.В=0,08с. Так как расчёт ведём по максимальному значению тока КЗ (I_ПТ = max) то t_РЗ=0,01с, тогда
=t_ОТК =t_ОТК.В+t_РЗ=0,01+0,08=0,09 с.
Апериодическая составляющая тока КЗ от:

а) генераторов G1, G2, G3 (Т_а=0,26с).

б) генераторы G4 (Т_а=0,15с).

в) генераторов G5 и G6 (Т_а=0,26с).

г) энергосистемы (Т_а=0,025с).

суммарное значение:
i_а=7,093+1,320+5,062+5,100=18,575 кА
Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в точке К1:

а) генераторов G1, G2, G3:
I_ПОГ =7,09 кА, I_НОМ=


по кривым имеем , а следовательно
I_П=0,875*I_ПО=0,875*7,09=6,20 кА
б) генератор G4
I_ПО =1,70кА,

I_НОМ

отсюда имеем

, а следовательно

I_П=0,83*I_ПО=0,83*1,70=1,41 кА
в) генераторов G5 и G6.
I_ПО =5,06кА,

I_НОМ=


отсюда имеем , а следовательно
I_П=0,86*I_ПО=0,86*5,06=4,35 кА
г) энергосистемы: (ток поступающий от шин неизменного напряжения принимается неизменным во времени)
I_П=I_ПО=13,21 кА
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 для момента времени: t==0,09 c
I_П=6,20+1,41+4,35+13,21=25,17 кА
Импульс квадратичного тока КЗ (для оценки термической стойкости оборудования)
В_К = I_ПО² * (t_ОТК+Т_а) = 27,06² * (0,17 + 0,14) = 227 кА²*с, где

I_{ПО К1} = 27,06 кА, t_ОТК = t_РЗ + t_ОТК.В = 0,17 с, Т_а = 0,14 с
Значения расчетных токов КЗ сведем в таблицу.

---

Смотрите также файлы

• .docx

• Лучший зарубежный плакат.docx

• Урок закрепления Структура урока комплексного применения знаний и умений (урок закрепления) 1) Организационный этап.docx

• Пікірлер Сбадарламада не шін олданады.docx

• 1 Хроматография.docx