Электрическая часть станций и подстанций
Выбор принципиальной схемы (числа, типа, мощности главных трансформаторов). Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников, отвечающих заданным требованиям: выключателей, разъединителей, кабелей, токопроводов и гибких шин.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.09.2014 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1
Размещено на http://www.allbest.ru/
10
Размещено на http://www.allbest.ru/
Исходные данные
Таблица №1
|
Генераторы |
Котлы |
Собственные нужды |
|||||||||
|
Кол-во |
РНОМ,МВт |
UНОМ,кВ |
cosц |
Xd |
Кол-во |
Топливо |
РМАХ,в% от РУСТ |
UНОМ |
cosц |
||
|
кВ |
В |
||||||||||
|
3 |
200 |
18 |
0,85 |
0,185 |
3 |
Газо-мазут |
4 |
6 |
380 |
0,85 |
Продолжение Таблицы №1
|
Система С-1 |
Линии связи с системой |
Число отходящих от шин линий |
|||||||
Р?,МВт |
Xс* |
Аварийный резерв РРЕЗ, МВт |
cosц |
UНОМ,кВ |
n,шт. |
L,км. |
UНОМ,кВ |
n,шт. |
|
|
2600 |
0,6 |
340 |
0,85 |
220 |
2 |
90 |
110 |
6 |
Продолжение Таблицы №1
|
Данные о сети |
||||||||||||||
UНОМ,кВ |
РМАХ, МВт |
cosц |
Тип сети |
Потребители% |
UНОМ,кВ |
РМАХ, МВт |
cosц |
Тип сети |
Потребители% |
|||||
|
I |
II |
III |
I |
II |
III |
|||||||||
|
10,5 |
8 |
0,8 |
КЛ |
40 |
40 |
20 |
110 |
300 |
0,85 |
ВЛ |
20 |
40 |
40 |
Продолжение Таблицы №1
|
Нагрузка РП, МВт |
Минимальное сечение кабеля от РП до ТП. Smin, мм2 |
Длина кабеля от РП до ТП L, км |
||
|
№1 |
№2 |
|||
|
4 |
4 |
120 |
2,5 |
Введение
В данной курсовой работе необходимо спроектировать конденсационную электрическую станцию. В качестве исходных данных заданы мощности генераторов, вид топлива, данные линий связи с системой, мощность нагрузки, питающейся по линиям 110 кВ и графики нагрузки, мощность местной нагрузки
КЭС выполняется по блочному принципу.
Вначале работы выбирается вариант главной электрической схемы, для него рассчитываются блочные трансформаторы, автотрансформаторы. Далее выбираются схемы распределительных устройств среднего и высокого напряжений, трансформаторы собственных нужд первой и второй ступеней, схема питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступеней.
Производится выбор основных электрических аппаратов, для чего рассчитываются токи короткого замыкания в нужных точках. Выбираются выключатели, разъединители, трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения. В конце работы делается выбор кабелей, по которым питается местная нагрузка, выбираются токопроводы, гибкие шины и камеры КРУ.
1. Выбор принципиальной схемы (числа, типа, мощности главных трансформаторов)
трансформатор замыкание электрический проводник
1.1 Перевод графиков в именованные единицы, расчёт реактивной мощности
P = P%PМАХ Q= P.tg
трансформатор замыкание электрический проводник
Таблица №2. Табличные значения графиков нагрузок
|
Наименование |
РМАХ МВт |
Период |
Тип нагрузки |
Время, ч. |
||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
|||||
|
Генератор |
200 |
Зима |
Р, МВт |
132 |
132 |
200 |
200 |
200 |
132 |
|
|
Q, MВар |
81,84 |
81,84 |
124 |
124 |
124 |
81,84 |
||||
|
Лето |
Р, МВт |
66 |
66 |
132 |
132 |
132 |
66 |
|||
|
Q, MВар |
40,92 |
40,92 |
81,84 |
81,84 |
81,84 |
40,92 |
||||
|
Собственные нужды |
8 |
Зима |
Р, МВт |
5,28 |
5,28 |
8 |
8 |
8 |
5,28 |
|
|
Q, MВар |
3,27 |
3,27 |
4,96 |
4,96 |
4,96 |
3,27 |
||||
|
Лето |
Р, МВт |
2,64 |
2,64 |
5,28 |
5,28 |
5,28 |
2,64 |
|||
|
Q, MВар |
1,64 |
1,64 |
3,27 |
3,27 |
3,27 |
1,64 |
||||
|
Сеть 110 кВ |
300 |
Зима |
Р, МВт |
210 |
210 |
300 |
300 |
300 |
210 |
|
|
Q, MВар |
130,2 |
130,2 |
186 |
186 |
186 |
130,2 |
||||
|
Лето |
Р, МВт |
150 |
150 |
210 |
210 |
210 |
150 |
|||
|
Q, MВар |
93 |
93 |
130,2 |
130,2 |
130,2 |
93 |
||||
|
Местная нагрузка |
8 |
Зима |
Р, МВт |
4,8 |
4,8 |
8 |
8 |
6,4 |
4,8 |
|
|
Q, MВар |
3,6 |
3,6 |
6 |
6 |
4,8 |
3,6 |
||||
|
Лето |
Р, МВт |
4 |
4 |
6,4 |
6,4 |
4,8 |
4 |
|||
|
Q, MВар |
3 |
3 |
4,8 |
4,8 |
3,6 |
3 |
1.2 Составление структурной схемы
Будем применять единичные блоки на стороне ВН (блок генератор трансформатор без генераторного выключателя), так как мощность аварийного резерва системы (РРЕЗ=340 МВт) меньше дефицита мощности, которая будет возникать при отключении одного генератора (200 МВт). В схеме с отдельными АТС суммарная мощность блоков, присоединяемых к РУ СН, должна примерно соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть СН.[л.11, стр.125] На стороне СН будем применять единичные блоки(блок генератор трансформатор с генераторным выключателем). Это в свою очередь уменьшает надежность энергоблока, но повышает надежность РУ СН, РУ собственных нужд и местной нагрузки.
Согласно исходным данным выбираем генератор типа: ТГВ-200-2Д
Таблица №3. Параметры генератора
|
Тип генератора |
РНОМ, МВт |
UНОМ, кВ |
cosц |
Xd |
|
|
ТГВ-200-2Д |
200 |
18 |
0,85 |
0,185 |
Рис.2 Структурная схема КЭС
Предположим, что в начале сооружались энергоблоки 1 и 2 поэтому МНГ питается от них. Так как в МНГ есть потребители I и II категории, то ее питание будет осуществляться сразу от двух блоков 1 и 2. Местная нагрузка будет подключаться через дополнительные трансформаторы ТМНГ1 и ТМНГ2. Это обусловлено тем, что подключение МН к ТСН нежелательно, так как может вызвать необходимость увеличения его номинальной мощности и, как следствие, рост токов КЗ в СН I, а также снижение уровня надежности питания секции 6 кВ из-за подключения к ним дополнительных секций.[л.12,стр.43]. Выбор данного варианта структурной схемы обусловлен наибольшей надежностью и наименьшими затратами. Так, например, при варианте с подключением генератора к АТС выигрыш будет в блочном трансформаторе, но при этом выбирается автотрансформатор большей мощности (а так как их 2 то удорожание заметнее) и ставиться генераторный выключатель. В результате удорожание значительно. Если выбрать один АТС(удорожание АТ, так как выбирается большей мощности) то при выходе его из строя в режиме максимальных перетоков будет нехватка мощности в РУСН(надежность уменьшается).
1.3 Выбор главных трансформаторов и автотрансформаторов
Рассчитаем мощность рабочих трансформаторов Т-1 и Т-2.
Так как коэффициенты мощности разные, то:
Значения мощности взяты из таблицы №2 для времени 8-16 часов для зимы.
По [л4, с146] выбираем: ТДЦ-250000/110.
Uнн=18 кВ (предполагаем, что он будет сделан на заказ с таким напряжением, т.к. серийно выпускаются только с Uнн-15,75 кВ, 20 кВ и др.).
Таблица №4. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/110
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
121 |
18 |
200 |
640 |
10,5 |
0,5 |
Рассчитаем мощность рабочего трансформатора Т-3.
По [л4, с156] выбираем: ТДЦ-250000/220
Таблица №5. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/220
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
242 |
18 |
207 |
800 |
11 |
0,5 |
Выбор автотрансформаторов:
1.Нормальный режим работы:
Рассчитаем значения мощности, протекающей через АТ в н.у. зимой и летом по формуле:
и сведём их в таблицу:
Таблица №6. Значения мощности, протекающей через АТ в н.у.
|
Период |
Тип нагрузки |
Время, ч. |
||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
|||
|
Зима |
2Рген, МВт |
264 |
264 |
400 |
400 |
400 |
264 |
|
|
2Рсн, МВт |
10,56 |
10,56 |
16 |
16 |
16 |
10,56 |
||
|
Р110кВ, МВт |
210 |
210 |
300 |
300 |
300 |
210 |
||
|
Рмн, МВт |
4,8 |
4,8 |
8 |
8 |
6,4 |
4,8 |
||
|
2Qген, MВар |
163,68 |
163,68 |
248 |
248 |
248 |
163,68 |
||
|
2Qсн, MВар |
6,54 |
6,54 |
9,92 |
9,92 |
9,92 |
6,54 |
||
|
Q110кВ, MВар |
130,2 |
130,2 |
186 |
186 |
186 |
130,2 |
||
|
Qмн, MВар |
3,6 |
3,6 |
6 |
6 |
4,8 |
3,6 |
||
|
SАТЗИМ, МВА |
45,142 |
45,142 |
88,878 |
88,878 |
90,869 |
45,142 |
||
|
Лето |
2Рген, МВт |
132 |
132 |
264 |
264 |
264 |
132 |
|
|
2Рсн, МВт |
5,28 |
5,28 |
10,56 |
10,56 |
10,56 |
5,28 |
||
|
Р110кВ, МВт |
150 |
150 |
210 |
210 |
210 |
150 |
||
|
Рмн, МВт |
4 |
4 |
6,4 |
6,4 |
4,8 |
4 |
||
|
2Qген, MВар |
81,84 |
81,84 |
163,68 |
163,68 |
163,68 |
81,84 |
||
|
2Qсн, MВар |
3,28 |
3,28 |
6,54 |
6,54 |
6,54 |
3,28 |
||
|
Q110кВ, MВар |
93 |
93 |
130,2 |
130,2 |
130,2 |
93 |
||
|
Qмн, MВар |
3 |
3 |
4,8 |
4,8 |
3,6 |
3 |
||
|
SАТЛЕТ, МВА |
-32,378 |
-32,378 |
43,153 |
43,153 |
45,142 |
-32,378 |
2. Плановое отключение генератора летом.
При плановом отключении одного генератора оставшийся генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.
Таблица №7. Значения мощности, протекающей через АТ при плановом отключении генератора летом
|
Тип нагрузки |
Время, ч. |
||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
||
|
Рген, МВт |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
|
|
Рсн, МВт |
2,64 |
2,64 |
5,28 |
5,28 |
5,28 |
2,64 |
|
|
Р110кВ, МВт |
150 |
150 |
210 |
210 |
210 |
150 |
|
|
Рмн, МВт |
4 |
4 |
6,4 |
6,4 |
4,8 |
4 |
|
|
Qген, MВар |
124 |
124 |
124 |
124 |
124 |
124 |
|
|
Qсн, MВар |
1,64 |
1,64 |
3,27 |
3,27 |
3,27 |
1,64 |
|
|
Q110кВ, MВар |
93 |
93 |
130,2 |
130,2 |
130,2 |
93 |
|
|
Qмн, MВар |
3 |
3 |
4,8 |
4,8 |
3,6 |
3 |
|
|
SАТ, МВА |
50,744 |
50,744 |
-25,955 |
-25,955 |
-23,959 |
50,744 |
3. Аварийное отключение генератора зимой.
При аварийном отключении одного генератора оставшийся генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.
Таблица №8. Значения мощности, протекающей через АТ при аварийном отключении генератора зимой
|
Тип нагрузки |
Время, ч. |
||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
||
|
Рген, МВт |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
|
|
2Рсн, МВт |
10,56 |
10,56 |
16 |
16 |
16 |
10,56 |
|
|
Р110кВ, МВт |
210 |
210 |
300 |
300 |
300 |
210 |
|
|
Рмн, МВт |
4,8 |
4,8 |
8 |
8 |
6,4 |
4,8 |
|
|
Qген, MВар |
124 |
124 |
124 |
124 |
124 |
124 |
|
|
2Qсн, MВар |
6,54 |
6,54 |
9,92 |
9,92 |
9,92 |
6,54 |
|
|
Q110кВ, MВар |
130,2 |
130,2 |
186 |
186 |
186 |
130,2 |
|
|
Qмн, MВар |
3,6 |
3,6 |
6 |
6 |
4,8 |
3,6 |
|
|
SАТ, МВА |
-30,168 |
-30,168 |
-146,449 |
-146,449 |
-144,457 |
-30,168 |
Так как КЭС работает на газе (технический минимум при этом 30%), то работа 2-х генераторов допустима (22000,3<132).
Из таблицы №6 принимаем SРАСЧ=90,869 МВА.
По [л4, с.156] выбираем два АТ типа: АТДЦТН-125000/220/110.
Таблица №9. Параметры автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110
|
Sном, МВА |
Uвн, кВ |
Uсн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
Рк (вн-сн), кВт |
|||
|
вн-сн |
вн-нн |
сн-нн |
||||||||
|
125 |
230 |
121 |
10,5 |
65 |
11 |
45 |
28 |
0,4 |
315 |
При нештатном отключении одного из автотрансформаторов, второй проверяется на допустимую аварийную перегрузку при абсолютных максимальных перетоках:
SАТ.1,4> SМАКС.ПЕР
175>146,449 МВА
1.4 Выбор электрических схем РУСН и РУВН
Согласно нормам технологического проектирования [л5, л10] для РУ 110 кВ и РУ 220 кВ с числом присоединений 11 и 6 соответственно выбираем схему «Две рабочие и обходная системы шин». Так как в схемах РУСН и РУВН число присоединений меньше 12, то система шин не секционируется.
1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов местной нагрузки и собственных нужд первой ступени, схемы питания СН первой ступени
Выберем трансформатор собственных нужд ТСН-1, ТСН-2 и ТСН-3.
По [л4, с130] выбираем ТДНС-10000/35
Таблица №10. Параметры трансформатора ТДНС-10000/35
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
18 |
6,3 |
12 |
60 |
8 |
0,75 |
Так как местная нагрузка питается от ТМНГ-1 и ТМНГ-2, как изображено ранее на схеме (рис.1, стр.5), то в случае отключения одного из них, оставшийся должен обеспечивать электроснабжение потребителей I и II категории, то есть SТМНГ SРАСЧ:
Проверим ТМН-6300/20 на нагрузочную способность:
Рис.5 график нагрузки трансформатора ТМНГ
SЭ1= МВА
SЭ2= МВА
К1= K2доп=1,5
К`2=
0,9. Кмах=0,9. Sмах/ Sном=0,9.10/6,3=1,429
К`2>0,9. Кмах - следует К2= К`2=1,489
K2доп> К2 1,5>1,489 -значит трансформатор по нагрузочной способности проходит
По [л4, с128] выбираем ТМН-6300/20
Таблица №11. Параметры трансформатора ТМН-6300/20
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
20 |
11 |
8 |
46,5 |
7,5 |
0,8 |
Резервирование собственных нужд первой ступени будет производиться от пускорезервного трансформатора собственных нужд (ПРТСН), который подключён к ОРУ 110 кВ и от ОРУ 220 кВ В н.у. резервное питание отключено и включается только для замены рабочего элемента при потери питания СН (ремонт, кз и т.п.). Мощность ПРТСН должна обеспечивать замену рабочего ТСН и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока (т.к. в схеме есть блок без генераторного выключателя, и есть блоки с генераторными выключателями, но в этом случае рассматривается вариант без генераторных выключателей [л.5, стр.42]). Если точный перечень потребителей СН в таком режиме неизвестен, то мощность ПРТСН выбирается на ступень больше, чем рабочего ТСН.
По [л4, с130] выбираем ТДНС-16000/20
Таблица №12. Параметры трансформатора ПРТСН ТДНС-16000/2
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
18 |
6,3 |
17 |
85 |
10 |
0,7 |
1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд второй ступени, схемы питания СН второй ступени
Мощность трансформаторов второй ступени составляет примерно 10% от всей мощности первой ступени. Рассчитаем мощность ТСН второй ступени:
SСН IIст = 0,1SСН Iст3 = 0,19,4133 = 2,824МВА
Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ.
15% мощности второй ступени приходится на ХВО
SХВО = 0,15 SСН IIст = 0,152,824 = 423,6кВА
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-630/10.
Таблица №13. Параметры трансформатора ТСЗ-630/10
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
6,3 |
0,4 |
2 |
7,3 |
5,5 |
1,5 |
На каждый блок предусматривается две секции СН 0,4 кВ (секционируются для повышения надёжности). Каждая секция 0,4 кВт обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.
Считаем, что 10% всей нагрузки 0,4 кВ - это общестанционная нагрузка, и она питается от отдельных трансформаторов 6/0,4 кВ по схеме неявного резервирования.
SТР РАСЧ = 2,8240,1 = 282,4 кВА - общестанционная нагрузка 0,4 кВ
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТМ-400/10 т.к. данные трансформаторы находятся не в помещении.
Предполагаем, что в случае работы одного такого трансформатора будет происходить не включение или отключение части нагрузки, чтобы не было перегрузки.
Таблица №14. Параметры трансформатора ТМ-400/10
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
6 |
0,4 |
0,95 |
5,5 |
4,5 |
2,1 |
Рассчитаем мощность, приходящуюся на трансформаторы главного корпуса:
SТР РАСЧ=2,824-0,424-0,282=2,118 МВА
Выбираем 8 трансформаторов и 2 резервных.
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-400/10.
Таблица №15. Параметры трансформатора ТСЗ-400/10
|
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Рх, кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iх,% |
|
|
6,3 |
0,4 |
1,3 |
5,4 |
5,5 |
3 |
Рис.6 Схема питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступени
Рис.7 Схема питания местной нагрузки
2. Расчёт токов короткого замыкания
Составим схему замещения для КЭС, необходимую для расчёта токов КЗ
В качестве базисных величин принимаем:
SБ = 235,3 МВА; UБ = UСР. НОМ:
UБI = 230 кВ; UБII = 115 кВ; UБIII = 18 кВ; UБIV =10,5 кВ; UБV =6,3 кВ
- по [л3, с.130] для генераторов 100-1000 МВт.
Uкв% = 0,5(Uквс%+Uквн%-Uксн%) = 0,5(11+45-28) = 28%
Uкс% = 0,5(Uксн%+Uквс%-Uквн%) = 0,5(28+11-45) = -3% 0%
Uкн% = 0,5(Uксн%+Uквн%-Uквс%) = 0,5(28+45-11) = 28%
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-1, постепенно сворачивая схему относительно этой точки.
;
;
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-2.
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-3 и К-7.
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-6.
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-4 и К-5
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-8.
;
Представим полученные значения токов КЗ в таблице:
Таблица №16. Значения токов короткого замыкания в различных точках
|
К-1 |
К-2 |
К-3 |
К-4 |
К-5 |
К-6 |
К-7 |
К-8 |
|
|
8,66 кА |
12,909 кА |
14,744 кА |
4,952 кА |
12,067 кА |
78,503 кА |
15,144 кА |
11,796 кА |
Выбор выключателей в цепях блочных трансформаторов 220 и 110 кВ производим по максимальному из токов составляющих Iкз в точке К-1 и в точке К-2 соответственно.
К-1 (в цепях блочного трансформатора 220 кВ):
IГ < IC, отсюда следует, что выбор производим по току IC = IПО = 6,349 кА, аналогично выбираем выключатель в цепи блочного трансформатора 110 кВ(IC = IПО = 8,21 кА).
При расчётах ТКЗ не учитываем подпитку от двигателей СН I, т.к. в исходных данных ничего не говорится о номинальных данных двигателей СН I.
3. Выбор электрических аппаратов и проводников
3.1 Выбор выключателей
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Так как заводами-изготовителями гарантируется определённая зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
1). По напряжению установки: UУСТ UНОМ
2). По длительному току: IМАХ IНОМ
3). На симметричный ток отключения: Iп, IОТКЛ.НОМ
4). На отключение апериодической составляющей тока КЗ:
iа, iа,ном = н IОТКЛ.НОМ/100, где iа, = е-/Та, = tC,В + tРЗ min
5). По включающей способности: iУД iВКЛ; IП,0 IВКЛ, где iУД= IП,0(1+е-0,01/Та)
6). На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: IП,0 IДИН; iУД iДИН
7). На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:
Вк , где Вк = IП,02(tОТКЛ + Та)
Для примера рассмотрим выбор выключателя в РУВН 220 кВ.
По номинальному напряжению и току, а также по номинальному току отключения проверим маломасляный выключатель типа: ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 [л4, с.242].
Таблица №17. Справочные данные ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1
|
UНОМ, кВ |
IНОМ, А |
IОТКЛ.НОМ, кА |
н,% |
Предельный сквозной ток, кА |
Номинальный ток включения, кА |
IТЕР, кА / tТЕР, с. |
tC,В, с. |
|||
|
iДИН |
IДИН |
iВКЛ |
IВКЛ |
|
||||||
|
220 |
1000 |
20 |
25 |
52 |
20 |
52 |
20 |
20/3 |
0,05 |
Проверим этот выключатель по условиям, приведённым выше.
IП,0 = 8,66 кА
1). UУСТ=220 кВ ? UНОМ=220 кВ;
2). =592,8 А < =1000 А
3). IП,0 = Iп, = 6,349 кА < IОТКЛ.НОМ = 25 кА
4). iа, = е-/Та =6,349е-0,06/0,03=1,215 кА,где = tC,В + tРЗ min = 0,05+0,01=0,06 с.
Та=0,03 с. [л3, c.150]
iа,ном = н IОТКЛ.НОМ/100 =0,2520= 7,071 кА
iа, = 1,215 кА < iа,ном = 7,071 кА
5). iУД= Ку= IП,0(1+е-0,01/Та)= 6,349(1+е-0,01/0,03)=15,412кА
iУД=15,412кА < iВКЛ=52 кА;
IП,0=6,349 кА < IВКЛ=20 кА
6). IП,0 = 6,349 кА < IДИН = 20 кА;
iУД = 15,412кА< iДИН = 52 кА
7). Вк = IП,02(tОТКЛ + Та)=6,3492(0,17+0,03)= 8,062кА2с
tОТКЛ = (0,1-0,2) с. - по [л3, с.210]
=2023=1200 кА2с
Вк =8,062 кА2с < =1200 кА2с
Выбранный выключатель ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 проходит по всем условиям.
Выбор остальных выключателей аналогичен и сведён в таблицу № 19.
Выключатель в цепи генератора на отключение апериодической составляющей тока КЗ не проходит, по этому проверяем его на отключение полного тока КЗ
. IОТКЛ.НОМ.(1+н/100)? v2.Iпф+iаф; 271,529 кА>178,357 кА
3.2 Выбор разъединителей
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.
При ремонтах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенным в ремонт.
Выбор разъединителей производится:
1). По напряжению установки: UУСТ ? UНОМ;
2). По току: IМАХ. ? IНОМ;
3). По электродинамической стойкости: iУД ? iДИН, где iУД= IП,0(1+е-0,01/Та)
4). По термической стойкости: Вк , где Вк = IП,02(tОТКЛ + Та)
Для примера выберем разъединитель в ОРУ 110 кВ в цепи повышающего трансформатора.
Проверим РНДЗ.1-110/1250 Т1[л4, стр. 272]:
Таблица №18. Справочные данные РНДЗ.1-110/1250 Т1
|
UНОМ, кВ |
IНОМ, А |
Предельный сквозной ток, кА |
IТЕР, кА / tТЕР, с. |
|
|
iДИН |
|
|||
|
110 |
1250 |
100 |
40/1 |
1. UУСТ=110 кВ ? UНОМ=110 кВ;
2. IМАХ.=1159 А ? IНОМ=1250 А;
3. iУД=18,653кА ? iДИН=100 кА;
4. Вк=12,807 кА2с =1600 кА2с
Выбор остальных разъединителей аналогичен и сведён в таблицу № 19.
Таблица № 19. Выбор выключателей
|
Место |
Точка КЗ |
№ |
Данные |
Номинал. |
UНОМ, кВ |
IНОМ, А |
IОТКЛ. НОМ, кА |
iа,ном, кА |
iВКЛ, кА |
IВКЛ, кА |
iДИН, кА |
IДИН, кА |
, кА2с |
|
|
Расчёт. |
UУСТ |
IМАХ, |
Iп, кА |
iа,, кА |
iУД |
IП,0 |
iУД |
IП,0 |
Вк, кА2с |
|||||
|
РУВН (220 кВ) |
К-1 |
Q1 |
ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 |
220 |
1000 |
20 |
7,071 |
52 |
20 |
52 |
20 |
1200 |
||
|
220 |
592,8 |
6,349 |
1,215 |
15,412 |
6,349 |
15,412 |
6,349 |
8,062 |
||||||
|
РУСН (110 кВ) |
К-2 |
Q2 |
ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 |
110 |
1250 |
25 |
12,728 |
65 |
25 |
65 |
25 |
1875 |
||
|
110 |
1159 |
8,21 |
1,224 |
18,653 |
8,21 |
18,653 |
8,21 |
12,807 |
||||||
|
ТСН-1,2 (6,3 кВ) |
К-5 |
Q5 |
ВВ/ТEL-10-16/1000 |
10 |
1000 |
16 |
6,788 |
40,8 |
16 |
40,8 |
16 |
768 |
||
|
6,3 |
916,4 |
12,067 |
0,515 |
27,416 |
12,067 |
27,416 |
12,067 |
39,315 |
||||||
|
ТСН-3 (6,3 кВ) |
К-8 |
Q8 |
ВВ/ТEL-10-16/1000 |
10 |
1000 |
16 |
6,788 |
40,8 |
16 |
40,8 |
16 |
768 |
||
|
6,3 |
916,4 |
11,796 |
0,504 |
26,8 |
11,796 |
26,8 |
11,796 |
37,569 |
||||||
|
ПРТСН (6,3 кВ) |
К-3 |
Q3 |
ВВ/ТEL-10-16/1600 |
10 |
1600 |
16 |
6,788 |
40,8 |
16 |
40,8 |
16 |
768 |
||
|
6,3 |
1466 |
14,744 |
0,63 |
33,498 |
14,744 |
33,498 |
14,744 |
58,694 |
||||||
|
ПРТСН (6,3 кВ) |
К-7 |
Q7 |
ВВ/ТEL-10-16/1600 |
10 |
1600 |
16 |
6,788 |
40,8 |
16 |
40,8 |
16 |
768 |
||
|
6,3 |
1466 |
15,144 |
0,647 |
34,407 |
15,144 |
34,407 |
15,144 |
61,922 |
||||||
|
В цепи генератора (18 кВ) |
К-6 |
Q6 |
ВВГ-20-160/12500У3 |
20 |
12500 |
160 |
45,255 |
385 |
150 |
410 |
160 |
102400 |
||
|
18 |
7547,3 |
78,503 |
67,377 |
217,85 |
78,503 |
217,85 |
78,503 |
26253,2 |
||||||
|
Кабельная линия на РП №1,2 (6,3кВ) |
К-4 |
Q4 |
ВВ/ТEL-10-8/630 |
10 |
630 |
8 |
3,394 |
20,4 |
8 |
20,4 |
8 |
192 |
||
|
10 |
346,41 |
4,952 |
0,0064 |
9,58 |
4,952 |
9,58 |
4,952 |
19,863 |
||||||
|
Выбор разъединителей |
||||||||||||||
|
РУВН (220 кВ) |
К-1 |
QS1 |
РНДЗ.1-220/1000 У1 РНДЗ.2-220/1000 У1 |
220 |
1000 |
- |
- |
- |
- |
80 |
- |
1600 |
||
|
220 |
592,8 |
- |
- |
- |
- |
15,412 |
- |
8,062 |
||||||
|
РУСН (110 кВ) |
К-2 |
QS2 |
РНДЗ.1-110/1250 Т1 РНДЗ.2-110/1250 Т1 |
110 |
1250 |
- |
- |
- |
- |
100 |
- |
1600 |
||
|
110 |
1159 |
- |
- |
- |
- |
18,653 |
- |
12,807 |
3.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. [л2, с.348]
Нормально трансформаторы тока работают в режиме, близком к режиму короткого замыкания вторичной обмотки. Размыкание вторичной обмотки при наличии тока в первичной цепи (то есть возникновение режима холостого хода) недопустимо [л8, с.268], так как магнитный поток в магнитопроводе резко возрастает. В этом режиме магнитопровод нагревается до недопустимой температуры, на вторичной обмотке появляется высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт (пробой изоляции, разложение масла, взрыв, осколки).
Трансформаторы тока выбирают:
1. По напряжению установки: UУСТ ? UНОМ;
2. По току: IМАХ ? IНОМ;
3. По электродинамической стойкости: iУД ? iДИН, где iУД = IП,0(1+е-0,01/Та);
4. По термической стойкости: Вк , где Вк = IП,02(tОТКЛ + Та);
5. По вторичной нагрузке: z2 ? z2 НОМ.
Выберем трансформатор тока (ТА-1) в цепи генератора.
В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняем комплектным пофазно-экранированным токопроводом, следовательно, выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШ-20-8000/5 (расчетные и номинальные данные сведены в таблицу № 29).
Проверим трансформатор тока ТА-1 по вторичной нагрузке, для чего воспользуемся списком необходимых приборов и их каталожными данными. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. [л3, с.376]
Таблица № 20. Вторичная нагрузка ТА-1 ТШ-20-8000/5
|
Приборы: |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0.5 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-829 |
1 |
--- |
1 |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-830 |
1 |
--- |
1 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Амперметр регистрирующий |
Н-393 |
--- |
10 |
--- |
|
|
Ваттметр регистрирующий |
Н-348 |
10 |
--- |
10 |
|
|
Варметр щитовой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Ваттметр щитовой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Суммирующий ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Суммирующий варметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Суммарная нагрузка: |
18 |
10,5 |
18 |
Согласно [л3, с.362, 377, 635]
Общее сопротивление приборов:
Ом
чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие: rПРИБ + rПРОВ + rКОНТ ? Z2 НОМ (rКОНТ = 0,1 Ом, т.к. число приборов больше трёх [л3, с.374])
rПРОВ = Z2 НОМ - rПРИБ - rКОНТ = 1,2 - 0,72 - 0,1 = 0,38 Ом
Применим провода с медными жилами (=0,0175), т.к. агрегаты более 100 МВт. Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) принимаем приблизительно равной 40 м. [л3, с.374, 375]
Принимаем кабель с медными жилами сечением 2.5 мм2 и исходя из этого заново рассчитаем сопротивление проводов:
Ом
z2 = r2 = rПРИБ + rПРОВ + rКОНТ = 0,72 + 0,28 + 0,1 = 1,1 Ом
Теперь проверим трансформатор тока по всем пяти условиям:
1. По напряжению установки: UУСТ =18 кВ ? UНОМ = 20 кВ;
2. По току: IМАХ = 7547 А ? IНОМ = 8000 А;
3. По электродинамической стойкости этот трансформатор тока не проверяем;
4. По термической стойкости: Вк = 26253,2 кА2 76800 кА2;
5. По вторичной нагрузке: z2 = 1,1 Ом < z2 НОМ = 1,2 Ом
Делаем вывод, что трансформатор тока ТШ-20-8000/5 удовлетворяет всем условиям и будет работать в выбранном классе точности.
Дальнейший выбор трансформаторов тока аналогичен. Расчетные и номинальные параметры представлены в таблице № 29.
ТА-1-трансформаторы тока в цепи генераторов (G-1,G-2,G-3)
ТА-2-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-1, ТСН-2)
ТА-3-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-3)
Таблица № 21. Вторичная нагрузка ТА-2, ТА-3 ТШЛП 10-У3
|
Приборы: |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы. |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-829 |
1 |
--- |
1 |
|
|
Суммарная нагрузка: |
4,5 |
--- |
4,5 |
Согласно [л3, с.363, 369]
ТА-4 - трансформаторы тока в РУ 220кВ в ячейке ЛЭП
ТА-5 - трансформаторы тока в РУ 110кВ в ячейке ЛЭП
Выбираем ТА-4, ТА-5 по наиболее загруженному присоединению.
Таблица № 22. Нагрузка трансформаторов тока ТА-4
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
САЗ-И676 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Суммарная нагрузка |
6,5 |
0,5 |
6,5 |
Согласно [л3, с.364 - линии с пофазным управлением]
Таблица № 23. Трансформаторы тока в цепи блочного трансформатора
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
--- |
--- |
|
|
Суммарная нагрузка |
0,5 |
--- |
--- |
Согласно [л3, с.363 - блочный трансформатор, ВН]
Таблица № 24. Трансформатор тока в цепи обходного выключателя
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр с 2х стор. шкалой |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Ваттметр с 2х сторон. шкалой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Варметр с 2х сторон. шкалой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
САЗ-И676 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Суммарная нагрузка |
6,5 |
0,5 |
6,5 |
Согласно [л3, с.365]
Таблица № 25. Трансформатор тока в цепи шиносоединительного выключателя
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
--- |
0,5 |
--- |
|
|
Суммарная нагрузка |
--- |
0,5 |
--- |
Согласно [л3, с.365]
ТА-6-трансформатор тока на кабельных линиях, ведущих к РП-1,2
Таблица № 26. Трансформатор тока ТА-6 на кабельных линиях, ведущих к РП
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
--- |
0,5 |
--- |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Счётчик реактивной энергии |
САЗ-И676 |
2,5 |
--- |
2,5 |
|
|
Суммарная нагрузка |
5,0 |
0,5 |
5,0 |
Согласно [л3, с.363 - П.6 - линии 6-10 кВ к потребителям, ведётся денежный расчёт]
Таблица № 27. ТА-7 - трансформатор тока на ВН АТ
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
--- |
0,5 |
--- |
|
|
Суммарная нагрузка |
--- |
0,5 |
--- |
Согласно [л3, с.363 - автотрансформатор ВН]
Таблица № 28. ТА-8 - трансформатор тока на СН АТ
|
Название |
Тип |
Нагрузка, ВА, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр с 2х стор. шкалой |
Э-335 |
--- |
0,5 |
--- |
|
|
Ваттметр с 2х стор. шкалой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Варметр с 2х стор. шкалой |
Д-335 |
0,5 |
--- |
0,5 |
|
|
Суммарная нагрузка |
1 |
0,5 |
1 |
Согласно [л3, с.363 - автотрансформатор СН]
Таблица № 29. Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока
|
№ ТА |
Тип ТА |
Расчётные данные |
Номинальные данные. |
|||||||||
|
UУСТ, кВ |
IНОРМ, А |
iУД, кА. |
ВК, кА2с |
z2, Ом |
UНОМ, кВ |
IНОМ, А |
iДИН, кА. |
I2ТЕРtТЕР, кА2с |
z2 НОМ, Ом |
|||
|
ТА-1 |
ТШ-20-8000/5 |
18 |
7547 |
--- |
26253,2 |
1,1 |
20 |
8000 |
--- |
76 800 |
1,2 |
|
|
ТА-2 |
ТШЛП 10-У3 |
6,3 |
916,4 |
--- |
39,315 |
0,322 |
10 |
1000 |
--- |
57 600 |
0,8 |
|
|
ТА-3 |
ТШЛП 10-У3 |
6,3 |
916,4 |
--- |
37,569 |
0,322 |
10 |
1000 |
--- |
57 600 |
0,8 |
|
|
ТА-4 |
ТФЗМ220Б-I |
220 |
592,8 |
15,412 |
8,062 |
1,016 |
220 |
600 |
30 |
1200 |
1,2 |
|
|
ТА-5 |
ТФЗМ110Б-III |
110 |
1159 |
18,653 |
12,807 |
1,06 |
110 |
1500 |
212 |
13870 |
1,2 |
|
|
ТА-6 |
ТВЛМ-6 |
10 |
346,41 |
9,58 |
19,863 |
0,342 |
10 |
400 |
52 |
420,25 |
0,6 |
|
|
ТА-7 |
ТФЗМ-220Б III |
220 |
238,47 |
15,412 |
8,062 |
1,17 |
220 |
300 |
27 |
300 |
1,2 |
|
|
ТА-8 |
ТФЗМ-110Б I |
110 |
476,94 |
18,653 |
12,807 |
0,84 |
110 |
600 |
126 |
2352 |
1,2 |
3.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. [л3, с.355] Нормально трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к режиму холостого хода вторичной обмотки. Режим короткого замыкания для них недопустим. [л8, с.271]
Трансформаторы напряжения выбираются:
1). По напряжению установки: UУСТ UНОМ;
2). По вторичной нагрузке:
S2 SНОМ, где S2=;
Выберем трансформатор напряжения TV-1 типа ЗНОМ-20-63У2 в цепи генератора.
Подсчитаем нагрузки основных обмоток трансформаторов напряжения.
Таблица № 30. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-1 ЗНОМ-20-63У2
|
Прибор |
Тип |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q,Вар |
||||||||
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
3 |
2 |
- |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-829 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-730 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии |
И-680 |
2 |
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 |
- |
|
|
Суммирующий ваттметр |
Д-335 |
1.5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Суммирующий варметр |
Д-335 |
1.5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Ваттметр щитовой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр щитовой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Вольтметр щитовой |
Д-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
- |
|
|
Частотомер |
Э-372 |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
ИТОГО |
81 |
9,7 |
Таблица № 31. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-2 НКФ-110-83У1
|
Прибор |
Тип |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q,Вар |
||||||||
|
Линии 110кВ. |
|||||||||
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
6 |
18 |
- |
|
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
6 |
18 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И670 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
6 |
18 |
43,816 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СРЧ-И676 |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
6 |
36 |
87,632 |
|
|
ФИП |
ФИП |
3 |
1 |
1 |
0 |
6 |
18 |
- |
|
|
Сборные шины 110 кВ. |
|||||||||
|
Вольтметр с переключениями |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
- |
|
|
Частотомер регистрирующий |
Н-397 |
7 |
1 |
1 |
0 |
1 |
7 |
- |
|
|
Вольтметр регистрирующий |
Н-395 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Частотомер |
Э-372 |
3 |
1 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
- |
|
|
Синхроноскоп |
Э-327 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Шины 110 кВ (обходной выключатель). |
|||||||||
|
ФИП |
ФИП |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И670 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
3 |
7,303 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СРЧ-И676 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
3 |
7,303 |
|
|
Ваттметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Цепь АТС |
|||||||||
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
ИТОГО |
168 |
146,054 |
Таблица № 32. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-3 НКФ-220-83У1
|
Прибор |
Тип |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q,Вар |
||||||||
|
Линии 220 кВ с двухсторонним питанием. |
|||||||||
|
Ваттметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
|
Варметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1.5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии со стопорами |
САЗ-И681 |
2 |
2 |
0,38 |
0,925 |
2 |
8 |
19,474 |
|
|
Счетчик реактивной энергии со стопорами |
САЗ-И681 |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
2 |
12 |
29,211 |
|
|
ФИП |
ФИП |
3 |
1 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
|
Сборные шины 220 кВ. |
|||||||||
|
Вольтметр с переключениями |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
- |
|
|
Частотомер регистрирующий |
Н-397 |
7 |
1 |
1 |
0 |
1 |
7 |
- |
|
|
Вольтметр регистрирующий |
Н-395 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Частотомер |
Э-372 |
3 |
1 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
- |
|
|
Синхроноскоп |
Э-327 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Шины 220 кВ (обходной выключатель). |
|||||||||
|
ФИП |
ФИП |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И670 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
3 |
7,303 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СРЧ-И676 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
3 |
7,303 |
|
|
Ваттметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр с двухсторонней шкалой |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
ИТОГО |
92 |
63,291 |
Таблица № 33. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-4 НТМИ-6-66У3
|
Прибор |
Тип |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q,Вар |
||||||||
|
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И670 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
8 |
24 |
58,422 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СРЧ-И676 |
1,5 |
2 |
0,38 |
0,925 |
8 |
24 |
58,422 |
|
|
Вольтметр с переключениями для измерения трех фазных напряжений |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0 |
|
|
Итого |
52 |
116,844 |
Таблица № 34. Параметры трансформаторов напряжения
|
№ TV |
Тип ТV |
Расчетные параметры |
Номинальные параметры |
||||
|
UУСТ, кВ |
S?, ВА |
UНОМ, кВ |
Класс точности |
SНОМ, ВА |
|||
|
TV-1 |
ЗНОМ-20-63У2 |
18 |
81,579 |
20 |
1 |
3*150 |
|
|
TV-2 |
НКФ-110-83У1 |
110 |
222,611 |
110 |
1 |
3*600 |
|
|
TV-3 |
НКФ-220-58У1 |
220 |
111,668 |
220 |
1 |
3*600 |
|
|
TV-4 |
НТМИ-6-66У3 |
6 |
127,89 |
6 |
0,5 |
75 |
3.5 Выбор кабелей
По графику нагрузки 10 кВ определим число часов использования максимума нагрузки Тмах:
WСУТ.ЗИМ = 4(4,8+4,8+8+8+6,4+4,8) = 147,2 МВтч
WСУТ.ЛЕТ = 4(4+4+6,4+6,4+4,8+4) = 118,4 МВтч
WГОД = WСУТ.ЗИМnЗ.Д. + WСУТ.ЛЕТnЛ.Д. = 147,2200+118,4165 = 48976 МВтч
Рассчитаем ток нормального и послеаварийного режима для РП-1 и РП-2:
IМАХ = 2IНОРМ = 2137,464 = 274,928 А
Для Тмах по [л4, с.548, табл.10.1] для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами jЭК = 1,2 мм2.
Определим экономическое сечение:
По [л4, с.401, табл.7.10] и [л3, с.241, табл.4.7] проверим трёхжильный кабель ААШв,
U=10,5 кВ сечением 150 мм2 с IДОП = 355 А (длительно допустимый ток кабеля).Выбираем такой кабель исходя из того, что его сечение должно быть больше чем сечение кабеля от РП до ТП(120 мм2).
Рассчитаем длительно допустимые ток с учётом поправочных коэффициентов:
I`ДОП=KNKUKKСОПРIДОП(ПУЭ)
KN=0,92 - поправочный коэффициент, учитывает количество кабелей, лежащих рядом и расстояние между ними - 200 мм (по ширине ямки от лопаты) [л4, с.408, табл.7.17]
KU=1 - поправочный коэффициент для кабелей, работающих при номинальном напряжении [л.4, стр.410, табл.7.19].
K=1,2 - поправочный коэффициент, учитывающий температуру земли [л.4, с.409, табл.7.18] для условной температуры среды 15С, нормированной температуры жил 60С и расчётной температуры среды -5С и ниже.
KСОПР=1 - поправочный коэффициент, учитывающий тепловое сопротивление грунта, но так как нам неизвестен грунт, то его не учитываем, т.е. KСОПР=1.
I`ДОП=0,9211,21355=391,92А
Так как число часов перегрузки h=8 (больше 6), то по аварийной перегрузке кабель не проверяется [л4, с.35-36].
IНОРМ=137,464 А < I`ДОП=391,92 А
Проверим кабель на термическую стойкость:
C=94 А-[л3,с.192]
=1с-время срабатывания релейной защиты; tОВ=0,075 [л10, с.37]; Та=0,02 [л3, с.150].
= 13,47 кА > = 4,952 кА, следовательно, данный кабель проходит по термической стойкости.
Следовательно выбираем кабель сечением - 150 мм2 с IДОП = 355 А.
Расчётные характеристики кабеля:
RКАБ = r0l = 0,2062,5 = 0,515 Ом
ХКАБ = х0l = 0,0792,5 = 0,198 Ом [л.4, с.421]
Определим ток КЗ на РП с учётом сопротивления кабеля.
Проверим кабель от РП до ТП (120 мм2) на термическую стойкость:
C=94 А-[л3,с.192]
=0,5с-время срабатывания релейной защиты;tОВ=0,075 [л10, с.37]; Та=0,01 [л3, с.150].
= 14,75 кА > = 4,009 кА, следовательно, данный кабель проходит по термической стойкости.
3.6 Выбор токопроводов и гибких шин
На проектируемой КЭС для соединения генератора с блочным трансформатором будем использовать комплектный пофазно-экранированный токопровод (т.к. РG=200 МВт > 60 МВт). Токоведущие шины каждой фазы закреплены в заземлённом кожухе (экране) с помощью изоляторов. Кожух выполнен из алюминия во избежание сильного разогрева вихревыми токами. Закрытое исполнение токопроводов каждой фазы обеспечивает высокую надёжность, так как практически исключаются междуфазные короткие замыкания на участке от генератора до повышающего трансформатора [л3, с.533-534].
Максимальный рабочий ток от генератора:
Используем комплектный пофазно-экранированный токопровод
ТЭН-20-9250-300.
Проверим токопровод по условиям:
1). По напряжению: Uном = 20 кВ > Uуст = 18 кВ;
2). По току: I ном = 9,25 кА > Iмах = 7,547 кА;
3). По динамической стойкости: iДИН =300 кА > iУД = 217,85кА
Вывод: данный токопровод удовлетворяет условиям проверки.
Шины ОРУ 220 и 110 кВ, связи между ОРУ ВН, ОРУ СН и блочными трансформаторами выполняем гибкими шинами.
Выберем гибкие шины в РУВН 220 кВ
IМАХ = 592,8 А
Так как для напряжения 220 кВ минимальное сечение провода (марка) по условию короны составляет АС-240/32, то выбираем провод АС-240/32 с IДОП=605 А.
Проверим этот провод, используемый в качестве гибкой шины, по следующим условиям:
1). По току: IДОП=605 А > IМАХ = 592,8 А
2). По условию короны проходит, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение провода на 220 кВ должно быть не менее 240/32 мм2.
3). Проверку по термическому действию токов КЗ не делаем (согласно ПУЭ), так как шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе.
4). Проверку на схлёстывание не делаем, т.к. IП.0 К-1= 8,66 кА < 20 кА [л3, с.233].
Вывод: данный провод проходит по всем условиям.
Токоведущие части от выводов 220 кВ блочного трансформатора выполняем тем же проводом.
Выберем гибкие шины в РУСН 110 кВ
IМАХ = 1159 А
Так как для напряжения 110 кВ минимальное сечение провода (марка) по условию короны составляет АС-70/11, то выберем провод не меньше этого сечения, чтобы провод проходил по условию короны.
Выбираем провод АС-700/86 с IДОП=1180А.
Проверим эти провода, используемые в качестве гибких шин, по следующим условиям:
1). По току: IДОП=1180 А > IМАХ = 1159 А
2). По условию короны проходит, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение провода на 110 кВ должно быть не менее 70/11 мм2.
3). Проверку по термическому действию токов КЗ не делаем (согласно ПУЭ), так как шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе.
4). Проверку на схлёстывание не делаем, т.к. IП.0 К-2=12,909 кА < 20 кА [л3, с.233].
Вывод: данный провод проходит по всем условиям.
Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора выполняем тем же проводом.
Шины в РУ 6 кВ не выбираем, т.к. РУ выполняется камерами КРУ.
3.7 Выбор камер КРУ
Выбираем камеры КРУ серии К-63У3 [л10, с.35].
Выберем камеру КРУ для Q5, Q8, Q3, Q7 (ВВ/ТEL-10-16) с IНОМ.=1000,1600 А, но так как данный выключатель одинаковый для всех камер КРУ серии К-63У3, то на этом выбор закончим:
Таблица №35. Параметры камеры КРУ
|
UНОМ, кВ |
IНОМ сборных шин, А |
IНОМ главных цепей, А |
IДИН, кА |
Тип выключателя |
|
|
10 |
Подобные документы
Выбор числа, типа и номинальной мощности силовых трансформаторов для электрической подстанции. Выбор сечения питающих распределительных кабельных линий. Ограничение токов короткого замыкания. Выбор электрических схем распределительных устройств.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.06.2015Составление структурных схем выдачи мощности. Расчет токов короткого замыкания. Выбор генераторов и трансформаторов, электрических аппаратов (выключателей и разъединителей), проводников, токоведущих частей, измерительных приборов, типов релейной защиты.
курсовая работа [874,1 K], добавлен 01.04.2015Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.
курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010Разработка главной электрической схемы КЭС. Расчет тока однофазного и трехфазного короткого замыкания и ударных токов. Выбор выключателей для генераторной цепи, шин, разъединителей, токопроводов. Выбор электрических схем РУ повышенных напряжений.
курсовая работа [6,6 M], добавлен 10.10.2012Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013Проектирование электрической части электростанций и подстанций. Выбор схем электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, выключателей, заземляющих разъединителей и трансформаторов на проектируемой подстанции.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.02.2013Выбор главной схемы электрических соединений станций. Расчет токов короткого замыкания на шинах РУ 220 кВ и РУ 110 кВ. Выбор высоковольтных выключателей, разъединителей, сборных шин и токоведущих, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 19.05.2014Компоновка структурной схемы ТЭЦ. Выбор числа и мощности трансформаторов. Построение и выбор электрических схем распределительных устройств. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов, проводников и конструкции распределительных устройств.
курсовая работа [3,8 M], добавлен 08.02.2021Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014
