|
Наименование оборудования
|
Стоимость единицы, тыс.
у.е.
|
Первый вариант
|
Второй вариант
|
|
|
Кол-во
|
Сум. ст.
|
Кол-во
|
Сум. ст.
|
|
ТВФ-120
|
350
|
2
|
700
|
2
|
700
|
|
ТВФ-63
|
268
|
2
|
536
|
2
|
536
|
|
ТРДНС-40000/220
|
120
|
-
|
-
|
2
|
240
|
|
ТДЦ-125000/220
|
185
|
2
|
370
|
2
|
370
|
|
ТДТН-63000/220/35/10
|
130
|
2
|
260
|
-
|
-
|
|
ТРДНС-32000/35
|
70
|
-
|
-
|
2
|
140
|
|
ТДНС-16000/10
|
45
|
4
|
180
|
4
|
180
|
|
ОРУ-35
|
3,5
|
6
|
21
|
6
|
21
|
|
ОРУ-220
|
85
|
8
|
680
|
8
|
680
|
|
Общая стоимость
|
|
|
2747
|
-
|
2867
|
Выбор оптимального варианта выдачи электрической энергии. Оптимальный
вариант выбираем по минимуму затрат.
З=Ен·К+И
Где Ен - нормативный коэффициент эффективности, принимаем 0,12
И - издержки
И=
где
а - норма амортизационных отчислений, приняв а=6,4%, b- норма
отчислений на обслуживание , принимаем 3%
b - стоимость 1 кВт×ч , принимаем 0,8 центов/кВт·ч
DW
- суммарные потери энергии в трансформаторах варианта
, кВт×ч
К
- капитальные затраты.
Расчет потерь энергии в трансформаторах.
Вариант 1
Потери в трансформаторах связи ТДТН-63000/220/35/10
DW=Рх.х.×Т+Ркв(Smax в/Sном в)2×tв+Ркс(Smax с/Sном с)2×tс+Ркн(Smax н/Sном н)2×tн=
где
Ркв=Ркс=Ркн=0,5·Ркв-с=0,5·320=160кВт·ч
=7200ч.(определим
из /1/,рис.10.1с.546);
Общие
потери для первого варианта
Вариант
2
Потери
в трансформаторах связи ТРДНС-32000/35
DW1=Рх.х.×Т+Ркв(Smax
/Sном)2×tн =
кВт*ч
Потери в трансформаторе связи ТРДН-40000/220
DW2=Рх.х.×Т+Ркв(Smax /Sном)2×tн
=
Общие
потери для второго варианта
Определяем
затраты по вариантам
ЗI
= 0,12·2747+
ЗII
= 0,12·2867+
Первый
вариант экономичнее второго на
Поэтому
он принимается для дальнейших расчетов
В ГРУ-10кВ применяем схему с одной системой шин, секционированную.
Питание потребителей генераторного напряжения, осуществляем через групповые
реакторы. Сборные шины секционируем по числу генераторов, т.е. разделяем на 2
секции.
Секции связаны между собой через секционные выключатели с реакторами. С
целью уменьшения потерь, при передаче мощностей с одной секции.
4. Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей
Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего,
правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить
места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания
тока КЗ и расчётный вид КЗ.
Составим расчётную схему (рис. 4.1), которая представляет собой
однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все
источники питания и все возможные связи между ними и системой, а так же
расставим соответствующие точки на схеме для расчёта токов КЗ.
Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры
выбранных ранее трансформаторов и генераторов.
Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем Sб = 100 МВ·А.
Рисунок 4.1
В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.
Определяем сопротивления отдельных элементов, приведенные к базисной
мощности Sб=100МВ·А
Генераторы:
х1=х2=хг1=хг2=0,192·100/125=0,153;
х3=х4=хг3=хг4=0,153·100/78,75=0,194;
Трансформаторы
: а) двухобмоточные
ХТ
= 
;
х7
= х8 =хт1=хт2=
б)
трехобмоточные
х9
= х10 = хвн=
·(UКВ-Н%
+ UКВ-С% - UКС-Н%)·
= × (23,8 + 11
-12,6)·
= 0,176;
х13
= х14 = хсн=·(UКВ-С%
+ UКС-Н% - UКВ-Н%)·= × (11 + 12,6
-23,8)·= 0;
х11
= х12 = хнн=·(UКВ-Н%
+ UКС-Н % - UКВ-С%)·= × (23,8 +
12,6-11)·= 0,198;
Линии
электропередач
Xw = Xуд·l·
15= X16=0,4·161·
сопротивление
секционного реактора
х17=0,18·
х5=хпртсн=
Т.к. система задана бесконечностью, то внутреннее сопротивление
генераторов системы примем равным нулю.
Для расчёта тока к.з. в точке К1 на С.Ш 220 кВ, нагрузку, расположенную
вблизи генераторов Г3 и Г4, учитываем уменьшением ЭДС генераторов до Е=1.
Влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд и удалённых от мест к.з.
нагрузок пренебрегаем.
Ес=Ег3=Ег4=1
=1+0.9*0,153*0,6=1,1
Х1=Х2=Хг1,2=0,153
Х3=Х4=Хг3,4=0,194
Х5=Хпртсн=0,38
Х6=Хтсн1,2,3,4=0,625
Х7=Х8=Хт1,2=0,088
Х9=Х10=Хвн
т3,4=0,176
Х11=Х12=Хнн
т3,4=0,198
Х13=Х14=Хсн
т3,4=0
Х15=Х16=Хлэп1,2=0,121
Х17=Хр.секц=0,163
Хс=0.
Производим
эквивалентирование схемы и приводим ее к более простейшему виду.
Х18=Хс+Х15//Х16=0+0,121/2=0,06
Х19=Х1+Х7//Х2+Х8=0,153+0,088/2=0,197
Ег1,2=Ег1//Ег2=1,1
Х20=Х3+Х11+Х9//Х4+Х12+Х10=0,194+0,198+0,176/2=0,28
Ег3,4=Ег3//Ег4=1
Схема примет вид
Рисунок
4.2
Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из
выражения
где
базовый ток и результирующее сопротивление ветви
схемы соответственно.
Значения
токов по ветвям:
ветвь
генераторов Г3 и Г4:
ветвь
генератора Г1и Г2:
ветвь
системы:
Суммарный
ток к.з. в точке К1:
Ударный
ток:
где
Ку - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),
Ток
КЗ в производный момент времени переходного процесса(для выбора выключателей на
стороне 220кВ) находится по типовым кривым для момента расхождения контактов
выключателя τ.
τ = τр.з. + τс.в.
где
τр.з. -
время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.
τс.в. -
собственное время отключения выключателя, для выключателей 0,04.
В
данном случае для установки в РУ ВН 220 кВ будем использовать выключатели ВЭК
-220-40/2000У1
τ = 0,01 + 0,04 = 0,05 с.
Приведенный
номинальный ток генераторов
Находим
отношение Iпог3,4/Iнг3,4≈ 2,28; Iпог1,2/Iнг1,2≈
2,25; Iпогс/Iнгс=1.
Для
генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым (рис. 3-27/2/) для
определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
0,95; Кг-1-2=0,93.
Тогда:
Inτг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,95·0,89 = 0,84 кА
Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,93·1,4 = 1,3 кА
Для системы
суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для момента времени =0,05 с будет равна
IΣ =0,84+1,3+4,18=6,32 кА
Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:
где
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).
,
,
Рассмотрим трехфазное КЗ в точке К-2, которое является расчетным для всех
цепей 35 кВ. В данном случае следует принять Uб=37кВ и, следовательно, Iб=Sб/(√3∙Uб)=100/(√3∙37)=1,56 кА.
Для расчета КЗ в точке К-2 будем иметь следующую схему замещения
используя преобразования с первоначальной схемой приведенные выше и
изображенную на рис 4. 3
Х21=Х3+Х11//Х4+Х12=0,194+0,198/2=0,196
Х22=Х9//Х10=0,176/2=0,088
Рисунок
4.3
С помощью метода коэффициентов потокораспределения преобразуем данную
схему, изображенную на рис. 4. 3, к лучевому виду, показанному на рис. 4. 4,
который заключается в следующем:
) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х19, х20,согласно
выражению:
Хэкв
=1/
(1/Х18)+(1/Х19) =1/((1/0,06)+(1/0,197))= 0,046
)
определяем коэффициенты распределения по ветвям :
С1
=Хэкв/Х18=0,046/0,06=0,76; С2=Хэкв/Х19=0,046/0,197=0,24
3) далее определяем результирующее сопротивление
Хрез= Хэкв+Х22=0,046+0,088=0,134
4) теперь определяем реальные сопротивления ветвей
5)
Х23=Хрез/С1=0,134/0,76=0,17; Х24=Хрез/С2=0,134/0,24=0,55
Рисунок4.4
На
основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.4, получим
следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в
начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К-2 всеми источниками, причем
расчет будем вести в именованных единицах:
Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из
выражения:
Значения
токов по ветвям
ветвь
генераторов Г3 и Г4:
ветвь
генератора Г1и Г2:
ветвь
системы:
Суммарный
ток к.з. в точке К-2:
Ударный
ток:
где
Ку - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),
Аналогично, предыдущему случаю определяем: для системы- Та =
0,035, kу=1,717 , для генераторов ТЭЦ- Та = 0,26, kу=1,965 , ударный ток КЗ будет составлять:
Расчетное время
где
для маломасляного выключателя по [1] 
.
Приведенный номинальный ток генераторов
Находим
отношение Iпог3-4/Iнг3-4≈ 3,22; Iпог1-2/Iнг1-2≈
0,8; Iпогс/Iнгс=1.
Для
генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения
периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
0,87; Кг-1-2=0,97.
Тогда:
Inτг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,87·7,9 = 6,8 кА
Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,97·0,72 = 3,02 кА
Для системы
суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 для момента времени =0,12 с будет равна:
IΣ =6,8+3,02+9,1=18,9 кА
Величина аппериодического тока в момент размыкания контактов:
где
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).
,
,
Рассмотрим КЗ в точке К-3, по которому рассчитываются сборные шины ГРУ-10
кВ, а также выбираются выключатели .
С учетом преобразований проведенных выше схема будет иметь следующий вид
(рис. 4.5)
Х25=Х26=Х9+Х11=Х10+Х12=0,198+0,176=0,374
Рисунок
4.5
Преобразуем
треугольник Х25-Х26-Х17 в звезду Х27-Х28-Х29
Х27=Х25*Х26/(Х25+Х17+Х26)=0,374*0,374/(0,374+0,163+0,374)=0,153
Х28=Х26*Х17/(
Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06
Х29=Х25*Х17/(
Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06
Схема
примет вид
Рисунок
4.6
Х30=Х4+Х28=0,194+0,06=0,254
Эквивалентируем
схему
Хэкв=1/
(1/Х19)+(1/Х18)=1/(1/0,197)+(1/0,06)=0,04
С1=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,7;
С2=Хэкв/Х19=0,04/0,197=0,3
Хрез=Хэкв+Х27=0,04+0,153=0,193
Х32=Хрез/С1=0,193/0,7=0,27
Х31=Хрез/С2=0,193/0,3=0,64
Схема
принимает вид
Рисунок
4.7
Эквалентируем
схему к четырех лучевому виду
Хэкв=1/(1/Х30)+(1/Х31)+(1/Х32)=1/(1/0,254)+(1/0,64)+(1/0,27)=0,108
С1=Хэкв/Х30=0,108/0,254=0,42;
С2=Хэкв/Х31=0,108/0,64=0,17
;
С3=Хэкв/Х32=0,108/0,27=0,41
Хрез=Хэкв+Х29=0,108+0,06=0,168
Х33=Хрез/С1=0,168/0,42=0,4
Х34=Хрез/С2=0,168/0,17=0,99
Х35=Хрез/С3=0,168/0,41=0,41
Рисунок
4.8
Базисный ток
Iб=
Значения токов по ветвям:
ветвь генераторов Г1 и Г2:
ветвь
генератора Г3:
ветвь
генератора Г4:
ветвь
системы:
Суммарный
ток к.з. в точке К-3:
Ударный
ток
где
Ку - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),
Определяем: для системы - Та = 0,06 kу=1,85 , для генераторов Г1иГ2- Та = 0,06, kу=1,85 для генератора Г3 и Г4 Та = 0,23, kу=1,95, ударный ток КЗ будет составлять:
Расчетное время:
τсв
=0,01+0,12=0,13 сек
где
для масляного выключателя МГГ-10 по [1] τсв=0,12 с
Приведенный номинальный ток генераторов
Находим
отношение Iпог1-2/Iнг1-2≈ 0,44; Iпог3/Iнг3≈
8,1; Iпог4/Iнг4≈ 3,9; Iпогс/Iнгс=1.
Для
генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения
периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-1-2=
1; Кг-3=0,65, Кг-4=0,8
Тогда:
Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 1·6,1 = 6,1 кА
Inτг3 = К·Iпог3 = 0,65·28,3 = 18,4 кА
Inτг4 = К·Iпог4 = 0,8·13,75 = 11 кА
Для системы
суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3 для момента времени =0,13 с будет равна:
IΣ =6,1+18,4+11=35,5 кА
Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:
где
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).
,
,
Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К4 на выводах генератора Г-1,
исходная схема замещения приведена на рисунке 4.9
Х36=Х2+Х8=0,153+0,08=0,241
Рисунок
4.9
Преобразуем
схему к четырех лучевому виду изображенную на рисунке 4.10
Хэкв=1/(1/Х20)+(1/Х18)+(1/Х36)=1/(1/0,28)+(1/0,06)+(1/0,241)=0,04
С1=Хэкв/Х20=0,04/0,28=0,14
С2=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,66
С3=Хэкв/Х36=0,04/0,241=0,2
Хрез=Хэкв+Х7=0,04+0,088=0,128
Х37=Хрез/С1=0,128/0,14=0,91
Х38=Хрез/С2=0,128/0,66=0,19
Х39=Хрез/С3=0,128/0,2=0,64
Рисунок
4.10
Базисный ток
Iб=
Значения токов по ветвям:
ветвь генераторов Г3 и Г3:
ветвь
генератора Г1:
ветвь
генератора Г2:
ветвь
системы:
Суммарный
ток к.з. в точке К-4:
Ударный
ток:
где
Ку - ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),
Определяем: для системы- Та = 0,15 kу=1,95 , для генераторов Г2,Г3,Г4- Та = 0,15; kу=1,93 для генератора Г1 Та = 0,4, kу=1,97, ударный ток КЗ будет составлять:
Расчетное время
τсв
=0,01+0,12=0,13 сек.
где
для масляного выключателя МГГ-10 по [1] τсв=0,12 с
Приведенный номинальный ток генераторов
Находим
отношение Iпог3-4/Iнг3-4≈ 0,86; Iпог1/Iнг1≈
5,8; Iпог2/Iнг2≈ 1,38; Iпогс/Iнгс=1.
Для
генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым(/2/рисунок 3.27)
для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
1; Кг-1=0,73, Кг-2=0,94
Тогда:
Inτг3-4 = К·Iпог1-2 = 1·6 = 6 кА
Inτг1 = К·Iпог1 = 0,73·39,54 = 28,8 кА
Inτг2 = К·Iпог2 = 0,94·9,4 = 8,83 кА
Для системы
суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 для момента времени =0,13 с будет равна:
IΣ =6+28,8+8,83+28,9=72,5 кА
Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов
где
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2])
,
,
Расчет токов короткого замыкания в точке К5 за трансформатором
собственных нужд исходная схема замещения приведена на рис. 4.11.
Рисунок
4.11
Расчет производим с учетом подпитки от двигателей собственных нужд.
Учитывая удаленность точки К.З. , объединим все питающие источники в одну
эквивалентную ветвь. Схема на рисунке 4.12.
Х40=Хэкв+Х6=
Рисунок
4.12
Периодический
ток от эквивалентного источника будет равен:
Iпос = 
кА
Где
Iб= 
От
двигателей собственных нужд
Iподв=
Суммарное
значение тока
Iпо=12,83+10,16=22,99кА
Ударный ток к.з. в точке К5.
iу=iус+IУДВ=
Iпос·Ку+Iподв·Кудв=12,83·1,82+10,16·1,65=56,73кА
Периодическая
составляющая тока к.з. для расчетного времени τ
Iпτ=
=
=15,26 кА
Апериодическая
составляющая тока к.з.
iaτ= iaτc+
iaτдв= Iпос
+ Iподв
=4,34+3,43=7,7кА
Расчет
токов короткого замыкания за линейным реактором в точке К6.
Расчет
т.к.з. в этой точке необходим для выбора линейного группового реактора,
обеспечивающего ограничение тока к.з. Исходная схема замещения приведена на
рисунке 4.13.
Рисунок 4.13
Определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания при
отсутствии реактора
релейный
токоведущий оборудование теплоэлектроцентраль
Хрез=
Определим требуемое результирующее сопротивление цепи для обеспечения
требуемой отключающей способности выключателя ВМП-10:
Сопротивление реактора:
выбираем
окончательно реактор РБГ-10-1600-0,25 по (/1/, табл П3.1. с.622) с параметрами Uном=10кВ,
Iном=1600А, Хр=0,25Ом, imax=49кА,
Iт =19,3кА tТ=8с.
Фактическое
значение периодической составляющей тока к.з. за реактором
IпτК6= IпоК6=17,44кА
iуК6=
·Iпок6·Ку = ·17,44·1,935=47,582
кА;
Апериодический ток
iaτК6= Iпок6
=1,41·17,44
=15,92кА
Результаты
расчета токов к.з. сводим в таблицу 4.1
Таблица
4.1
|
Точка к.з.
|
Источник
|
Точки к.з.
|
Ку
|
τ,с
|
|
|
Iпо, кА
|
Iпτ, кА
|
iаτ, кА
|
iу, кА
|
|
|
|
К1 шины 220кВ
|
Система Генераторы Г1,Г2
Генераторы Г3,Г4
|
4,18 1,4 0,89
|
4,18 1,3 0,84
|
1,11 1,63 1,03
|
10,15 3,88 2,46
|
1,717 1,965 1,965
|
0,05
|
|
Сумм.ток
|
6,47
|
6,32
|
3,76
|
16,5
|
|
|
|
К3 шины ГРУ-10кВ
|
Система Генератор Г3
Генератор Г4 Генераторы Г1,Г2
|
13,4 28,3 13,75 6,1
|
13,4 18,4 11 6,1
|
2,17 22,7 11,04 0,99
|
1,85 1,95 1,95 1,85
|
0,13
|
|
Сумм. ток
|
61,55
|
35,5
|
36,9
|
167
|
|
|
|
К2 шины 35кВ
|
Система Генераторы Г1,Г2
Генераторы Г3,Г4
|
9,1 3,12 7,9
|
9,1 3,02 6,8
|
0,23 2,78 7,04
|
22 8,6 21,8
|
1,717 1,965 1,965
|
0,12
|
|
Сумм.ток
|
20,12
|
18,9
|
10,05
|
52,4
|
|
|
|
К4 выводы генератора Г1
10,5кВ
|
Система Генераторы Г3,Г4
Генератор Г1 Генератор Г2
|
28,9 6,0 39,54 9,4
|
28,9 6,0 28,8 8,83
|
17,5 3,5 40,4 5,58
|
79,6 16,3 98 25,6
|
1,95 1,93 1,97 1,93
|
0,13
|
|
Сумм.ток
|
83,8
|
72,5
|
66,8
|
215,5
|
|
|
|
К5 за трансформатором
собственных нужд
|
Система двиг.собств. нужд
|
12,83 10,16
|
12,83 2,43
|
4,34 3,43
|
33,02 23,71
|
1,82 1,65
|
0,1
|
|
Сумм.ток
|
22,99
|
15,26
|
7,7
|
56,73
|
|
|
|
К6 за линейным ректором
|
Система+ТЭЦ
|
17,44
|
17,44
|
15,92
|
47,582
|
1,935
|
0,1
|
5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники
и др.).
Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального
режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При
этом расчетные величины должны быть меньше либо равны номинальным каталожным
данным.
Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов мощностью 63 МВт
расчетный ток продолжительного режима
Iраб.max =
мощностью 100 МВт
Iраб.max =
Выбираем по /1/ таблица 5.1 выключатель маломасляный МГГ-10-5000-63 У3 и
разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ для генераторов 63 МВт; и выключатель
маломасляный МГУ-20-90/9500-У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ для
генераторов 100 МВт.
Расчетные и каталожные данные аппаратов сводим в таблицу 5.1 и 5.2
Таблица 5.1
|
Расчетные данные
|
Условия выбора
|
Каталожные данные
|
|
|
Выключатель МГГ-10-5000
|
Разъединитель
РВРЗ-1-20/6300 УЗ
|
|
Uуст=10
кВ
|
Uуст £ Uном
|
Uном = 10
кВ
|
Uном= 20
кВ
|
|
Iмах
= 4558
A
|
Iмах IномIном
= 5000 АIном= 6300 А
|
|
|
|
Iпt = 18,4 кА
|
Iпt £ Iотк.ном
|
Iотк.ном =
63 кА
|
-------
|
|
i аt = 22,7 кА
|
i аt £ i а.ном
|
i аt.ном =34
кА
|
-------
|
Iпt + iаt=48,7кА Iпt + iаt
|
Iотк(1+βн)Iотк(1+βн)=106кА-------
|
|
|
|
|
Iпо =
28,3 кА
|
Iпо £ Iдин
|
Iдин = 64
кА
|
-------
|
|
i у = 78 кА
|
i у £ i дин
|
i дин = 170 кА
|
i дин=220 кА
|
|
Вк = 312,34 кА2
× с
|
  Iт2 × tт =
16384 кА2 × сIт2 × tт = 25600 кА2 × с
|
|
|
Таблица 5.2
|
Расчетные данные
|
Условия выбора
|
Каталожные данные
|
|
|
Выключатель МГУ-20-90/9500-У3
|
Разъединитель
РВРЗ-1-20/8000 УЗ
|
|
Uуст=10
кВ
|
Uуст £ Uном
|
Uном = 20
кВ
|
Uном= 20
кВ
|
|
Iмах
= 7234
A
|
IмахIномIном
= 9500 АIном= 8000 А
|
|
|
|
Iпt = 28,8 кА
|
Iпt £ Iотк.ном
|
Iотк.ном =
63 кА
|
-------
|
|
i аt = 40,4 кА
|
i аt £ i а.ном
|
i аt.ном =34
кА
|
-------
|
Iпt + iаt=48,7кА Iпt + iаt
|
Iотк(1+βн)Iотк(1+βн)=106кА-------
|
|
|
|
|
Iпо =
39,54 кА
|
Iпо £ Iдин
|
Iдин = 64
кА
|
-------
|
|
i у = 98 кА
|
i у £ i дин
|
i дин = 170 кА
|
i дин=300 кА
|
|
Вк = 562,8 кА2
× с
|
Iт2 × tт =
19500 кА2 × сIт2 × tт = 32000 кА2 × с
|
|
|
Выбор выключателей и разъединителей в РУ-35кВ
Максимальный ток продолжительного режима.
Imax=
Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель С-35М-630-10У1 и
разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1 (/1/, табл. 5.5).
Таблица 5.3
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Выключатель С-35М-630-10У1
|
Разъединитель
РНДЗ.1-35/1000 У1
|
|
Uуст=35
кВ
|
Uном = 35
кВ
|
Uном= 35
кВ
|
|
Iмах = 476 А
|
Iном =
630 А
|
Iном=
1000 А
|
|
Iпt = 18,92 кА
|
Iотк.ном =
25 кА
|
-------
|
|
Iпt + +iаt=36,8 кАIотк(1+βн)=47,59кА------
|
|
|
|
i аt = 10,05 кА
|
i аt.ном =
15кА
|
-------
|
|
Iпо =
20,12 кА
|
Iдин = 25
кА
|
-------
|
|
i у = 52,4 кА
|
i дин = 64 кА
|
i дин=63 кА
|
|
Вк = 145,7 кА2
× с
|
Iт2 × tт = 2500 кА2 × с
|
Iт2 × tт = 3969 кА2 × с
|
Выбор выключателей и разъединителей в РУ - 220 кВ.
Максимальный ток продолжительного режима
Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель У-220Б-1000-25У1 и
разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1.
Таблица 5.4
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Выключатель
У-220Б-1000-25У1
|
Разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1
|
|
Uуст=220
кВ
|
Uном =
220 кВ
|
Uном= 220
кВ
|
|
Iмах =
328 А
|
Iном =
1000 А
|
Iном=
1000 А
|
|
Iпt = 4,18 кА
|
Iотк.ном =
25 кА
|
-------
|
|
i аt = 1,63 кА
|
i а.ном = 25 кА
|
-------
|
|
Iпо =
4,18 кА
|
Iдин = 25
кА
|
-------
|
|
i у = 10,15 кА
|
i дин = 64 кА
|
i дин=100 кА
|
|
Вк = 12,32кА2
× с
|
Iт2 × tт = 4800 кА2 × с
|
Iт2 × tт = 4800 кА2 × с
|
Выбор выключателей в цепи трансформатора собственных нужд.
Максимальный ток продолжительного режима для ТСН
Таблица 5.5
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Выключатель ВМПЭ-10-1600-31,5 УЗ
|
|
Uном=6,3
кВ
|
Uном = 10
кВ
|
|
Iмах = 1466 А
|
Iном =
1600 А
|
|
Iпt = 15,26 кА
|
Iотк.ном =
31,5 кА
|
|
i аt = 7,7 кА
|
Iоткβн=8,88кА
|
|
Iпо =
12,83 кА
|
Iдин =
31,5 кА
|
|
i у = 56,73 кА
|
i дин = 80 кА
|
|
Вк = 82,3 кА2
× с
|
Iт2 × tт = 3969 кА2 × с
|
Таким образом все выбранные аппараты удовлетворяют всем условиям выбора.
6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов,
шины РУ всех напряжений)
Выбор сборных шин и ошиновки на ГРУ 10,5 кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической
плотности тока не выбираются, поэтому выбор производим по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генератора и сборных шин.
Imax=
Принимаем
шины коробчатого сечения алюминиевые 2(125х55х6,5)мм2 (табл. 7.6
/1/)
Iдоп=4640 А
С
учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94 /1/
Iдоп=0,94·4640=4361А
что
меньше наибольшего тока, поэтому выбираем шины 2(150х65х7)мм2
сечением 2х1785 мм2 с Iдоп = 0,94·5650=5311А>Imax=4563А
Проверка
сборных шин на термическую стойкость.
Iпо=61,55 кА,
тогда тепловой импульс тока к.з.
Вк
= I2по×(tотк + Та)
= 61,552 × (4 + 0,195) = 15912 кА2×с;
Минимальное
сечение по условию термической стойкости
min=
что
меньше выбранного сечения, следовательно шины термически стойки, где С=91
по(/2/, табл. 3.14.)
Проверка
сборных шин на механическую прочность.
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому
расчет производится без учета колебательного процесса в механической
конструкции.
Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом,
тогда момент сопротивления Wуоуо=167см3
При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную
формулу принимаем
δсрmax=2,2·
·10-8=2,2
где
l принято 2м.
поэтому
шины механически прочны
Выбор
ошиновки в цепи генератора ошиновка принимается одинакового сечения со сборными
шинами.
Расчетный
ток в цепи генератора Iпо=28,3кА меньше, чем ток к.з. на сборных шинах,
поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойкая.
Проверяем
ошиновку на механическую прочность. Ошиновка от сборных до выключателя в ГРУ
расположена на рисунке 6.1
Принимаем
l=2м, а=6м, швеллеры шин соединены жестко в местах
крепления шин на изоляторах (ln=l). По табл. 10.1. расчетный ток iу=79,953
кА, тогда
δсро=
·
·10-8=·
а а
Рисунок 6.1
=
где
h=0,134 м
Wn=Wу-у=14,7см3
поэтому
шины механически прочны.
Выбор
комплексного токопровода в цепи генераторов ТВФ-63 от выводов генератора до
фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполняются комплектным
пофазно экранированным токопроводом .Выбираем ГРТЕ-10/8550-250 на номинальное
напряжение 10 кВ, номинальный ток 8550А, электродинамическую стойкость главной
цепи 250 кА
Условия проверки выполняются :
Imax=4563A<Iном=8550А
iу=167кА<iдин=250кА
Uуст=Uном=10кВ
Выбор сборных шин ОРУ-35кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются,
принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах,
равной току наиболее мощного присоединения.
Imax=
По
(1, табл. П.3.3) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6
мм,
Iдоп=605А Iдоп
> Imax=605>476А
Проверка
шин на корону.
Начальная
критическая напряженность.
Ео=30,3×m×(1+(0,299/Öro))=30,3×0,82×(1+(0,299/Ö1,66))=30,612 кВ/см
где m=0,82 - коэффициент, учитывающий
шероховатость поверхности провода
Напряжённость вокруг провода:
Е=(0,354×U)/(ro×lg(1,26×Dср/ro))=(0,354×38,5)/(1,66×lg((1,26×150)/1,66))=3,986 кВ/см
Где Dср=1,26·D, D - расстояние
между проводами, для РУ-35кВ D=150
см
Условие проверки
,07 Е £ 0,9 Ео
1,07·3,986 = 4,265кВ< 0,9·30,612=27,55 кВ
Следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.
Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится, т.к. шины
выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Выбор токопровода от сборных шин 35 кВ до трансформатора связи.
Токопровод выполняем гибким проводом сечение провода выбираем по
экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2.
qэ=Iнорм/jэ=476/1 = 476 мм2.
Где
: Imax=
По (/1/, таблице 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32 , d=21,6 мм,
Iдоп=605А
Iдоп > Imax=476А следовательно данный провод проходит по
допустимому току.
На термическое действие токопровод не проверяется по указанным выше
причинам.
Как показано выше, выбранный провод проходит и по условию короны.
Выбор сборных гибких шин ОРУ-220 кВ и ошиновки отходящей ЛЭП-220 кВ
Выбор сборных шин ОРУ-220 кВ
так как сборные шины по экономической плотности не выбираются, принимаем
сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току
наиболее мощного присоединения.
Imax=
По
(/1/, табл. 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6
мм,
Iдоп=605А
Iдоп =605А> Imax=328А
Выбранный провод на термическое действие не проверяем, так как шины
выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Проверка на схлестывание не проводится, так как Iпо<20 кА
Проверка на корону
Начальная критическая напряженность
Е=(0,354×U)/(ro×lg(1,26×Dср/ro))=(0,354×242)/(1,08×lg((1,26×400)/1,08))=26, 6 кВ/см
Условие проверки
,07 Е £ 0,9 Ео
1,07·26,6 = 28,46кВ/см< 0,9·31,435=28 кВ/см
Следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.
Выбор ошиновки от сборных шин 220 кВ до трансформатора связи.
Сечение провода выбираем по экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2
qэ=Iнорм/jэ=328/1 = 328 мм2.
Где
Iнорм
По (/1/, табл. 7.35) выбираем провод АС-300/39, наружный диаметр d=24 мм, q=300мм2
Iдоп=710А
> Imax=328А следовательно данный провод
проходит по допустимому току.
Проверку на термическое действие и схлестывание не проводим по указанным
выше причинам.
Провод АС-300/39, как показано выше не коронируем, поэтому проверку на
коронирование не производим.
Выбор числа и марки проводов в гибком токопроводе для присоединения
генератора ТВФ-63 с распределительным устройством 10 кВ.
Тmax=6000ч.
допустимая
стрела провода по габаритно-монтажным условиям h=2,5 м.
Выбираем
сечение по экономической плотности тока jэ=1 А/мм2 .
qэ=Iнорм/jэ=4558/1 = 4558 мм2.
Принимаем два несущих провода АС-500/64, тогда сечение алюминиевых
проводов должно быть qа=qэ-qАС=4558-2·500=3558 мм2.
Число проводов А-500
n=
принимаем
токопровод 2хАС-500/64+6 х А-500 диаметром d = 160мм.
Проверяем
по допустимому току.
Iдоп =
2·945+6·980=7770А> Imax=4558А
Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения,
поэтому проверка на термическую стойкость не производится.
Проверяем токопровод по условиям схлестывания. Сила взаимодействия между
фазами
f= 
сила
тяжести 1м. токопровода ( с учетом массы колец 1,68 кг, массы 1м провода АС-500
1,85 кг, провода АС-500 1,38кг) определяется
q=9,8·(2·1,85+6·1,38+1,6)=133Н/м
принимаем
время действия релейной защиты (дифференциальной) tз=0,1 с
находим: tэк=0,1+0,05=0,15с;
Для
значения
b/h=0,12,
откуда b=0,12·2,5=0,3м
Допустимое
отклонение фазы
bдоп=
Схлестывание
не произойдет, так как b<bдоп. Проверяем гибкий токопровод по
электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый
провод.
fу=
Удельная
нагрузка на каждый провод от взаимодействия при коротком замыкании
Yк=
Удельная
нагрузка на провод А-500 от собственного веса
Y1=
Принимая
максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Iф,max=100·103
, определяем
Gmax=
Определяем
допустимое расстояние между распорками внутри фазы
lр=К·Gmax·103·
Таким
образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорах на расстоянии
не более 12,93 м. друг от друга.
Для блочных генераторов Г1 и Г2 выбираем токопровод на участке блока
генератор-трансформатор с ответвлением для присоединения ТСН,
пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения
ГРТЕ-20-10000-300 [3, табл.9.13] с Uном=20кВ, Iном=10000А,
iдин=300 кА по следующим условиям:
Uн³Up.max 20³10,5кВ
Iн³Ip.max 10000³6873А
iдин³iу 300³98 кА
Следовательно, токопровод выбран правильно
Выбор сборных шин СН
Аналогичен выбору сборных шин ГРУ. Для шин СН примем двухполосные шины
2(60х8). Расположение пакета шин плашмя. Пролёт 1,4м, расстояние между фазами
0,8м, число прокладок в пролёте-3.
. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин,
отходящих ЛЭП и т. д.).
Защиты блока генератор - трансформатор
1) продольная дифференциальная защита
трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на
землю на основе применения реле РНТ - 565;
2) продольная дифференциальная защита
генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с
использованием реле РНТ - 565;
3) защита напряжения нулевой
последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
4) газовая защита трансформатора - от
замыкания внутри бака трансформатора;
5) токовая защита обратной
последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной
последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ -
2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной
последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от
внешних несимметричных КЗ;
6) токовая защита с пуском по
минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;
7) защита нулевой последовательности от
внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;
8) максимальная токовая защита от
симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;
10)односистемная
поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для
защиты генератора.
Защита
трансформаторов связи
Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты
от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) междуфазных замыканиях в обмотках и на выводах;
2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах,
присоединенных к сети с изолированной нейтралью 10/35 кВ;
) междувитковых замыканиях в обмотках;
) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
) понижения уровня масла.
) Повышения температуры масла в баке трансформатора .
Защиты трансформаторов собственных нужд.
1) от повреждений внутри бака и на
выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;
2) от повреждений внутри бака
трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла -
газовая защита;
3) от внешних КЗ, а так же для
резервирования защит по пунктам 1) 2) - МТЗ с комбинированным пуском по
напряжению;
4) от перегрузки - МТЗ, использующая ток
одной фазы с действием на сигнал.
ОРУ 220 кВ (сборные шины).
1) дифференциальная токовая защита без выдержки времени;
2) для РУ 110 кВ дифференциальная защита должны быть предусмотрена в
исполнении для фиксированного распределения элементов;
) двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень
которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной
защиты, а вторая - в виде максимальной токовой защиты.
) Защита должны действовать на отключением питающих элементов и
трансформатора собственных нужд;
) на обходном выключателе 110 кВ должны быть защиты:
а) трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных
КЗ;
б) четырехступенчатафя токовая направленная защита нулевой
последова-тельности от замыканий на землю;
6) на шиносоединительном выключателе должны быть:
а) двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
б) трехступенчаая токовая защита нулевой последовательности от замыканий
на землю
Защита ЛЭП 220 кВ .
1) дистанционная защита
2) токовая защита нулевой
последовательности
3) токовая отсечка
4) направленная защита .
Защита кабельных линий в ГРУ 10 кВ .
Линии 10кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от
междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал или отключение,
наиболее распространенной является максимальная токовая защита (МТЗ) кроме того
устанавливаются защиты:
Токовая отсечка (ТО).
Дуговая защита.
УРОВ.
ЛЗШ.
ЗНЗ.
. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи генераторов,
работающих на ГРУ-10 кВ.
Участок от выводов генератора до турбинного зала выполнен комплектным
токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, поэтому выбираем трансформаторы тока встроенные
в токопровод ТШВ-15Б-6000/5/5
Z2НОМ
> 1,2 Ом Кт=20 t=3с.
Расчетные и каталожные данные заносим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Uуст = 10
кВ
|
Uном = 10
кВ
|
|
Iмах =
4558 А
|
I1ном =
6000А
|
|
Вк = 312,34 кА2×с
|
Iт2 × tт = 43200 кА2 × с
|
Выбираем трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке.
Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2
|
Наименование прибора
|
Тип
|
Загрузка фаз,В×А
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Варметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Сч. акт. энергии
|
СА3-И-680
|
2,5
|
-----
|
2,5
|
|
Амперметр регистрирующий
|
Н-344
|
---
|
10
|
---
|
|
Ваттметр регистрирующий
|
Н-348
|
10
|
---
|
10
|
|
Ваттметр(щит турбины)
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Итого:
|
|
6,5
|
0,5
|
6,5
|
Из таблицы 7.2. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С.
Общее сопротивление приборов:
rприб = Sприб/I22ном=14/52=0,56 Ом
допустимое сопротивление проводов
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,56 - 0,1 =0,54 Ом
для генератора ТВФ-63 принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами,
ориентированная длинна 40 м. трансформаторы тока соединены в полную звезду,
поэтому lрасч=l, тогда сечение
= 2,1 мм2
Принимаем
контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности. В цепи комплектного токопровода установлен
трансформатор напряжения типа ЗНСМ-10-63У2
Проверим
его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора
напряжения сводим в таблицу 8.3
Таблица
8.3
|
Прибор
|
Тип
|
Sодной обм.МВ×А
|
Число обм.
|
cosj
|
sinj
|
Число приб.
|
Общ.потр.мощн.
|
|
|
|
|
|
|
|
Р,Вт
|
Q,Вар
|
|
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
|
----
|
|
Датчик активной мощности
|
Е-829
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
----
|
|
Датчик реактивной мощности
|
Е-830
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
----
|
|
Сч.акт.энергии
|
СА3-И-681
|
2Вт
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
4
|
9,7
|
|
Ваттметр регистрирующий
|
И-348
|
10
|
2
|
1
|
0
|
1
|
20
|
----
|
|
Вольтметр регистрирующий
|
И-344
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
----
|
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
2
|
6
|
----
|
|
ИТОГО:
|
|
|
|
|
|
|
71
|
9,7
|
Вторичная нагрузка
S2S = 
71,66 В×А
Выбранный трансформатор ЗНОМ-10-63У2 имеет номинальную мощность 75 ВА в
классе точности 0,5 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, S2S=71,66 В×А<Sном=3х75=225 ВА, трансформатор будет работать в выбранном
классе точности.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем
контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм2 по условию мех.
прочности.
Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ
По (/1/, таблица 5.13) выбираем трансформатор напряжения типа НТМН-10 с
параметрами Uном=10 кВ, S2НОМ120 ВА (класс 0,5) проверяем выбранный трансформатор по
вторичной нагрузке.
Подсчет нагрузки сводим в таблицу 8.4.
Таблица 8.4
|
Прибор
|
Тип
|
Sодной обм.МВ×А
|
Число обм.
|
cosj
|
sinj
|
Число приб.
|
Общ.потр.мощн.
|
|
|
|
|
|
|
|
Р,Вт
|
Q,Вар
|
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
4
|
8
|
----
|
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
4
|
12
|
----
|
|
Синхроноскоп
|
Э-327
|
10
|
2
|
1
|
0
|
4
|
20
|
----
|
|
Вольтметр регистрирующий
|
Н-344
|
10
|
1
|
1
|
0
|
2
|
20
|
----
|
|
ИТОГО:
|
|
|
|
|
|
|
60
|
|
Вторичная нагрузка
S2S = 60 В×А
Выбранный трансформатор НТМН-10 в классе точности 0,5 имеет номинальную
мощность 120 ВА, что больше вторичной нагрузки Sном >S2S , следовательно трансформатор будет
работать в выбранном классе точности. Для соединения трансформатора напряжения
с приборами применяем контрольный кабель АКРВГ с сечением шин 4 мм2
, по условию мех. прочности.
Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне 10 кВ, трансформатора
связи.
По (/1/, таблица 5.9) принимаем трансформатор тока типа ТШВ-15Б-6000/5 с
параметрами: Iном=6000А R2=1,2 Ом, Кт=20, tт=3с.
Imax=
Расчетные
и каталожные данные сводим в таблицу 8.5.
Таблица
8.5
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Uуст = 10
кВ
|
Uном = 10
кВ
|
|
Iмах =
5092 А
|
I1ном =
6000А
|
|
Вк = 355,24 кА2×с
|
Iт2 × tт = 43200 кА2 × с
|
Выбранный трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке. К
трансформатору тока подключены следующие приборы: ваттметры, варметры с
двусторонней шкалой и амперметр.
Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.6.
Таблица 8.6
|
Наименование прибора
|
Тип
|
Загрузка фаз,В×А
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Варметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Амперметр
|
Э-335
|
|
0,5
|
|
|
Итого
|
|
1
|
0,5
|
1
|
Из таблицы 8.6. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С.
Общее сопротивление приборов:
rприб = Sприб/I22ном=1/52=0,04 Ом
допустимое сопротивление проводов
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,04- 0,05 =1,11 Ом
= 1,02 мм2
Принимаем
контрольный кабель АКРВГО с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.
Выбор измерительного трансформатора тока на стороне 220 кВ трансформатора
связи.
По (/1/, таблица 5.11) выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220 встроенные
в силовой трансформатор. Трансформатор тока с параметрами
Iном=6000А
R2=2 Ом, Кт=20, tт=3с.
Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.7
Таблица 8.7.
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Uуст =
220 кВ
|
Uном =
220 кВ
|
|
Iмах =
328 А
|
I1ном =
600А
|
|
Вк = 12,32 кА2×с
|
Iт2 × tт = 432 кА2 × с
|
На трансформаторе связи электроизмерительные приборы не устанавливаются
Выбор трансформаторов тока включенных в цепь отходящих ЛЭП - 220 кВ
По (/1/, таблица 5.10) принимаем, трансформаторы тока типа ТВ-220-Т 600/5
встроенные в выключатель. Трансформаторы тока имеет следующие параметры
Iном=600А
R2=1 Ом, Кт=13, tт=3с
Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.8.
Таблица 8.8
|
Расчетные данныеКаталожные
данные
|
|
|
Uуст =
220 кВ
|
Uном =
220 кВ
|
|
Iмах =
328 А
|
I1ном =
600А
|
|
Вк = 12,32 кА2×с
|
Iт2 × tт = 182,52 кА2 × с
|
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. К трансформатору
тока подключены следующие приборы: амперметры в каждой фазе (т.к. масляный
выключатель имеет пофазное управление), ваттметры и варметр с двусторонней
шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами.
Подсчет вторичной нагрузки сведем в таблицу8.8.
Таблица 8.8
|
Наименование прибора
|
Тип
|
Загрузка фаз,В×А
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Варметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
0,5
|
|
Сч.акт.энергии
|
СА3-И-681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
|
Сч.реакт.энергии
|
СА3-И-681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
|
Итого
|
|
6,5
|
0,5
|
6,5
|
Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Общее сопротивление приборов:
rприб = Sприб/I22ном=6,5/52=0,26 Ом
допустимое сопротивление проводов
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1 - 0,26- 0,1 =0,64 Ом
= 2,73 мм2
Принимаем
контрольный кабель КРВГ с жилами медными сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.
Выбор
трансформаторов напряжения на сборных шинах 220 кВ
По
(/1/, таблица 5.9) выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220-58 с
параметрами Uн=Uуст=220 кВ Sном=400ВА в классе точности 0,5.
Проверяем выбранный трансформатор напряжения по вторичной нагрузке.
|
Прибор
|
Тип
|
Sодной обм.МВ×А
|
Число обм.
|
cosj
|
sinj
|
Число приб.
|
Общ.потр.мощн.
|
|
|
|
|
|
|
|
Р,Вт
|
Q,Вар
|
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
3
|
6
|
----
|
|
Регистр. Частотомер
|
Н-397
|
7
|
1
|
1
|
0
|
1
|
7
|
---
|
|
Регистр. Частотомер
|
Н-344
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
---
|
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
2
|
6
|
----
|
|
Синхроноскоп
|
Э-327
|
10
|
2
|
1
|
0
|
1
|
20
|
----
|
|
Асцилограф
|
|
|
|
|
|
1
|
|
|
|
Фиксатор
|
ФИА
|
3
|
1
|
1
|
0
|
3
|
9
|
---
|
|
Сч.акт.энергии
|
СА3-И-681
|
2Вт
|
2
|
0,38
|
0,925
|
6
|
24
|
58,42
|
|
Ваттметр
|
Д335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
3
|
9
|
---
|
|
Варметр
|
Д335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
3
|
9
|
---
|
|
ИТОГО:
|
|
|
|
|
|
|
100
|
58,42
|
Вторичная нагрузка
S2S = 
115,8 В×А
Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-220 имеет номинальную
мощность 400 ВА Таким образом, S2S=115,8 В×А, трансформатор будет работать в
выбранном классе точности.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем
контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм2 по условию мех.
прочности.
Выбор трансформаторов тока в РУ-35 кВ
Максимальный допустимый ток
Imax=
По (/1/, таблица 5.9) выбираем трансформатор ТФЗМ-35-600У1
Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.10
Таблица 8.10
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
ТФЗМ-35-1500У1
|
|
Uуст = 35
кВ
|
Uном = 35
кВ
|
|
Iмах =
476 А
|
I1ном =
600А
|
|
Iу=52,4 кА
|
Iдин=127 кА
|
|
Вк = 75,2 кА2×с
|
Iт2 × tт = 1430 кА2 × с R2НОМ=1,2
Ом
|
Для проверки по вторичной нагрузке , пользуясь схемой включения и
каталожными данными приборов определим нагрузку по фазам
Расчет нагрузки сводим в табл. 8.11.
Таблица 8.11
|
Наименование прибора
|
Тип
|
Загрузка фаз,В×А
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Варметр
|
Д-335
|
0,5
|
-----
|
0,5
|
|
Амперметр
|
Э-335
|
---
|
0,5
|
---
|
|
Сч.акт.энергии
|
СА3-11670
|
2,5
|
---
|
2,5
|
|
Сч.реакт.энергии
|
СРУ-11689
|
2,5
|
---
|
2,5
|
|
Итого
|
|
6,0
|
0,5
|
6,0
|
Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Общее сопротивление приборов:
rприб = Sприб/I22ном=6/52=0,24 Ом
допустимое сопротивление проводов
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,24- 0,1 =0,86 Ом
= 3,29 мм2
Принимаем
контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.
Выбор
измерительных трансформаторов напряжения в РУ-35 кВ. По (/1/, таблица 5.13)
выбираем трансформатор ЗНОЛ-35, Uном=35 кВ, S2НОМ=150ВА подсчет нагрузки сведем в таблицу 8.12
Таблица
8.12
|
Прибор
|
Тип
|
Sодной обм.МВ×А
|
Число обм.
|
cosj
|
sinj
|
Число приб.
|
Общ.потр.мощн.
|
|
|
|
|
|
|
|
Р,Вт
|
Q,Вар
|
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
|
1
|
2
|
----
|
|
Сч.акт.энергии
|
И-674
|
3
|
2
|
0,38
|
|
2
|
12
|
29
|
|
Сч.реакт.энергии
|
И-673
|
3
|
2
|
0,38
|
|
2
|
12
|
29
|
|
ИТОГО:
|
|
|
|
|
|
|
26
|
58
|
Вторичная нагрузка
S2S = 
64,6В×А
Выбранный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-35имеет номинальную мощность
150 ВА в классе точности 0,5
S2S =64,6ВА<S2 ном=150ВА
Для остальных цепей выбор измерительных приборов и измерительных
трансформаторов будет осуществляться аналогично (все контрольно измерительные
приборы приведены на главной схеме электрических соединений, которая
прилагается к данному курсовому проекту).
. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств,
имеющихся в проекте
Согласно ПУЭ при напряжении 10 кВ на станции сооружаются закрытые
распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35 кВ и выше сооружаются
открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не
находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера.
В данном курсовом проекте РУ-220кВ выполнено открытым, так как станция не
находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера, РУ-10кВ
выполняется закрытым.
Для
распределения энергии напряжением 220 кВ принимаю конструкцию открытого
распределительного устройства 220 кВ, по широко распространенной схеме с двумя
рабочими системами шин и одной обходной системой шин с применением типовой
компоновки распределительного устройства.
В принятой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около
второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ назаваются
однорядными. Каждый полюс второй системы шин расположен под проводами
соответствующей фазы. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить
соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом
же уровне присоединить выключатель. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими
сталеалюминевыми проводами. Линейные и шинные порталы и все опорное
оборудование - стандартное, железобетонное.
Наибольшее распространение получили генераторные распредустройства (ГРУ)
6-10 кВ с одной системой сборных шин, выполняемые в одноэтажном здании. В
центральной части здания располагаются сборные шины и шинные разъединители,
далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей,
групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения.
У стены здания расположены ячейки КРУ. Имеются два подземных кабельных
тоннеля и два вентиляционных канала. Оборудование в ГРУ располагается рядами в
камерах- закрытых или ограждённых. Вдоль фронта камер предусматривают коридор
обслуживания. Реакторы устанавливают обычно в закрытых вентилируемых камерах,
остальное оборудование - в открытых камерах, защищённых со стороны коридора
сетчатым ограждением.
Литература
1) Б. Н.
Неклепаев, И. П. Крючков "Электрическая часть электростанций и подстанций.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования", 4-е
издание, М., Энергоатомиздат, 1989;
2) Л. Д.
Рожков, В. С. Козулин "Электрооборудование станций и подстанций: Учебник
для техникумов", 3-е издание, М., Энергоатомиздат, 1987;
) В.Н.
Мазуркевич, Л.Н.Свита, И.И.Сергей, М.И. Стрелюк Методические указания по
курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций и
подстанций» Минск 2003 г.