Выбор синхронных генераторов

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.

ВЫБОР СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ

 

Таблица 1.«Технические параметры СГ»

Тип генератора	Рном МВТ	Sном МВА	Uном кВ	cos φ	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.)

ВЫБОР ДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ

Рис. 1 Вариант – I

 

Рис. 2 Вариант – II

 

Расход мощности на с. н. одного генератора:

 

Р_с.н.=  ×P_ном.г; =5% [уч. 1 стр. 445 таб. 5,2]

Р_с.н.=  ×120=6 МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ

Р_с.н.=  ×220=11 МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ

 

Расчёт перетока через АТ связи I – варианта

 

P_пер.max =2×120-2×6-260=-32 МВт

P_пер.min=2×120-2×6-230=-2 МВт

 

Расчёт перетока через АТ связи I – варианта

 

P_пер.max =3×120-3×6-260=82 МВт

P_пер.min=3×120-3×6-230=118 МВт

 

Вывод: I - вариант по перетоку мощности более экономичен.

Провожу расчёт реактивных составляющих

Q_с.н.=Р_с.н.=cos

С. Н. Q_c.н.=Р_с.н ­× =6× =4,2 МВар

С. Н. Q_c.н.=Р_с.н ­× =11× =7,7 МВар

Q_г1=Р_г1× =120× =90  МВар

Q_г2=Р_г2× =220× =132  МВар

Q_max=P_max× =260× =130 МВар

Q_min=P_min× =230× =115 МВар

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

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=Т_год-Т_рем=8760-600=8160 час

τ=4600 час – время потерь

Т_max=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  τ_C

 

I – вариант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110

 

= кВт×ч

  Где Р_КВ=Р_КС=0,5×Р_КВ=0,5×315=157,5

 S_maxB=S_maxC= МВА

 Т=Т_год=8760 год

 

II – вариант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110

 

= кВт×ч

 Где Р_КВ=Р_КС=0,5×Р_КВ=0,5×430=215

 S_maxB=S_maxC= МВА

 Т=Т_год=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 Р_а=6,4 %, Р_о=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=Р_Н×К+U

 

Где Р_Н=0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики

 

 З_I=0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е.

 З_II=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.

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.

 

S_СН≥0,85×6=5,1 МВА

 

По каталогу принимаю для блоков 120 МВт трансформатор ТМН-6300/20

 

U_ВН=13,8 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=8 кВт

P_К=46,5 кВт

U_К= 7,5 %

 

 Требуемая мощность Т.С.Н.

 

S_СН≥0,85×11=9,35 МВА

 

По каталогу принимаю для блоков 220 МВт трансформатор ТДНС-10000/35

 

U_ВН=15,75 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=12 кВт

P_К=60 кВт

U_К= 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

 

S_РТСН≥1,5×S_СНmax=1.5×9.35=14.03 МВА

 

По каталогу принимаю ТДНС-16000/20

 

U_ВН=15,75 кВ

U_НН=6,3 кВ

P_Х=17 кВт

P_К=85 кВт

U_К= 10 %

 

Схема ТСН

 

Рис. 3 схема ТСН

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 S_б=10000 МВА.

Сопротивление генераторов G₁; G₂; G₃; G₄; G₅; G₆.

 

X_1*=X_2*=

X_3*=X_4*=X_5*=X_6*=

 

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=Х_уд×l×

 Х_уд=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

 

 Х_ТВ%=0,5(U_кВ-Н+U_кВ-С-U_кС-Н)=0,5(45+11-28)=14 %

 Х_ТС%=0,5(U_кВ-С+U_кС-Н-U_кВ-Н)=0,5(11+28-45)=-3 %

 Х_ТН%=0,5(U_кВ-Н+U_кС-Н-U_кВ-С)=0,5(45+28-11)=31 %

 

Сопротивление в о. е.

 

 Х₁₃=  о. е.  

 Х₁₄=0 т. к. Х_ТС% - отрицательное число

 Х₁₅=  о. е. 

 

Сопротивление системы

 

 Х₁₈=Х_с×  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

 

 Х_экв=Х₂₉//Х₂₅=  о.е.

 

Результирующие сопротивление

 

 Х_рез=Х_экв+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 

 

I_no=

 

 Где Х_* - результирующие сопротивление ветви схемы

I_б – базовый ток

 

 кА

 

Ветвь энергосистемы

 

 I_noС=  кА

 

Ветвь эквивалентного источника G_1-4

 

 I_noG1-4=  кА

 

Ветвь эквивалентного источника G_5-6

 

 I_noG5-6=  кА

 

Суммарный ток

 

 ΣI_noK1=I_noc+I_noG1-4+I_noG5-6=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 G_1-2-G₃ в G_1-3

 

 о. е.

 

Объединяю генераторы G_1-3 c энергосистемой

 

 о. е.

 

Рис. 10

 

Провожу разделение цепей для точки КЗ

Определяю эквивалентное сопротивление

 

Х_экв=Х₂₈//Х₃₀=  о. е.

 

Определяю результирующие сопротивление

 

Х_рез=Х_экв+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 

 

I_no=

 

Где Х_* - результирующие сопротивление ветви схемы

I_б – базовый ток

 

 кА

 

Ветвь генератора и энергосистемы (Ст-G_1-3)

 

 I_noСт-G1-3=  кА

 

Ветвь генератора G₄

 

I_noG4=  кА

 

Ветвь генератора источника G_5-6

 

 I_noG5-6=  кА

 

Суммарное значение начальной периодической составляющей тока КЗ в точке К₂. 

 

 ΣI_noK1=I_noСт-G1-3+I_noG4+I_noG5-6=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 h_y - ударный коэффициент 

 

i_yс=  кА

i_yG1-4=  кА

i_yG5-6=  кА

 

Суммарное значение ударного тока в точке К₁

 

 кА

 

8,4,2 Ударный ток в точке К₂

 

i_yСт-G1-3=  кА

i_yG5-6=  кА

i_yG4=  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=t_св+0,01 сек где t_св – собственное время выключателя помечаю предварительно элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4 [по уч. 2 стр. 242] t_св=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

t_св=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 G_1-4

 

I`_номG1-4=

I`_номG1-4=  кА

 

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_1-4 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 G_1-4 к моменту времени τ будет:

 

кА

 

Ветвь генератора G_5-6

 

I`_номG5-6=

I`_номG5-6=  кА

 

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_5-6 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 G_5-6 к моменту времени τ будет:

 

кА

 

Ветвь энергосистемы

Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы рассчитывалось как поступающая в место КЗ от шин неизвестного напряжения.

 

I_nτc=I_noc=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 G_1-3 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

 

I_nτСт-G1-3=I_noСт-G1-3=72,3 кА

 

Ветвь генератора G_1-4

 

I`_номG1-4=

I`_номG1-4=  кА

 

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_1-4 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 G_1-4 к моменту времени τ будет:

 

кА

 

Ветвь генератора G_5-6

 

I`_номG5-6=

I`_номG5-6=  кА

 

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генераторов G_5-6 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 G_5-6 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

 

ВЫБОР СХЕМЫ СИНХРОНИЗАЦИИ

Схема синхронизации для электростанций с двумя системами шин показана на рис. 11. основными элементами схемы являются шинки синхронизации ШС, к которым присоединена вторичные цепи напряжения обоих генераторов и обеих систем шин через шинки а_ш и с_ш и блок контакты БК разъединителей, а также все приборы колонки синхронизации, ключи синхронизации КС1 и КС2 генераторов, ключ синхронизации КС3 шин и ключ К включения синхроноскопа.

Оба частотомера Н_z и оба вольтметра V колонки соответственно показывают частоту и напряжение включаемого генератора и сети, к которой он присоединяется.

Процесс точной ручной синхронизации, например между включаемым генератором Г1 и I системой шин, протекает следующим образом. При нормальной частоте вращения (обычно n=3000 об/мин) генератору Г1 подаётся возбуждение и его напряжение доводится до номинального (10,5; 15,75.). В это время I система шин присоединена к сети и также находится под напряжением. Персонал включает ключ синхронизации КС1, подаёт оперативный ток к электромагниту включения ЭВ выключателя и, находясь на щите управления электростанции, может уровнять напряжения и частоту включаемого генератора с напряжением и частотой сети. Для этого он пользуется соответственно шунтовым реостатом схемы возбуждения генератора Г1 и ключом дистанционного управления двигателем механизма изменения частоты вращения турбины. Добившись равных значений напряжения и частоты у генератора и на шинах, персонал ключом К включает синхроноскоп S. Наблюдая за направлением и быстротой вращения стрелки синхроноскопа, более точно регулируют число оборотов генератора и его напряжение. При медленном подходе стрелки непосредственно к красной черте синхроноскопа, когда частота включаемого генератора несколько больше частоты сети, персонал кнопкой КУ включает выключатель В1 генератора и тем самым подсоединяет последний на параллельную работу с сетью. Затем приступают к набору нагрузки на генераторе, воздействуя короткими импульсами с интервалами 10-20 с на двигатель механизма изменения частоты вращения турбины. Аналогично осуществляется синхронизация генератора Г1 со II системой шин.

Генератор надо включать не тогда, когда стрелка синхроноскопа стала на красную черту, а с некоторым опережением (при подходе стрелки к черте), определяемым собственным временем включения выключателя. Это облегчает включение генератора в сеть, так как его частота несколько больше частоты сети, мощность которой весьма значительна.

Синхронизацию генератора Г2 с I и II системами шин выполняют с помощью ключа КС2, а синхронизацию I системы шин со II – с помощью ключа КС3. при этом одна из систем шин присоединяется через шинки синхронизации а_г, b, с_г к роторной обмотке синхроноскопа. Включение обеих систем шин на параллельную работу производят выключением ШВ.

 

 

Точная автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств – автосинхронизаторов АСТ-4Б, АСУ-12, АСТ-44, УБАС (на полупроводниковых логических элементах), с автоматическими уравнителями частоты и напряжения, воздействующими на цепь возбуждения и двигатель механизма изменения частоты вращения турбины.

Включение генераторов на параллельную работу способом самосинхронизации заключается в том, что невозбуждённый генератор разворачивают примерно до синхронной частоты вращения и включают вручную полуавтоматически или автоматически в сеть. Затем в обмотку ротора генератора подают возбуждение и генератор входит в синхронизм. Этот способ имеет преимущества перед способом точной синхронизации: не требуется подгонки и уравнения частот и напряжений, благодаря чему генератор быстро включается в сеть, что очень важно при аварийном положении и низком уровне частоты и напряжения в энергосистеме.

Недостатками способа самосинхронизации является значительные толчки тока, возникающие при включении невозбуждённого генератора на напряжение сети, и понижение в этот момент напряжения у потребителей.

Полуавтоматическую схему используют обычно на турбогенераторах, где пуск и включение генераторов автоматизированы только частично.

На электростанциях очень часто применяют оба способа синхронизации – самосинхронизацию и точную автоматическую синхронизацию. Автосинхронизаторы используют в нормальных условиях, в особенности на гидроэлектростанциях для частого пуска генератора. В аварийных случаях, а также при резком снижении частоты в системе, когда требуется быстрый ввод новых мощностей, генераторы включают способом самосинхронизации (турбогенераторы до 200 МВт и гидрогенераторы до 500 МВт).

Перед включением генератора обмотка ротора должна быть замкнута на гасительное сопротивление или якорь возбудителя.

Самосинхронизацию можно применять и в нормальных условиях для всех гидрогенераторов и СК, когда генераторы работают в блоке с трансформаторами или когда толчки тока статора не превосходят допустимых величин.

РАСЧЁТ РЗ

Дифференциальная защита блока генератор-трансформатор.

Дифференциальная защита блока генератор-трансформатор является основной быстродействующей защитой трансформаторов и генераторов. Принцип действия ее основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемой зоны. Защита выполняется с помощью реле типа ДЗТ– 11, подключается к трансформаторам тока, установленным со стороны нулевых выводов генератора и со стороны высшего напряжения трансформатора.

Расчёт.

Первичные номинальные токи.

 

 А

 А

 

Выбор трансформаторов тока:

На стороне ВН выбираем ТТ -   ТФЗМ-220Б-I

 

ВН

 

На стороне НН выбираем ТТ - ТШ-20

 

НН

 

 Вторичные номинальные токи.

 

 А

 

 А

 

Плечо НН с большим током принимается за основное, там устанавливается тормозная обмотка реле ДЗТ-11.

Определяется первичный ток небаланса без учета третьей составляющей.

 

 

 

где I_{K max}= I_по =126,6 А (по таблице 5 «Расчетные токи к.з.»)

 

(1×1×0,1+0,1)×126,6=25,32 А

 

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания:

 

 А

1,3×596,4=775,32 А

 

10.6. Определяются числа витков обмотки ДЗТ-11.

 

 А

F_ср = 100 А в - м.д.с. реле ДЗТ-11

 

Принимается w_неосн = 20 витков.

Ток срабатывания защиты на стороне НН

 

 

Расчетное число витков на основной стороне

 

 

Принимается w_осн = 18 витков.

Определяется третья составляющая тока небаланса

 

 

Ток небаланса с учетом третьей составляющей

 

 

Окончательно принятое число витков

 

w_осн = w_урI = 18 витков

w_неосн = w_{ур II} = 19 витков

Проверка:

 

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для отстройки при внешнем к.з.

 

 

где w_p=18,05 - расчетное число витков рабочей обмотки на стороне НН.

Принимается w_T = 5 витков.

10.13. Определяется коэффициент чувствительности защиты.

 

 

Чувствительность обеспечена.

ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ

Для широко распространённой схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтам «Энергосетьпроект».