(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ
Санкт-петербургский муниципальный
Политехнический институт
Электромеханический факультет
Кафедра электронные системы и сети
Выпускная работа бакалавра
Тема: Проектирование электронной части понижающей подстанции 110/35/6 кВ
Санкт-Петербург 2007
Содержание
электронный станция схема замыкание
Начальные данные
Введение
1.Выбор главной схемы электронных соединений станции и схемы собственных нужд
Проектирование главной схемы
1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы
2.Расчет токов недлинного замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
2.1 Схема замещения и приведение характеристик частей схемы к базовым условиям
2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)
2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)
2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)
2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)
3.Выбор электронных аппаратов и проводников
3.1Выбор выключателей
3.1.1РУ-330 кВ
3.1.2РУ-110 кВ
3.1.3РУ-35 кВ
3.1.4РУ СН-0,4кВ
3.2 Выбор разъединителей
3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей
3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ
3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ
3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ
3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ
3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ
3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ
4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Литература
Начальные данные
Тип подстанции -подстанция 330/110/35кВ.
Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ по 2-м линиям длиной 150 км. Пользователи:
Таблица
Напряжение, кВ
Перегрузка
Рмин, МВт
Рмакс, МВт
35
30
40
6
20
40
Мощность недлинного замыкания системы 3000 МВ·А.
Введение
Цель курсового проекта — спроектировать электронную часть понижающей подстанции 110/35/6 кВ. Связь с системой осуществляется по двум линиям длиной 20 км на напряжении 110 кВ. Мощность недлинного замыкания системы составляет 3000 МВ·А. Подстанция имеет три РУ, к сборным шинам 35 кВ подключен один ТСН для воплощения укрытого резервирования электроснабжения потребителей СН.
В курсовом проекте выполнено: выбор и обоснование главной схемы электронных соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, рабочих трансформаторов собственных нужд; расчет токов недлинного замыкания; выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Понижающие подстанции предусмотрены для распределения энергии по сети НН и сотворения пт соединения сети ВН (коммутационных пт). Определяющей для выбора места размещения подстанции является схема сети СН, для питания которой предназначена рассматриваемая подстанция. Лучшая мощность и радиус деяния подстанции определяются плотностью нагрузок в районе её размещения и схемой сети НН.
систематизация подстанций по их месту и способу присоединения к сети нормативными документами не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и вероятных схем присоединения подстанций их можно подразделить на: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
По предназначению подстанции делятся на потребительские, созданные для электроснабжения потребителей электроэнергии, и системные, осуществляющие связь меж отдельными частями ЭЭС.
Понижающая подстанция 110/35/6 кВ, проектируемая в работе является потребительской тупиковой подстанцией, являющаяся центром питания по отношению к пользователям электронных сетей напряжением 6 и 35 кВ.
1.Выбор главной схемы электронных соединений станции и схемы собственных нужд
Проектирование главной схемы
Главные требования к основным схемам электронных соединений:
– схема обязана обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в обычном, ремонтном и послеаварийном режимах в согласовании с категориями перегрузки с учётом наличия либо отсутствия независящих запасных источников питания;
– схема обязана обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в обычном, ремонтном и послеаварийном режимах в согласовании с его значением для рассматриваемого участка сети;
– схема обязана быть по способности обычный, приятной, экономной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;
– схема обязана допускать поэтапное развитие РУ с переходом от 1-го шага к другому без значимых работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
– число сразу срабатывающих выключателей в границах 1-го РУ обязано быть не наиболее 2-ух при повреждении полосы и не наиболее четырёх при повреждении трансформатора.
1.1 Технико-экономический анализ вариантов схемы
Выбор силовых трансформаторов
Суммарная наибольшая перегрузка подстанции равна (если принять cos?н=0,8):
, потому можно избрать:
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью:
. По табл. 3.8 выбираю два трёхобмоточных трансформатора ТДТН-80000/110 с параметрами Sном = 80 МВ·А, UВН = 115 кВ,
UСН = 38,5 кВ, UНН = 6,6 кВ, uк в-с = 11 %, uк в-н= 18,5 %, uк с-н= 7 %, Рх = 82 кВт, Ркз в-с = 390 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 4110 тыс. руб. Коэффициент перехода к современному уровню цен принят равным 30.
2 вариант. 4 трансформатора:
. По табл. 3.81 выбираю четыре трансформатора ТРДН-40000/110 с параметрами Sном = 40 МВ·А, UВН = 115 кВ, UНН = 6,3 кВ, uк = 10,5 %, Рх = 36 кВт, Ркз = 172 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 2400 тыс. руб.
Рис. 1. Варианты структурной схемы
Выбор трансформаторов собственных нужд
В согласовании с табл. 2.10, подстанции с высшим напряжением 330 кВ имеют наивысшую нагрузку СН, лежащую в границах от 100 до 400 кВт. Наименьшие значения соответствуют подстанциям с упрощёнными схемами, огромные — подстанциям с развитыми распредустройствами высшего напряжения и с установленными синхронными компенсаторами.
Как следует, выбираю РСН = 200 кВт. Мощность потребителей невелика, потому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от 2-ух понижающих трансформаторов СН. При всем этом мощность всякого из 2-ух трансформаторов обязана обеспечивать вполне электроснабжение всех потребителей СН, другими словами стопроцентный резерв мощности (скрытое резервирование). Шины СН 0,4 кВ для надёжности секционируют автоматическим выключателем.
Выбираю трансформаторы СН: . По табл. 3.3 выбираю два двухобмоточных трансформатора: ТМ-250/35 с параметрами Sном =250 кВ·А, UВН = 35 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк = 6,5 %, Рх = 1 кВт, Ркз = 3,7 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 1800 тыс. руб.
1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы
Финансовая необходимость схемы соединения определяется минимумом приведенных издержек:
З = рн·К + И + У,
где К — финансовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн — нормативный коэффициент экономической эффективности, в истинное время равный для подстанций 0,15 1/год; И — годичные эксплуатационные Издержки, тыс. руб./год; У — вред от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год. Вред от недоотпуска электроэнергии в данной работе не учитывается.
Таблица 1. Расчет финансовложений.
№ п/п
Оборудование
Расчётная стоимость единицы
1-й вариант
2-й вариант
Число
Общая стоимость
Число
Общая стоимость
тыс. руб.
шт.
тыс. руб.
шт.
тыс. руб.
1
АТДЦН-200000/330/110
23850
2
47700
—
—
2
АТДЦТН-250000/330/150
29100
—
—
1
29100
4
Выкл. 110 кВ
10535
4
42140
3
31605
5
Выкл. 35 кВ
1804
5
13000
4
10400
6
Выкл. 6 кВ
1804
7
12628
6
10824
Итого, тыс. руб.
115468
81929
— где расчетная стоимость за ранее избранных выключателей определена по таблицам 5.1 и 5.2
Годичные эксплутационные Издержки определяются по формуле:
И = Иа + Ипот = а·К/100 + ?·?Wгод,
где а =(8…9)% — отчисления на амортизацию и сервис; ?Wгод — годичные утраты энергии в электроустановке, кВт·ч; ? — средняя себестоимость утрат электроэнергии, коп/кВт·ч.
Принимаю а = 8%, ? = 25 коп/кВт·ч.
Утраты электроэнергии в одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:, тут Рх, Ркз — утраты мощности холостого хода и недлинного замыкания, кВт; Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sмакс — расчетная наибольшая перегрузка трансформатора, МВ·А; Т — длительность работы трансформатора в году; ? — длительность наибольших утрат.
Утраты электроэнергии в одном трёхобмоточном трансформаторе определяются по формуле: ,
тут Ркв, Ркс , Ркн — утраты мощности недлинного замыкания, кВт; Sном -номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sв , Sс , Sн — расчетные наибольшие перегрузки по обмоткам трансформатора, МВ·А; Т — длительность работы трансформатора в году; ?в , ?с , ?н — длительности наибольших утрат по обмоткам трансформатора.
Выбираю число часов использования наибольшей перегрузки Тмакс с = 6000 ч, Тмакс н = 5800 ч ( а для перегрузки на завышенных напряжениях Тмакс = (6000-7000) ч).
Как следует,
.
Число часов наибольших утрат в году по обмоткам трансформатора ?в = 4300 ч, ?с = 4500 ч, ?н = 3200 ч определяю по графику на рис. 10.1.
Потому что для автотрансформаторов в справочной литературе заданы лишь значения Ркз в-с, то принимаю Ркз в-н = Ркз с-н = Ркз в-с, тогда Ркз в = Ркз с = Ркз н = 0,5·Ркз в-с.
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью по 200 МВ·А любой.
Трансформатора два, потому ?Wгод ? =2· ?Wгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·ч).
Приведенные Издержки: =27580(тыс. руб.) 2 вариант. один трёхобмоточный трансформатор мощностью 63 МВ·А.
Трансформатор один, потому ?Wгод ? = ?Wгод = 2249940 (кВт·ч).
Приведенные Издержки:
1-ый_вариант является самым драгоценным, да и самым надёжным из всех предложенных. Даже при выключении 1-го трансформатора в случае ремонта либо трагедии, оставшийся в работе вполне обеспечит питание всех потребителей.
2-ой вариант с одним автотрансформатором по суммарным финансовложениям и приведённым затратам является самым дешёвым и самым ненадёжным, потому что при выходе из строя трансформатора закончится питание всех потребителей.
Питание потребителей через один трансформатор может быть в последующих вариантах:
1) от подстанции питаются неответственные электроприёмники, причём на вариант отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью подмены повреждённого трансформатора в течение суток;
2) для резервирования питания потребителей первой и 2-ой категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются 2-ые источники питания, причём для потребителей первой группы обеспечен автоматический ввод резерва.
Вывод: С учётом вышеизложенного, также того, что большей частью от подстанций питаются пользователи всех трёх категорий и питание от системы подводится только со стороны высочайшего напряжения, то по условию надёжности выбираю 1-ый вариант с внедрением 2-ух автотрансформаторов АТДЦТН-200000/330/110. Данный вариант структурной схемы по суммарным финансовложениям дороже второго на 34,5%, а по приведённым дороже второго на 32,4%, но владеет завышенной надёжностью электроснабжения.
2.Расчет токов недлинного замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
Для распределительных устройств 35-220 кВ двухтрансформаторных подстанций при количестве присоединяемых линий равном двум рекомендуются последующие типовые схемы:
1) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны полосы;
2) мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;
3) четырёхугольник.
Приблизительно по табл.1 определяю количество отходящих линий от РУ 110 кВ. Если Рмакс = 140 МВт, тогда выбираю четыре воздушные полосы. С ростом мощности перегрузки нужно равномерно наращивать количество отходящих линий.
Как следует, для РУ 330 кВ выбираю схему четырёхугольника, а для РУ 35 кВ схему мостика с поэтапным переходом к схеме с одной секционированной системе шин и подменой разъединителей выключателями.
Определяю количество отходящих линий от РУ 35 кВ. Согласно табл.12 при Рмакс = 60 МВт выбираю четыре воздушные полосы. С ростом мощности перегрузки нужно равномерно наращивать количество отходящих линий.
Для РУ 35 кВ и для РУ СН 0,4 кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин (межсекционный выключатель в обычном режиме отключен для понижения токов недлинного замыкания).
Рис. 2. Окончательная схема
2.1 Схема замещения и приведение характеристик частей схемы к базовым условиям
Выбираю базовую мощность: Sб = 1000 МВ·А
В качестве базового напряжения принимаю среднее эксплутационное напряжение той ступени, на которой предполагается куцее замыкание (340; 115; 37; 0,4 кВ).
В каждой точке недлинного замыкания выходит свое характеристики частей цепи в относительных единицах, приведённые к базовым условиям
Трансформаторы ТДТН-40000/220
о.е.
о.е.
о.е.
Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-250/10
о.е.
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), питающие подстанцию
Для воздушных линий напряжением 6 — 330 кВ среднее
Тогда сопротивление одной полосы, приведённое к базовым условиям равно:
0,5 о.е.
Система
0,2
о.е.
ЭДС системы принимаю равной единице: Ес = 1.
Рис. 3. Схема замещения подстанции для расчета токов недлинного замыкания
2.2 Куцее замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)
Uб = 340 кВ, кА
Рис 4. Схема замещения относительно точки К1
о.е.
Изначальное системы:
кА
Ударный ток недлинного замыкания от системы:
, где
По табл. 3.8 определяю Та=0,04 с и Кус=1,779. Тогда кА.
Как следует, расчетным током недлинного замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 330 кВ является кА, кА.
2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)
Uб = 115 кВ, кА; о.е.
Рис 5. Схема замещения относительно точки К2
Изначальное системы:
кА
По табл. 3.8 определяю Та=0,02 с и Кус=1,607. Тогда ударный ток недлинного замыкания от системы: кА.
Как следует, расчетным током недлинного замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.
2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)
Uб = 37 кВ, кА
Рис 6. Схема замещения относительно точки К3
о.е.
Изначальное системы:
кА
По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток недлинного замыкания от системы: кА.
Проектируемая в работе понижающая подстанция не является большой промышленной подстанцией, потому подпитку от движков при определении токов недлинного замыкания не учитываю.
Как следует, расчетным током недлинного замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.
2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)
Uб = 0,4 кВ, кА
Рис 7. Схема замещения относительно точки К4
о.е.
Изначальное системы:
кА
По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток недлинного замыкания от системы: кА.
Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции мала (250 кВ·А), потому подпитку от движков собственных нужд при определении токов недлинного замыкания не учитываю.
Как следует, расчетным током недлинного замыкания для выбора аппаратов и шин РУСН 0,4 кВ является кА, кА.
3.Выбор электронных аппаратов и проводников
3.1Выбор выключателей
В ГОСТ 687-78 приведены последующие характеристики выключателей:
Номинальное напряжение Uном.
Номинальный ток Iном.
Номинальный ток отключения Iоткл.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения
Действующее значение повторяющейся составляющей Iдин и амплитудное
ток тепловой стойкости Iт и время деяния тока тепловой стойкости tт.
Номинальный ток включения Iвкл.
Время деяния выключателя:
– собственное время отключения tсв- просвет времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;
– время отключения tов — просвет времени от подачи команды на отключение до полного погасания дуги во всех фазах;
– время включения выключателя tвв — просвет времени от подачи команды на включение до появления тока в цепи.
Характеристики восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения.
Таблица 3. Условия выбора выключателей
Расчетные величины
Каталожные данные выключателя
Условие выбора
Uуст
Uном
Uуст ? Uном
Iраб утяж
Iном
Iраб утяж ? Iном
Iпо
Iдин
Iпо ? Iдин
iу
Im дин
iу ? Im дин
Iп?
Iоткл
Iп? ? Iоткл
?
?ном
? ? ?ном
Iп? + iа?
Iп? + iа? ?
Вк
Iт2· tт
Вк ? Iт2· tт
3.1.1РУ-330 кВ
Больший ток обычного режима в цепи высочайшего напряжения на подстанции с 2-мя автотрансформаторами определяю с учётом установки в перспективе трансформаторов последующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S?Т ном.
Потому что SТ ном = 200 МВ·А, то S?Т ном = 250 МВ·А.
А
Больший ток ремонтного либо послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор быть может перегружен на 40 %.
А
Расчётные токи недлинного замыкания: кА, кА
За ранее по табл.5.2 выбираю ячейку элегазовую ВГУ-330Б-40/3150У1, характеристики которой:
Таблица 4. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные выключателя
ВГУ-330Б-40/3150У1
Условие выбора
Uуст = 330 кВ
Uном = 330кВ
330 = 330
Imax = 437,4 А
Iном = 3150 А
437,4 < 3150
Iпо = 3,69 кА
Iдин = 40 кА
3,69 < 40
iу = 9,28 кА
Im дин = 102 кА
9,28 <102
Iп? = 3,69 кА
Iоткл = 40 кА
3,69 < 40
? = 28%
?ном = 30%
28 < 30
Вк = 2,7(кА)2·с
Iт2· tт = 3200(кА)2·с
2,7< 3200
Проверка на отключающую способность
Куцее замыкание в точке K1 является удаленным, потому повторяющуюся составляющую тока недлинного замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 40 кА.
время от момента появления недлинного замыкания до расхождения контактов выключателя: ? = tрз min + tсв = 0,01+0,04 = 0,05 с
Для этого момента времени апериодическая составляющая тока недлинного замыкания: кА, где неизменная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,03 с определена по табл. 3.8.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока недлинного замыкания в токе отключения определяю по по рис. 35 для ? = 50 мс: .
Потому что , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.
Тепловая стойкость выключателя
Полный импульс квадратичного тока
Принимая наибольшее время деяния главный защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока недлинного замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 c.
Тогда (кА)2·с
(кА)2·с > (кА)2·с
По всем главным условиям выбора выключатель подошел, как следует принимаю избранный выключатель.
3.1.2РУ-110 кВ
Больший ток обычного режима в цепи среднего напряжения на подстанции с 2-мя автотрансформаторами определяю с учётом многообещающей перегрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S?нагр С.
Потому что многообещающая перегрузка на 10-летний период неведома, делаю допущение о схожей загрузке обмоток среднего и низкого напряжений автотрансформатора, другими словами . В качестве S?макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в обычном режиме ?н.р. = 0,7).
=>
С учётом этого:
Больший ток обычного режима в цепи среднего напряжения:
А
Больший ток ремонтного либо послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.
А
Расчётные токи недлинного замыкания: кА, кА
За ранее по табл. (главные технические данные выключателей, используемых ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «МОСЭЛЕКТРОЩИТ») выбираю элегазовый выключатель ВГБУ-110, характеристики которого:
Таблица 5. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные выключателя
ВГБУ-110
Условие выбора
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
110 = 110
Imax = 918,1 А
Iном = 2000 А
918,1 < 2000
Iпо = 6,76 кА
Iдин = 40 кА
6,76 < 40
iу = 15,35 кА
Im дин = 102 кА
15,35 <102
Iп? = 6,76 кА
Iоткл = 40 кА
6,76 < 40
? = 10,5%
?ном = 45%
10,5 < 45
Вк = 7,997(кА)2·с
Iт2· tт = 4800 (кА)2·с
7,997 < 4800
Проверка на отключающую способность
Куцее замыкание в точке K2 является удаленным, потому повторяющуюся составляющую тока недлинного замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 40 кА.
время от момента появления недлинного замыкания до расхождения контактов выключателя: ? = tрз min + tсв = 0,01+0,035= 0,045с
Для этого момента времени апериодическая составляющая тока недлинного замыкания: кА, где неизменная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока недлинного замыкания в токе отключения: .
Потому что , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.
Тепловая стойкость выключателя
Полный импульс квадратичного тока
Принимая наибольшее время деяния главный защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока недлинного замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,055= 0,155 c.
Тогда (кА)2·с
(кА)2·с > (кА)2·с
По всем главным условиям выбора выключатель подошел, как следует принимаю избранный выключатель.
3.1.3РУ-35 кВ
Больший ток обычного режима в цепи низкого напряжения на подстанции с 2-мя автотрансформаторами определяю с учётом многообещающей перегрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S?нагр С. Потому что многообещающая перегрузка на 10-летний период неведома, делаю допущение о схожей загрузке обмоток среднего и низкого напряжений трёхобмоточного трансформатора, другими словами . В качестве S?макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в обычном режиме ?н.р. = 0,7).
=>
С учётом этого:
Больший ток обычного режима в цепи среднего напряжения:
А
Больший ток ремонтного либо послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.
А
Расчётные токи недлинного замыкания: кА, кА
За ранее по табл. 5.2 выбираю масляные баковые выключатель С-35-3200-50БУ1, характеристики которого:
Таблица 5. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные выключателя
С-35-3200-50БУ1
Условие выбора
Uуст = 35 кВ
Uном = 35 кВ
35= 35
Imax = 2944,4 А
Iном = 3200 А
2944,4 < 3200
Iпо = 11,22 кА
Iдин = 50 кА
11,22 < 50
iу = 25,5 кА
Im дин = 127 кА
25,5 <127
Iп? = 11,22 кА
Iоткл = 50 кА
11,22 < 50
? = 3,8%
?ном = 25%
3,8 < 45
Вк = 25,2(кА)2·с
Iт2· tт = 10000 (кА)2·с
25,2 < 10000
Проверка на отключающую способность
Куцее замыкание в точке K2 является удаленным, потому повторяющуюся составляющую тока недлинного замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей кА < Iоткл = 50 кА.
время от момента появления недлинного замыкания до расхождения контактов выключателя: ? = tрз min + tсв = 0,01+0,055= 0,065с
Для этого момента времени апериодическая составляющая тока недлинного замыкания: кА, где неизменная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока недлинного замыкания в токе отключения: .
Потому что , то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.
Тепловая стойкость выключателя
Полный импульс квадратичного тока
Принимая наибольшее время деяния главный защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока недлинного замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,08= 0,18 c.
Тогда (кА)2·с
(кА)2·с > (кА)2·с
По всем главным условиям выбора выключатель подошел, как следует принимаю избранный выключатель.
3.1.4РУ СН-0,4кВ
Uуст = 0,4 кВ; Sсн = 0,25 МВ·А
Больший ток обычного режима в цепи собственных нужд:
А
Больший ток ремонтного либо послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.
А
Выбираю по табл. 6.9 автоматический трёхполюсный выключатель АВМ4С, характеристики которого:
Таблица 8. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные выключателя АВМ4С
Условие выбора
Uуст = 0,4 кВ
Uном до 0,5 кВ
0,4 < 0,5
Imax = 360,8 А
Iном = 400 А
360,8 < 400
Iп? = 5,52 кА
Iоткл = 20 кА
5,52 < 20
По всем главным условиям выбора выключатель подошел, как следует принимаю избранный выключатель.
3.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по долговременному номинальному току номинальному напряжению, проверяются на тепловую и электродинамическую стойкость.
Таблица 9. Условия выбора разъединителей:
Расчетные величины
Каталожные данные разъединителя
Условие выбора
Uуст
Uном
Uуст ? Uном
Iраб утяж
Iном
Iраб утяж ? Iном
iу
Im дин
iу ? Im дин
Вк
Iт2· tт
Вк ? Iт2· tт
Расчетные величины для разъединителей те же, что и для выключателей.
По табл. 5.5 выбираю для РУ-330 кВ двухколонковый разъединитель внешной установки РНД-330/3200У1, для РУ-110 кВ двухколонковый разъединитель внешной установки РНД-110/1000У1, а для РУ-35 кВ двухколонковый разъединитель внешной установки РНД-35/3200У1.
Таблица 10. Выбор разъединителей
пространство установки и тип разъединителя
Расчетные величины
Каталожные данные разъединителя
Условие выбора
РУ-330 кВ
РНД-330/3200У1
Uуст = 330 кВ
Uном = 330 кВ
330 = 330
Imax = 612,4 А
Iном = 3200 А
612,4 < 3200
iу = 9,28 кА
Im дин = 160 кА
9,28 <160
Вк = 2,7 (кА)2·с
Iт2· tт = 632·2 = 7938 (кА)2·с
2,7 < 7938
РУ-110 кВ
РНД-110/1000У1
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
110 = 110
Imax = 918,1 А
Iном = 1000 А
918,1 < 1000
iу = 15,35 кА
Im дин = 80 кА
15,35 < 80
Вк = 7,997 (кА)2·с
Iт2· tт = 31,52·4 = 3969 (кА)2·с
7,997 < 3969
РУ-35 кВ
РНД-35/3200У1
Uуст = 35 кВ
Uном = 35 кВ
35 = 35
Imax = 2944,4 А
Iном = 3200 А
2944,4 < 3200
iу = 25,5 кА
Im дин = 125кА
25,5 < 125
Вк = 25,2 (кА)2·с
Iт2· tт = 502·4 = 10000 (кА)2·с
25,2 < 10000
3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей
3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ
В РУ 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в границах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения.
А
Imax = 2*Iраб утяж = 2944,5 А
В РУ 35 кВ любая фаза для уменьшения коронирования производится не наименее, чем 2-мя проводами, другими словами применяется расщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю приблизительно провод 3хАС-600/72, для которого
Iдоп = 3·1050 = 3150 А > Imax = 2944,5 А
Сечение провода q = 600 мм2, поперечник d = 3,32 см, радиус r0 = 1,66 см. Фазы размещены горизонтально с расстоянием меж ними D = 107 см.
Проверка на тепловое действие тока к.з. не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 5,52 кА < 20 кА.
Проверка по условиям коронирования:
Исходная критичная напряженность:
кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.
Наибольшее значение напряжённости электронного поля вокруг расщеплённых проводов:
где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 3 определяется по формуле
Расстояние меж проводами в расщепленной фазе в установках 35 кВ принимается равным а = 20 см, тогда .
кВ
см — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз.
Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 3 см.
Как следует, кВ/см
Провода не будут коронировать, если .
1.07E = 4,78 кВ/см < 0.9E0 = 30,42 кВ/см, как следует, по условию образования короны 3хАС-95/16 проходит.
совсем принимаю провод 3хАС-95/16.
3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 35 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономической плотности тока. При длительности использования наибольшей перегрузки Tmax = 6000 часов и использовании дюралевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 2944,5/1 = 2944,5 мм2.
По табл.7.35 выбираю провод 3хАС-600/72, для которого Iдоп = 3150 А.
Проверка по условию нагрева в длительном режиме.
Imax = 2944,5 А < Iдоп = 3150 А — провода проходят.
Проверка на тепловое действие тока недлинного замыкания не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока недлинного замыкания (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 5,52 кА < 20 кА. совсем принимаю провод 3хАС-600/72 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 35 кВ.
3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ
В РУ 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в границах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения.
А
Imax = 1,4*Iраб утяж = 1311 А
В РУ 110 кВ любая фаза для уменьшения коронирования производится не наименее, чем 2-мя проводами, другими словами применяется расщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю приблизительно провод 2хАС-300/66, для которого
Iдоп = 1360 А > Imax = 1311 А
Сечение провода q = 500 мм2, поперечник d = 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы размещены горизонтально с расстоянием меж ними D = 300 см.
Проверка на тепловое действие тока к.з. не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 6,76 кА < 40 кА.
Проверка по условиям коронирования:
Исходная критичная напряженность:
кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.
Наибольшее значение напряжённости электронного поля вокруг расщеплённых проводов:
где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 2 определяется по формуле
Расстояние меж проводами в расщепленной фазе в установках 110 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .
кВ
см — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз.
Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 2 см.
Как следует, кВ/см
Провода не будут коронировать, если .
1.07E = 11,871 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, как следует, по условию образования короны 2хАС-300/66 проходит.
совсем принимаю провод 2хАС-300/66.
3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономической плотности тока. При длительности использования наибольшей перегрузки Tmax = 6000 часов и использовании дюралевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 1311/1 = 1311 мм2.
По табл.7.35 выбираю провод 2хАС-300/66, для которого Iдоп = 1360 А.
Проверка по условию нагрева в длительном режиме.
Imax = 1311 А < Iдоп = 1360 А — провода проходят.
Проверка на тепловое действие тока недлинного замыкания не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока недлинного замыкания (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 6,76 кА < 40 кА.
совсем принимаю провод 2хАС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 110 кВ.
3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ
В РУ 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в границах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения.
А
Imax = 1,4*Iраб утяж = 612,4 А
В РУ 330 кВ любая фаза для уменьшения коронирования производится не наименее, чем 2-мя проводами, другими словами применяется расщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю приблизительно провод АС-300/66, для которого
Iдоп = 680 А > Imax = 612,4 А
Сечение провода q = 300 мм2, поперечник d = 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы размещены горизонтально с расстоянием меж ними D = 450 см.
Проверка на тепловое действие тока к.з. не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 3,69 кА < 40 кА.
Проверка по условиям коронирования:
Исходная критичная напряженность:
кВ/см, где коэффициент учитывает шероховатость поверхности провода.
Наибольшее значение напряжённости электронного поля вокруг расщеплённых проводов:
где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 1 определяется по формуле
Расстояние меж проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .
кВ
см — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз.
Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 1 см.
Как следует, кВ/см
Провода не будут коронировать, если .
1.07E = 63,986 кВ/см > 0.9E0 = 28,35 кВ/см, как следует, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.
Как следует, возьмем 3хАС-300/66
Наибольшее
где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 1 определяется по формуле
Расстояние меж проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда .
кВ
см — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз.
Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 1 см.
Как следует, кВ/см
Провода не будут коронировать, если .
1.07E = 21,3 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, как следует, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.
совсем принимаю провод 3хАС-300/66.
3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономической плотности тока. При длительности использования наибольшей перегрузки Tmax = 6000 часов и использовании дюралевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 612,4/1 = 612,4 мм2.
По табл.7.35 выбираю провод АС-300/66, для которого Iдоп = 680 А.
Проверка по условию нагрева в длительном режиме.
Imax = 612,4 А < Iдоп = 680 А — провода проходят.
Проверка на тепловое действие тока недлинного замыкания не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическое действие тока недлинного замыкания (проверка на схлестывание) не делается, потому что Iпо = 3,69 кА < 40 кА.
совсем принимаю провод АС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 330 кВ.
4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Контроль за режимом агрегатов электростанций и подстанций осуществляется при помощи измерительных устройств (указывающих и регистрирующих) и релейных устройств датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонениях характеристик агрегата от данных значений. Зависимо от нрава объекта контроля и структуры его управления размер контроля и пространство размещения контрольно-измерительной аппаратуры могут быть разными. Приборы контроля для разных присоединений могут устанавливаться в различных цепях и различных местах — на центральном пульте управления, на блочных щитах управления, на агрегатных технологических щитах.
Для питания измерительных устройств во всех цепях инсталлируются трансформаторы тока. Целенаправлено употреблять ТТ с несколькими сердечниками: один либо несколько сердечников соответственного класса точности употребляются для питания измерительных устройств, остальные — для релейных защит. Измерительные трансформаторы напряжения инсталлируются на сборных шинах. От их питаются катушки напряжения измерительных устройств, приборы синхронизации, контроля изоляции, устройства релейной защиты. Трансформаторы напряжения также инсталлируются в цепях генераторов.
Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 330 кВ
Трансформаторы тока для питания измерительных устройств выбирают по напряжению установки, номинальному первичному току, конструкции и классу точности, по вторичной перегрузке, инспектируют на тепловую и электродинамическую стойкость.
Для ОРУ 330 кВ: Uуст = 330 кВ, Iраб утяж = 612,4 А, iу = 9,28 кА, Вк = 2,7 (кА)2·с
За ранее выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТФУМ-330А-У1, вариант выполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р/10р/10р. Обмотка с классом точности 0,5 употребляется для присоединения измерительных устройств, а 10р — для использования в цепях релейной защиты.
характеристики избранного трансформатора тока:
Uном = 330 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная перегрузка в классе точности 0,5
r2ном = 2 Ом; допустимый ток тепловой стойкости Iт = 38,6 кА; время тепловой стойкости tт = 2 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 99 кА.
Таблица 11. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные
ТФЗМ-330А-У1
Условие выбора
Uуст = 330 кВ
Uном = 330 кВ
330 = 330
Iраб утяж = 612,4 А
I1ном = 1000 А
612,4 < 1000
iу = 9,28 кА
Iдин = 99 кА
9,28 < 99
Вк = 2,7 (кА)2·с
Iт2· tт = 38,62·2 = 2980 (кА)2·с
2,7 < 2980
r2 = 0,67 Ом
r2ном = 2 Ом
0,67 < 2
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке нужно, пользуясь схемой включения и каталожными данными устройств, найти мощность, потребляемую устройствами Sприб. Список нужных измерительных устройств, согласно табл. 4.11:
– приборы стрелочные, показывающие: амперметр в каждой фазе для воплощения пофазного управления, вольтметр, ваттметр, варметр;
– регистрирующие приборы: частотомер и вольтметр, устройство для определения места повреждения ФИП (фиксатор импульсного деяния);
Рис. 8. Схема включения измерительных устройств
Таблица 12. Вторичная перегрузка трансформатора тока:
Наименование устройства
Тип
Перегрузка трансформатора тока, В·А
фаза А
фаза В
фаза С
Вольтметр
Э-335
0,5
0,5
0,5
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Итого
1,5
0,5
1,5
Из таблицы видно, что более загружены трансформаторы тока фаз А и С, Sприб = 1,5 ВА.
Общее сопротивление устройств: Ом
Принимая сопротивление контактов rк = 0,05 Ом, определяю допустимое сопротивление проводов: rпр = r2 ном — rприб — rк = 2 — 0,06 — 0,05 =1,89 Ом.
Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ и выше используются провода с медными жилами ? = 0,0175 Ом·мм2/м. Приблизительная длина соединительных проводов L = 80 м (на подстанциях длина проводов на 15-20% ниже). Трансформаторы тока соединены в полную звезду, потому lрасч = L , тогда сечение:
мм2
По условию механической прочности, сечение медных соединительных проводов не обязано быть меньше 2,5 мм2, потому принимаю медный кабель с сечением жил 2,5 мм2.
Ом, тогда
r2 = rприб + rпр + rк = 0,06 + 0,56 + 0,05 = 0,67 Ом < r2ном = 2 Ом, как следует, ТТ будет работать в требуемом классе точности.
Совсем для цепи высочайшего напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФУМ-330А-У1.
Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 330 кВ
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и схеме соединения обмоток, классу точности и по вторичной перегрузке.
В данном случае выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 330 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1, характеристики которого:
кВ, В, В.
Номинальная мощность 1-го ТН в классе точности 0,5: Sном = 400 ВА.
Три таковых ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник. К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.
Таблица 13. Вторичная перегрузка трансформатора напряжения
Устройство
Тип
S одной обмотки В·А
Число обмоток
соs?
siп?
Число устройств
Общая потребляемая мощность
Р, Вт
Q,
В·А
Вольтметр
Э-335
2
1
1
0
1
2
—
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
—
Варметр
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
—
Вольтметр регистрирующий
H-393
10
1
1
0
1
10
—
Частотомер регистрирующий
Э-397
7
1
1
0
1
7
—
Итого
25
—
Вторичная перегрузка: ВА
Избранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность 400 ВА в классе точности 0,5, нужном для подключения измерительных устройств. Для группы 3-х однофазных ТН номинальная мощность будет втрое выше.
Таковым образом, S2? = 25 < Sном = 3·400 = 1200 ВА, как следует, трансформатор напряжения будет работать в избранном классе точности.
Совсем для сборных шин ОРУ 330 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1.
Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 35 кВ
Для ОРУ 35 кВ: Uуст = 35 кВ, Iраб утяж = 2944,4 А, iу = 25,5 кА, Вк = 25,2 (кА)2·с.
За ранее выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1, вариант выполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р/10р. Обмотка с классом точности 0,5 употребляется для присоединения измерительных устройств, а 10р — для использования в цепях релейной защиты.
характеристики избранного трансформатора тока:
Uном = 35 кВ; I1ном = 3000 А; I2ном = 1 А; номинальная перегрузка в классе точности 0,5
r2ном = 30 Ом; допустимый ток тепловой стойкости Iт = 57 кА; время тепловой стойкости tт = 3 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 145 кА.
Таблица 14. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные
ТФЗМ-35Б-II-У1
Условие выбора
Uуст = 35 кВ
Uном = 35 кВ
35 = 35
Iраб утяж = 2944,4 А
I1ном = 3000 А
2944,4 < 3000
iу = 25,5 кА
Iдин = 145 кА
25,5 < 145
Вк = 25,2 (кА)2·с
Iт2· tт = 572·3 = 9747 (кА)2·с
25,2 < 9747
совсем для цепи полосы 35 кВ, для цепи секционного выключателя и для цепи низкого напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1.
Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 35 кВ
Выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 35 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1, характеристики которого:
кВ, В, В.
Номинальная мощность 1-го ТН в классе точности 0,5: Sном = 150 ВА.
Три таковых ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник (Sном = 3·150 = 450 ВА). К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.
Совсем для сборных шин ОРУ 35 кВ выбираю трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1.
Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 110 кВ
Для ОРУ 110 кВ: Uуст = 110 кВ, Iраб утяж = 918,1 А, iу = 15,35 кА, Вк = 8 (кА)2·с.
За ранее выбираю по табл. 5.9 трансформатор тока ТТФЗМ110Б-III-У1. Вариант выполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р. Обмотка с классом точности 0,5 употребляется для присоединения измерительных устройств, а 10р — для использования в цепях релейной защиты.
характеристики избранного трансформатора тока:
Uном = 110 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная перегрузка в классе точности 0,5
r2ном = 0,8 Ом; допустимый ток тепловой стойкости Iт = 68 кА; время тепловой стойкости tт = 3 с, электродинамической стойкости Iдин = 158 кА.
Таблица 15. Расчетные и каталожные данные
Расчетные величины
Каталожные данные
ТШЛК-10-У3
Условие выбора
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
110 = 110
Iраб утяж = 918,1 А
I1ном = 1000 А
918,1 < 1000
iу = 15,35 кА
Iдин = 158 кА
15,35 < 158
Вк = 8 (кА)2·с
Iт2· tт = 682·3 = 13872 (кА)2·с
8 < 13872
совсем для цепи среднего напряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФЗМ110Б-III-У1.
Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 110 кВ
Выбираю ТН по напряжению установки Uуст = 110 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения НКФ-110-83У1, характеристики которого:
кВ, В, В.
Номинальная мощность 1-го ТН в классе точности 0,5: Sном =400 ВА. Три таковых ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник. К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.
Совсем для сборных шин ОРУ 110 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-110-83У1.
Литература
1.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. -608 с.: ил.
2.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.
3.Петрова С.С. Проектирование электронной части станций и подстанций: Учеб. пособие. — Л.: ЛПИ, 1989. -76 с.
4.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. -648 с.: ил.
5.Выбор основных схем и электрооборудования АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор): способ. указания / ЛПИ; Сост.: С.В. Кузнецов, А.К. Черновец, К.Г. Чижков, Ю.М. Шаргин, Л., 1990. 52 с.
6.Черновец А.К. Электронная часть атомных электростанций. Компановка открытых распределительных устройств. Учеб. пособие. — Л.: ЛПИ, 1989. — 76 с.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. -3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1
]]>