1 Выбор схемы ТЭЦ и основного электрооборудования

содержание

Задание на проект

Введение

1 Выбор схемы ТЭЦ и основного электрооборудования

1.1 Выбор генераторов

1.2 Определение нагрузок потребителей в максимальном и минимальном режимах

1.3 Выбор силовых трансформаторов

1.4 Выбор секционных реакторов

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

1.6 Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд

2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов конструкции 3РУ-10 кВ

2.1 Расчет токов К.З.

2.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

2.4 Описание конструкции ГРУ-10 кВ

Список использованных источников

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Разраб.

Электрическая часть

ТЭЦ-240 МВт.

Пояснительная записка

Литер

Лист

Листов

Руков.

У

Группа ЭСП-09з

Н.контр.

Утв.

Введение

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1 Выбор схемы ТЭЦ и

основного

электрооборудования

1.1 Выбор генераторов

По заданию на данной ТЭЦ установлено 4 генератора мощностью 60 МВт.

Выбираем синхронные турбогенераторы типа ТВФ-60-2

Технические характеристики генераторов представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Технические данные СГ

Тип турбогенератора	Рн, МВТ	Sн, MBA	Uн, KB	Iн, кА	cosφ	X"d, отн. ед.
ТВФ-60-2			10,5	4,125	0,8	0,146

1.2 Определение нагрузок потребителей в

максимальном и минимальном режимах

Р_{н. max}¹⁰=n×P_max¹⁰∙k_одн. (1.1)

где Р_н.max - нагрузка на генераторном напряжении;

n - количество отходящих линий;

Р_max¹⁰ - нагрузка одной линии;

k_одн. - коэффициент одновременности.

Р_н.max¹⁰= 50×2×0,96 = 96 мВт.

P_{н. min}¹⁰= 50×1,8×0,96 = 86,4 мВт.

Q _{н. min}¹⁰= P _{Н. min}¹⁰×tg φ (1.2)

где Q _{н. min}¹⁰- реактивная нагрузка на генераторном напряже­нии.

Q _{н. max}¹⁰= 96 ×0,47 = 451 мBap.

Q_н.min10 = 86,4 ×0,47 = 40,6 мBap.

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1.3 Выбор силовых трансформаторов

I вариант.

Для выбора силовых трансформаторов сначала выбираем структурную схему ТЭЦ.

Рисунок 1.1 Структурная схема I варианта

Расход на собственные нужды принимаем равным 10 % от Р_уст.

Р_уст (1.3)

где Р_с.н.- расход мощности на собственные нужды;

Р_уст - мощность установки.

мВт

Q_с.н.= Р_с.н. × tgφ = 4,2 × 0,49 = 2,1 мВар.

Q_г = Р_г × tgφ (1.4)

где Q_г - реактивная мощность генератора

Р_г - активная мощность генератора.

Q_г = 60 × 0,75 = 45 МВар.

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем нагрузку трансформаторов в максимальном и аварий­ном режимах по формуле 1.5

(1.5)

мВА

мВА

мВА

S_расч.max=S_p.min¹⁰=104мВА, принимаем К_п=1,4

мВА (1.6)

где К_п - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.

Принимаем 2 трансформатора связи типа ТРДЦН-80000/110.

Выбор мощности трансформаторов связи блочной мощности ТЭЦ.

(1.7)

мВа

Принимаем блочный трансформатор типа тдц - 80000/110.

II Вариант.

Рисунок 1.2 Структурная схема второго варианта

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Выбор типа и мощности трансформаторов связи неблочной части ТЭЦ.

МВ×А

МВ×А

МВ×А

S_расч.max¹⁰=S_p.min.¹⁰=51,8 МВ×А

МВ×А

Принимаем трансформаторы связи типа ТРДН - 40000/110.

1.4 Выбор секционных реакторов

I_нoм= 0,7 × I_нoм.г (1.8)

где I_нoм.г - номинальный ток генератора;

I _нoм - номинальный ток реактора.

U_ном. =U_ном.г = 10,5 кВ.

Принимаем секционные реакторы типа РБДГ-10-4000-0,105.

Таблица 1.2 Технические данные трансформаторов

тип трансформаторов	Uн, кВ	Потери, кВт	Uк, %	Ixx %
ВН	СР	НН	DРк	DРх	В-С	В-Н	С-Н
ТРДЦН-80000/110		-	10,5			- - -	10,5	-	0,6
			10,5
ТДЦ-80000/110			10,5				10,5	-	0,6
ТРДН-40000/110			10,5				10,5	-	0,7
10,5

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

Определение потерь энергии в трансформаторах.

I вариант.

(1.9)

ч

где Р_х - потери мощности холостого хода;

Р_к - потери мощности короткого замыкания;

S_max - максимальная нагрузка трансформатора;

S_ном - номинальная мощность трансформатора;

Т - продолжительность работы трансформатора;

τ - продолжительность максимальных потерь, опреде­ляется по кривой рисунка 5.6 Л-1

Потери электроэнергии в трансформаторах неблочной части ТЭЦ

кВт×ч

II Вариант.

Потери электроэнергии в трансформаторах неблочной части ТЭЦ.

кВт×ч

Потери электроэнергии в трансформаторах блочной части ТЭЦ.

кВт×ч

Суммарные потери энергии:

SDW_I=2011584+2325180=4336764 кВт×ч

SDW_II=2011584×2+1039426=5062594 кВт×ч

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Для технико-экономического сравнения вариантов применяем метод приведенных затрат, в котором учитываются капитальные затраты на сооружение ТЭЦ, а также производственные издержки при эксплуатации.

В производственные издержки входят издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования, а также стоимость потерянной энергии.

Технико-экономический расчет приведен в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Определение экономических показателей вариантов

Оборудование	Варианты	Стои­мость ед. тыс. тенге
I вариант	II вариант
кол-во оборудования	общая стои­мость, тыс. тенге	кол-во оборудования.	общая стои­мость, тыс.тенге
ТРДЦН-80000/110			-	-
ТДЦ-80000/110		-
ТРДН-40000/110	-	-
ячейки 110кВ
МГГ-Т связи
МГГ-10 сек. с реак.
Итого:
Отчисление на амортизацию и обслуживание. Иэкс=bэкс1×К; рэксп.=0,088	Иэкс.1=0,088×67200= =5914	Иэкс.2=0,088×70700= =6222
Стоимость потерь, Ипот=DW×b,. b=0,99 тг/кВт×ч	Ипот1=0,99×4336,764= 4293	Ипот2=0,99×506,2594= =5012
Годовые эксплуатационные издержки. Тыс. тенге И = Иэкс +Ипот, .	И1=5914+4293= =10207	И2=6222+5012=11234
Расчетные затраты 3 = 0,12К + И	З1=0,12×67200+ +10207 =18271	З2=0,12×70700+11234= =19718

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.3 Главная схема 1 варианта

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.4 Главная схема 2 варианта

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Для определения капитальных вложений были выбраны главные схемы, которые представлены на рисунках 1.3 и 1.4.

Так как 1 вариант оказался экономичнее 2 варианта на 7,3%, то дальнейший расчет производится по 1 варианту.

1.6 Выбор схемы и трансформаторов

собственных нужд

Выбор количества секций и трансформаторов собственных нужд в неблочной и блочной части ТЭЦ производится в зависимости от числа котлов.

Согласно заданию, на данной ТЭЦ установлено 5 котлов, поэтому принимаем к установке 5 рабочих трансформатора собственных нужд, которые присоединяются к секциям главного распределительного устройства и отпайкой от G₁ и G₂.

Мощность рабочих ТСН в неблочной части определяется по формуле 1.10:

мВА (1.10)

где k_с - коэффициент спроса;

n - число секций собственных нужд

Принимаем 4 рабочих ТСН типа ТМНС - 6300/10.

Для блочной части:

S_ном³Р_с.н.max×Кс=4,2×0,8=3,36 МВ×А

Принимаем ТМНС-6300/10.

Для обеспечения надежного питания потребителей собственных нужд от двух независимых источников питания на ТЭЦ устанавливается пуско-резервный трансформатор собственных нужд, который присоединяется отпайкой от трансформатора связи.

Мощность ПР ТСН должна быть равной полутора кратной мощности рабо­чего источника питания ТСН.

S_ном.= 1,5×6,3 = 9,49 мВА.

Принимаем трансформатор ТДНС - 10000/10.

Схема питания потребителей собственных нужд показана на рисунке 1.5.

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 1.5 Схема собственных нужд

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2 Выбор электрических

аппаратов, токоведущих

частей, изоляторов,

конструкции 3РУ-10 кВ,

заземляющего

устройства, способа

синхронизации

2.1 Расчет токов К.З.

Для расчетной схемы, представленной на рисунке 2.1 составляем схему замещения (рисунок 2.2)

Рисунок 2.1 Расчетная схема

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 2.2 Схема замещения

Определяем значения сопротивлений в относительных единицах.

Сопротивление энергосистемы:

(2.1)

где х_с*ном – сопротивление системы в о.е. относительно номинальных величин;

S_б – базисная мощность, S_б=1000 МВ×А

S_ном.с – номинальная мощность системы.

Сопротивление линии:

(2.2)

Сопротивление трансформатора:

(2.3)

Сопротивление реактора РБДГ-10-4000-0,15

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

(2.4)

Сопротивление генератора

(2.5)

К.З. на шинах 110 кВ

х₁₃=х₂//х₃=х₂/2=4,54/2=2,27 (2.6)

х₁₄=х₁₁+х₁₂=1,31+1,95=3,26

Преобразуем D сопротивлений х₆, х₈, х₉ в эквивалентную звезду с сопротивлениями х_15, х₁₆, х₁₇.

(2.7)

Х₁₈=х₄+х₁₆=1,31+0,38=1,69

х₁₉=х₇+х₁₇=0,95+0,38=1,33

Преобразуем D сопротивлений х₁₆, х₁₇, х₅ в эквивалентную звезду с сопротивлением х₁₈, х₁₉, х₂₀

Рисунок 2.3 Упрощенная схема замещения

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

X₂₃=x₁₅+x₂₀=0,78+0,52=1,3

x₂₄=x₂₂+x₁₀=0,4+1,95=2,35

х_рез.=х_экв+х₂₁=0,84+51=1,35

с^G1G2=x_экв./х₂₃=0,84/1,3=0,65

с^G3=x_экв//x₂₄=0,84/1,35=0,34

x₂₅=x_рез./с^G1G2=1,35/0,65=2,08

x₂₆=x_рез./с^G3=1,35/0,34=3,97

Рисунок 2.4 Результирующая схема замещения для К-1

К.З. на шинах 10 кВ.

х_рез.=х_экв./х₁₃=1,34/2,27=0,59

С^с=х_экв./х₂₅=0,9/2,94=0,31

С^G4=x_экв./х₁₄=1,34/3,26=0,41

х₂₇=х_рез./С^с=1,85/0,59=3,14

х₂₈=х_рез./С^G4=1,85/0,41=4,51

х_рез.=х_экв.+х₂₂=0,76+0,4=1,16

С^с=х_рез/х₂₇=0,76/3,14=0,24

С^G1G2=x_рез./х₂₃=0,76/1,3=0,58

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

С^G4=x_рез./х₂₈=0,76/4,51=0,17

х₂₉=х_рез./С^с=1,16/0,24=4,83

х₃₀=х_рез./С^G1G2=1,16/0,58=2

х₃₁=х_рез./С^G4=1,16/0,17=6,82

Рисунок 2.5 Упрощенная схема замещения для К-2

Рисунок 2.6 Результирующая схема замещения для К-2

Определяем периодический ток К.З. (I_п.о.)

К1

кА (2.8)

кА; Е^²=1 (2.9)

кА; Е^²=1,08

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА; Е²=1,08

кА; Е²=1,08

К2

кА

С кА

G₁G₂ кА

G₃ кА

G₄ кА

Определение ударных токов К.З. (i_yд.)

К1

С кА (2.10)

G₁G₂ кА

G₃ кА

G₄ кА

К2

С кА

G₁G₂ кА

G₃ кА

G₄ кА

Определение периодической и апериодической составляющей К.З. для любого момента времени.

К1

t_СВ=0,05_С. ВМТ-110Б-20. Т_а=0,02_с

t=t_С.В.+t_Р.З.=0,05+0,01=0,06 с (2.11)

Сi_at= кА (2.12)

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА (2.13)

G₁G₂ кА.

кВ; ;

I_п.t=0,9×I_п.о.=0,9×2,61=2,35 кА

G₃ кА.

кА; ;

;

кА.

G₄ кА

кА; ;

кА

К2

t=0,1+0,01=0,11_С. (МГГ-10-63).

кА.

кА

G₁G₂ кА

кА;

I_п.t=0,85×I_п.о.=0,87×29,73=25,87 кА

G₃ кА

кА; ;

;

I_п.t=0,73∙0,49=21,34 кА

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

G₄ кА

кА; ;

; кА

Определение теплового импульса.

К1

t_отк=t_откл.в+t_p.з.=0,08+0,1=0,18_с (2.14)

С В_к=I_п.о.²× (t_откл.+Т_а)=2,22²(0,18+0,02)=0,99 кА²×с (2.15)

G₁G₂ В_к=2,61²× (0,18+0,245)=2,89 кА²×с

G₃В_к=1,39²× (0,18+0,245)=0,82 кА²×с

G₄В_к=1,67²×(0,18+0,15)=0,92 кА²×с

К2

t_отк=4 с.

СВ_к=11,4²× (4+0,08)=530,24 кА²×с

G1G2 В_к=29,73²× (4+0,245)=3752 кА²×с

G₃В_к=30,49²× (4+0,245)=3943,7 кА²×с

G₄В_к=8,72²×(4+0,15)=315,56 кА²×с

Таблица 2.1 Сводная таблица расчетов тока К.З.

Точка К.З.	И.П.	Iп.о.., кА	Iуд., кА	Iп.t.. кА	Iat, кА	Вк, кА^2 ×с
К-1	C G1G2 G3 G4	2,22 2,61 1,39 1,67	5,05 7,21 3,84 4,57	2,22 2,35 1,25 1,47	0,16 2,91 1,55 1,58	0,99 2,89 0,82 0,92
	Итого	7,89	20,67	7,29	6,2	5,62
К-2	C G1G2 G3 G4	11,4 29,73 30,49 8,72	29,83 82,41 84,23 23,86	11,4 25,87 21,34 8,2	3,22 27,33 27,94 5,92	530,24 3943,7 315,56
	Итого	80,34	220,33	66,81	64,41	8541,5

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2.2 Выбор электрических аппаратов и

токоведущих частей

Определяем токи нормального и максимального режимов:

К1 110 кВ

А. (2.16)

I_max.=1,4∙I_ном.т.=1,4×420=588 А. (2.17)

К2 10 кВ

А А

А

А

Выбор выключателей произведен в таблицах 2.2 и 2.3

Таблица 2.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
МГГ-20-90	РВ-10-6300
Uуст.£Uном	Uуст.10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
Imax£ Iном.	Imax=6159 А	Iном.=6300 А	Iном.=6300 А
In.t£Iотк.н	In.t=45,47 кА	Iотк.н=90 кА	-
Ia.t£ia.ном	Ia.t=36,47 кА	ia.ном=0	-
Iп.о.£Iдин.	Iп.о=49,85 кА	Iдин.=105 кА	-
iyд£iдин.	iyд=136,1 кА	iдин.=300 кА	iдин.=220 кА
Bkрасч£Iтер.^2×tтер	Bkрасч=4597,8 кА^2∙с	Iтер.^2×tтер=87^2∙4= =30276 кА^2∙с	Iтер.^2×tтер=80^2∙4==25600 кА^2∙с
	кА	кА

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Таблица 2.3 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
ВМТ-110Б-20	РДЗ-110-1000
Uуст.£Uном	Uуст.110 кВ	Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax£ Iном.	Imax=588 А	Iном.=1000 А	Iном.=1000 А
In.t£Iотк.н	In.t=7,29 кА	Iотк.н=20 кА	-
Ia.t£ia.ном	Ia.t=6,2 кА	ia.ном=7,05 кА	-
Iп.о.£Iдин.	Iп.о=7,89 кА	Iдин.=20 кА	-
iyд£iдин.	iyд=20,67 кА	iдин.=52 кА	iдин.=80 кА
Bkрасч£Iтер.^2×tтер	Bkрасч=5,62 кА^2∙с	Iтер.^2×tтер=20^2∙3= =1200 кА^2∙с	Iтер.^2×tтер=2976,7кА^2∙с

Выбор сборных шин 110 кВ

I_max=588А.

Выбор сборных шин производится по допустимому току. Принимаем к установке провод АС-240/32.

F=240 мм²; d=21,6мм; I_доп=605А >I_max=588 А

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как I_п.о.£ 20 кА

Проверка на термическое действие тока К.З. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условию коронирования. Определяем начальную (критическую) и фактическую напряженность электрического поля вокруг провода:

=31,6 кВ/см (2.18)

кВ/см (2.19)

U=1,1 U_ном.=1,1 ×110=121 кВ

Условные проверки:

1,07 Е£0,9Е_о; 1,07 ×14,1=15,1£0,9 ×31,6=28,4, т.е.провода коронировать не будут.

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора связи до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока: j_э=1А/мм²

мм² (2.20)

Принимаем 2 провода в фазе АС-240/32, наружный диаметр 21,6 мм. Допустимый ток 2×605=1210 А.

Проверяем провода по допустимому току

I_max=588 А<I_доп=1210 А

Проверку на термическое действие тока не производят. Проверку на коронирование так же не производят, так как выше было сказано, что провод АС-240/32 не коронирует.

Выбор изоляторов на 110 кВ.

Принимаем 7 изоляторов ПС-12-А в одной натяжной гирлянде.

Выбор сборных шин 10 кВ и ошиновка в цепи генератора ТВФ-60-2:

Выбор производится по допустимому току.

I_норм.=4128,8А.

I_max=6159 А.

Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2(175х80х8) мм² сечением 2х2440 мм², I_{доп.ном.}=6430А., расположенные по вершинам треугольника.

С учетом поправочного коэффициента на температуру:

I_доп.=6430 × 0,94=6044А > I_max=6430А.

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

Минимальное сечение по условию термической стойкости.

мм²<2х2440 мм²

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления W_yo-xo=250 cм³

МПа

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

где l принято 2 м.

s_расч.=s_ф.max <s_доп=75 МПа

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы: ИО-10-3000УЗ, F_разр=30000Н

Проверяем на механическую прочность.

Н (2.21)

Расстояние между фазами а=0,8 м.

Поправка на высоту коробчатых шин

(2.22)

F_расч.=0,5∙F_и=1,71 ×9830=16809 Н<0,6F_разр.=0,6 ×30000=18000Н

Выбираем проходные изоляторы: ИП-10-8000-4250У3

Проверяем по номинальному току: I_max≤I_ном

I_max =4346 А < I_ном =8000 А

Проверяем на механическую прочность:F_расч≤F_доп

F_расч =0,5 F_И =0,5 ∙ 9830=4915 Н, что меньше F_доп =0.6 ∙ 42500=25500 Н

Выбор реакторов на отходящих линий.

Максимальный ток одной КЛ

А (2.23)

Намечаем к установке 5 сдвоенных реакторов серии РБС – U_н=10 кВ

I_max=1000 А

Линии распределены по 5 на каждую ветвь.

I_ном=1000 А>I_max=5 ×131,4=657,0 А

Определяем результирующие сопротивления цепи К.З. при отсутствии реактора.

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Ом (2.24)

Требуемое сопротивление цепи К.З.

Ом

где I_{п.о.треб.}=I_отклн=31,5 кА (ВМПП-31,5)

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока К.З.

Х_треб.р=Х_{рез.треб.}-Х_рез.=0,19-0,075=0,115 Ом

Выбираем окончательно реактор РБС-10-2 ×1000-0,22 с параметрами

U_н=10кВ; I_ном=1000А; i_дин=55кА; Х_р=0,220 м;

Результирующее сопротивление цепи К.З. с учетом реактора

Х_рез.=Х¢_рез.+Х_р.=0,075+0,22=0,295 Ом.

Фактическое значение периодической составляющей тока К.З. за реактором.

кА

Проверка стойкости реактора от действия К.З.

Электродинамическая стойкость.

∙ кА

i_дин=55 кА=i_yд=54,84 кА

Термическая стойкость:

В_к.зав=I_тер² ×t_тер=25,6² ×8=5242,88 кА² ×с>В_к.расч=I_п.о.²(t_отк.+Т_о)=

=20,55²(1,2+0,23)=604 кА² ×с

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при К.З. за реактором

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

(2.25)

Выбор комплектного токопровода 10 кВ.

От вывода генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Выбираем ТЭКН-20/6800

U_ном=20 kB; I_ном.=6800А; i_дин=250А.

Проверяем токопровод.

I_max=6159 А £ I_ном.=6800А

i_y=220,33А<i_дин=250 kА

Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов тока.

а) В цепи генератора ТВФ-60 выбираем ТТ типа ТШВ-15-8000

Таблица 2.4 Выбор ТТ на 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст.£Uном.	Uуст.=10кВ	Uном.=15 кВ
Imax£Iном.	Imax=6159 А	Iном.=8000А
iyд.£iдин	Iyд=220,33 кА	не проверяется
Bk£I^2тер. ×tтер	Bk=8541,5 кА^2 ×с	Iтер.^2 ×tтер=(20×8)^2∙3=76800 кА^2∙с

Таблица 2.5 Вторичная нагрузка ТТ на 10 кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы В×А
А	В	С
Амперметр	Э-335		0,5
Ваттметр	Д-335		0,5	0,5
Варметр	Д-335		0,5	0,5
Счетчик акт. энергии	САЗ-4680	2,5		2,5
Регистрирующие приборы:
Ваттметр	Н-394		-	-
Амперметр	Н-394	-
Итого:		12,5	11,5	3,5

ПКЭК.2103002.563 – 07.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Общее сопротивление приборов.

Ом (2.26)

(2.27)

Допустимое сопротивление проводов.

r_пр=z_2ном-r_приб-r_к=1,2-0,42-0,1=0,68 Ом (2.28)

Сечение контрольного кабеля:

мм²,

где l_pac=l=40 м

Принимаем контрольный кабель АКРВТ с жилами сечением 4 мм².

б) Выбор ТТ на стороне 110 кВ. Выбираем ТТ типа ТФЗМ-110-ХI

Таблица 2.6 Выбор ТТ на 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст. £ Uном.	Uуст.=110кВ	Uном.=110 кВ
Imax £ Iном.	Imax=588 А	Iном.=600А
iyд.£ iдин

Дата добавления: 2015-08-28