Учебная работа. Проектирование электрической части станции

Содержание
1. Начальные данные

2. Разработка структурной схемы

2.1 Выбор генераторов
2.2 Выбор ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
2.2.2 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-110 кВ
2.3 Выбор схемы выдачи мощности
2.4 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи
2.4.1 Выбор трансформаторов связи
2.4.2 Выбор блочного трансформатора
3. Разработка главной схемы
3.1 Расчёт токов недлинного замыкания
3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ
3.2.1 Выбор секционного реактора
3.2.2 Выбор линейных реакторов
3.3 Выбор схем распределительных устройств

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения (110 кВ)

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)
3.4 Выбор вспомогательного оборудования (коммутационных аппаратов, изоляторов, токоведущих частей, средств контроля и измерения)
3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей
3.4.2 Выбор трансформаторов тока
3.4.3 Выбор трансформаторов напряжения
Перечень литературы

1. Начальные данные

№ Варианта

21

Тип станции

ТЭЦ

UГРУ

6.3 кВ

PГРУ

3х63 МВт

SНГ ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)

130 МВ.А

Число линий на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)

15

UРУВН

110 кВ

UРУСН

35 кВ

SНГ РУСН

17 МВ.А

SКЗ

2 ГВ.А

гр

0.9 Ом.см.104

2. Разработка структурной схемы

2.1 Выбор генераторов

Согласно руководящим указаниям на вновь сооружаемых станциях не рекомендуется установка генераторов с водородным остыванием. Потому, в согласовании с заданием на проект и справочными данными принимаем к установке генераторы типа Т3В-63-2 с форсированным воздушным остыванием. Каталожные данные сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Тип

Ном. част. вращ.

Ном. мощность

Uном

сos ном

Iном

Х«d

Полная

Активн.

о/мин

МВА

МВт

кВ

кА

Т3В-63-2

3000

78,75

63

10,5

0,8

4,33

0,18

2.2 Выбор ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

2.2.2 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-110 кВ
Мощность, вырабатываемая станцией составляет 3 х 63 МВт = 189 / 0.8 = 236.25 МВА.
Перегрузка на напряжении 6,3 кВ составляет 130 МВА.

Перегрузка на напряжении 35 кВ составляет 17 МВА.

Перегрузка с.н. всей станции составляет 6 % от 236.25 МВА, 14.175 МВА.

Тогда в систему будет выдаваться:

236.25 -130-17 -14.175 = 75.075 МВА — это в наивысшем режиме, а в наименьшем:

236.25 -(130+17)0,6-14.175 = 133.875 МВА.

означает выбор ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) нужно создавать по перегрузке в наименьшем режиме.

Согласно руководящих указаний для связи электростанции с системой употребляется не наименее трёх ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), при всем этом обязано учитываться, что при выходе из строя одной полосы две оставшиеся будут продолжительно выдавать всю мощность.

Наибольший ток обычного режима обусловится:

кА

Избираем провод по экономической плотности тока для Тmax = 5000 ч. Согласно ПУЭ принимаем экономически целесообразную плотность j = 1. Тогда сечение провода обусловится:

мм2

Избираем провод АС-240/32.

Проверка по нагреву.

Перегрузка на одну линю:

Финансовая мощность провода АС-240/32 при напряжении 110 кВ 47,5 МВт:

44.625 МВт < 47,5МВт, т.е. провод проходит.

При выходе одной из линий перегрузка обусловится:

Продолжительно допустимая по нагреву мощность для провода АС-240/32 при напряжении 110 кВ составляет 102.2 МВт > 66,938 МВт.

Таковым образом выбранное сечение провода отвечает требованиям по нагреву.

2.3 Выбор схемы выдачи мощности

Вариант 1

Набросок 1

Данный вариант востребует сооружения трёх секций ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), состоящего из драгоценного оборудования, потому что при напряжении генераторов 6,3 кВ будут значимые токи к.з., и, как следует будет нужно установка весьма массивных генераторных выключателей, сборных шин, ошиновки, разъединителей и другого оборудования.

Также значимая мощность будет выдаваться в систему через трансформаторы связи, а означает и уровень утрат в их будет выше, чем если применить другую схему — схему 2.

Вариант 2

Набросок 2

Хотя установка блочного трансформатора, присоединяемого к РУ ВН и востребует доп издержек по сопоставлению с вероятной установкой блока при включении на среднее напряжение, (вариант 3), этот вариант целесообразнее исходя из убеждений наименьших утрат при перетоках мощности в трёхобмоточных трансформаторах.

Вариант 3

Набросок 3

Этот вариант является неэкономичным по сопоставлению с предложенным выше и совсем принимаем в проекте 2-ой вариант, хотя по-настоящему много и правильно можно судить о выгодности варианта только на основании технико-экономических расчётов (капвложений, окупаемости) и надёжности схем выдачи мощности.

2.4 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

2.4.1 Выбор трансформаторов связи

Число трансформаторов связи обычно не превосходит 2-ух и выбирается из последующих суждений.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума перегрузки, также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по термическому графику в нерабочие деньки.

Мощность трансформаторов связи выбирается с учётом способности питания потребителей в летний период, когда при понижении термических нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Также учитывается необходимость резервирования питания нагрузок в период максимума при выходе из строя более массивного генератора, присоединённого к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).

Трёхобмоточные трансформаторы связи целенаправлено использовать, если перегрузка на 35 кВ составляет не наименее 15% общей перегрузки трансформатора.

Sрасч = Sг — Sсн — Sс — Sн

Передаваемая через трансформатор связи мощность меняется зависимо от режима работы генераторов и графика перегрузки потребителей. При отсутствии таковых графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трёх режимах: в режиме малых нагрузок (Smin), наибольших нагрузок (Smax), в аварийном режиме при выключении самого массивного генератора (Sав).

Малый режим.

Sт = 157.5 — 9.45- 130 = 18.05 МВт;

Наибольший режим.

Sт = 157.5 — 0.6.( 9.45 + 130) = 73.83 МВт;

Аварийный режим.

Sт = 78.75 — 130 — 78.75.0.06 = -60.7 МВт;

По большей расчётной перегрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке 2-ух трансформаторов

где Кп — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, Кп = 1,4.

МВА

2.4.2 Выбор блочного трансформатора

Потому что от энергоблока получают питание лишь собственные нужды, то

Sрасч = Sг — Sсн

Sт = 78.75 — 78.75.0.06 = 74.025 МВт;

Принимаем к установке 2 трансформатора связи типа ТДТН-63000/110/38,5/6,6 и

блочный трансформатор типа ТД-80000/110/6,3.

Каталожные данные трансформаторов сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Тип

Sн,

МВА

Uвн,

кВ

Uсн,

кВ

Uнн,

кВ

Pкз

Uк,

%

В-С

В-Н

С-Н

ТДТН

63

110

38,5

6,6

290

10,5

18

7

ТДЦ

80

110

—

6,3

310

—

10,5

—

3. Разработка главной схемы
3.1 Расчёт токов недлинного замыкания

Для выбора электронных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов нужно провести расчет токов недлинного замыкания. Расчётная схема замещения приведена на рис. 2. Проводим расчет недлинного замыкания в точках К1, К2, К3 (на сторонах высшего и низшего напряжений).
Применим программку Energo по схеме
Рис 4
Получим случае ток статора)
IK2= 101.993 кА
IK3= 13.851 кА
ток через реактор 6.83 кА.
Ударные токи недлинного замыкания.
IK1= 123.9 кА
IK2= 311.5 кА
IK3= 35.96 кА
Ударный ток через реактор 18.8 кА.
3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ

3.2.1 Выбор секционного реактора
При расчёте токов КЗ учитывался секционный реактор в ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), который выбирается по перетокам мощности, определяемым последующим образом.
Набросок 5
Самые большие перетоки мощности через реактор будут наблюдаться в наименьшем режиме нагрузок при выходе из строя 1-го из источников. Потокораспределение показано для разных режимов на рисунке 15.
Наибольший ток через реактор:
А.

Принимаем реактор РБДГ-10-4000-0,18.

3.2.2 Выбор линейных реакторов

В качестве линейного реактора можно употреблять обычной (одинарный либо групповой) либо сдвоенный реактор. Номинальный ток реактора (ветки сдвоенного реактора) должен быть меньше наибольшего долгого тока перегрузки цепи, в которую он включён.

Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют исходя из критерий ограничения тока КЗ до данного уровня. Почти всегда уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной возможности выключателей, намечаемых к установке в данной точке сети.

Повторяющаяся составляющая тока КЗ в цепях ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6,3 кВ составляет 110,5 кА, а в КРУ инсталлируются выключатели с Iном.откл 40 кА.

Мощность перегрузки одной полосы составляет:

Sнагр.НН/n = 130/15 = 8.7 МВА,

где n — число линий.

Намечаем к установке сдвоенные групповые реакторы. К одной ветки подключаются 2 пользователя. Тогда ток ветки в обычном режиме обусловится:

кА.

В послеаварийном либо ремонтном режиме при выключении одной из потребительских линий, присоединённых к ветки реактора, перегрузка иной ветки может соответственно возрасти:

кА.

В истинное время выпускаются сдвоенные реакторы с большим током ветки 2,5 кА, как следует не получится по данным условиям избрать реактор. Можно подключить по одной полосы на ветвь, а можно применить обыкновенные групповые реакторы, установка которых существенно проще. Если подключить по две ветки на реактор, то ток в обычном режиме обусловится как для сдвоенного, а в наивысшем, если выходит из строя одна из линий, а питание ответственных потребителей осуществляется не наименее чем 2-мя линиями от различных реакторов, то 2-ая линия берёт на себя всю нагрузку и к реактору будет подключена мощность трёх линий, т.е.:

кА.

Результирующее сопротивление цепи недлинного замыкания до установки реактора:

Хрез = Uср/(3Iп,0(3)) = 6,3/(3101,9) = 0.036 Ом;

Требуемое сопротивление цепи недлинного замыкания для обеспечения Iп,0 треб:

Хрезтреб = Uср/(3Iп,0 треб) = 6,3/(331.5) = 0.115 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Хртреб = Хрезтреб — Хрез = 0.115 — 0.036 = 0.079 Ом.

По справочным материалам избираем реактор РБГ 10-2500-0,14У3 с Uном = 10 кВ,

Iдл.доп = 2500 А, Хном =0.14 Ом, Iдин = 79 кА, Iтер = 31.1 кА.

Х /рез = Хрез + Хр = 0.036 + 0.14 = 0.176 Ом.

Изначальное

Iп,0(3) = Uср/(3 Х /рез) = 6,3/(30.176) = 21 кА;

iу = 211.9652=58 кА; iу iдин ;

Bк=212(1,2+0,23) = 630 кА2с Iтер2tтер=31.128 = 7737 кА2с.

> 70%;

< 2%

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

3.3 Выбор схем распределительных устройств

Ведущими проектными организациями разработаны типовые конструкции РУ применительно к главным электронным схемам, которые в истинное время используют на электростанциях и подстанциях.

Распределительные устройства должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; главные из их — надёжность, экономичность, удобство и сохранность обслуживания, сохранность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения (110 кВ)

На электростанциях может быть применение схемы с одной секционированной системой шин с обходной с отдельными обходными выключателями на каждую секцию.

Данная схема владеет значимым недочетом — ремонт хоть какой из секций связан с отключением всех линий, присоединённых к данной секции и трансформаторов, потому такую схему можно использовать лишь при парных линиях. Беря во внимание, что имеем для связи с системой 3 полосы и значимость данной нам связи, отказываемся от внедрения данной схемы в разрабатываемом проекте. Избираем схему с 2-мя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис.16).

Набросок 6 — Схема РУ ВН

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответственном фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение наращивает надёжность схемы, потому что при КЗ на шинах отключаются лишь присоединения одной из шин. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения определяется продолжительностью переключений.

Одним из принципиальных требований к схемам является создание критерий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Сиим требованиям данная схема отвечает полностью. В обычном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители, соединяющие полосы и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель Q0, который быть может присоединен к хоть какой секции при помощи развилки из 2-ух разъединителей.

Схема владеет и существенных недочетов:

— отказ 1-го выключателя при трагедии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

— повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

— огромное количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

— необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и огромного количества разъединителей наращивает Издержки на сооружение РУ.

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)
Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем системой шин (рис.7).
Схема ординарна и наглядна. Источники питания и полосы присоединяются к сборным шинам при помощи выключателей и разъединителей. На каждую цепь нужен один выключатель, который служит для отключения и включения данной нам цепи в обычных и аварийных режимах. Операции с разъединителями нужны лишь при выводе присоединения в целях обеспечения неопасного проведения работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за некорректных действий с ними дежурного персонала мала.
Трагедия на сборных шинах приводит к отключению лишь 1-го источника и половины потребителей. При напряжении 6 кВ отключение линий либо источников питания будет недолговременным, потому что продолжительность ремонта выключателей невелика.
Схема владеет и недочетов:
При повреждении и следующем ремонте одной секции ответственные пользователи, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а пользователи, нерезервированные по сети, отключаются на всё время ремонта
В рассмотренной схеме секционный выключатель в обычном режиме включен, чтоб обеспечить параллельную работу источников.
Может быть применение и остальных схем, к примеру шестиугольника.
Эта схема владеет недочетов:
выключатели являются более слабенькими элементами схемы, потому что их повреждение приводит к отключению нескольких линий;
наиболее непростой выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, потому что зависимо от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам изменяется.

Набросок 7

расширение РУ с ростом местных нагрузок осуществляется наполнением запасных ячеек либо вводом новейшей секции.

Применение двойной системы шин просит специального технико-экономического обоснования с учётом вреда от перерыва электроснабжения потребителей с непрерывным действием производства.

3.4 Выбор вспомогательного оборудования (коммутационных аппаратов, изоляторов, токоведущих частей, средств контроля и измерения)

Все электронные аппараты, токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям долговременной работы и испытаны по условиям недлинного замыкания в согласовании с указаниями “Правил устройств электроустановок” (ПУЭ) и “Руководящих указаний по расчёту маленьких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям недлинного замыкания”.
Расчётными токами длительного режима являются: Iнорм — больший ток обычного режима; Imax — больший ток ремонтного либо послеаварийного режима. Расчётные условия обычного и наибольшего режимов полностью персональны для всякого присоединения.
3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели зависимо от используемых в их дугогасительной и изолирующей сред разделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.
Намечаем к установке в распределительных устройствах высочайшего и низкого напряжений элегазовые выключатели, потому что они владеют целым плюсов:
высочайший механический и коммутационный ресурс;
огромные межремонтные сроки эксплуатации и малый объём обслуживания;
малый расход сжатого воздуха, потребляемого пневматическим приводом и малые токи

употребления электромагнитами управления в выключателях на 110 кВ; в выключателях на 6,3 кВ применение пружинных приводов также имеет свои плюсы ( возможность воплощения АПВ; не требуют для собственного управления источника неизменного тока ); маленький уровень шума при оперировании выключателя, отсутствие выбросов;

компактность и маленькая масса;

высочайшая заводская готовность: выключатель поставляется укрупнёнными узлами, заполненными элегазом, в отрегулированном и испытанном состоянии;

пожаро- и взрывобезопасная рабочая среда;

надёжное включение во всём спектре токов;

отсутствие перенапряжений и другое.

В качестве изоляционной и дугогасящей среды употребляется шестифтористая сера (элегаз-SF6).

При выбирании выключателей, как и остального оборудования, следует стремиться к однотипности, что упрощает эксплуатацию.

На среднем напряжении намечаем к установке маломасляные выключатели.

Выключатели выбирают:

по напряжению установки Uуст Uном;

по долговременному току Iнорм Iном; Imax Iном;

по отключающей возможности.

Номинальный ток отключения Iотк.ном и допустимое относительное содержание апериодической составляющей н определяются в момент расхождения контактов выключателя . Время от начала недлинного замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов обусловится по выражению:

= tз,min + tc,в ,

где tз,min = 0.01 с — малое время деяния релейной защиты;

tc,в — собственное время отключения выключателя;

Iотк. ном — задан в каталоге на выключатели;

н — определяется по кривой ;

Проверка на симметричный ток отключения:

Iп, Iотк.ном ,

где Iп, — действующее времени .

Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ ( iа, ) в момент расхождения контактов:

iа, iа,ном = 2н Iотк.ном /100

Если условие Iп, Iотк.ном соблюдается, а iа, iа,ном, то допускается проверку по отключающей возможности создавать по полному току КЗ:

(2 Iп, + iа, ) 2 Iотк.ном (1+ н/100).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

Iп,0 Iдин; iу iдин ,

где iдин — больший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

Iдин — действующее

На тепловую стойкость выключатель проверяется по термическому импульсу тока КЗ:

Вк (Iтер) 2tтер,

где Вк — термический импульс по расчёту;

Iтер — ток тепловой стойкости по каталогу;

tтер — продолжительность протекания тока тепловой стойкости по каталогу, с.

Вк = Iп, 02(tотк + Та),

где tотк = tр.з + tо,в ;

tр.з — время деяния главный релейной защиты, с;

tо,в — полное время отключения выключателя по каталогу;

Та — неизменная времени.

Разъединители выбираются:

по напряжению установки Uуст Uном;

по току Iнорм Iном; Imax Iном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости iу iдин.

Выключатели ОРУ 110 кВ
Токи линий:

Imax = Iнорм = 234 = 351.331 А.
где n — число параллельных линий;

Токи в цепях ВН трансформаторов связи:

А;

А.

ток со стороны ВН блочного трансформатора.

Блочный трансформатор не быть может нагружен мощностью, большей, чем мощность генератора 78,75 МВА, потому

А;

Намечаем к установке согласно выключатель элегазовый типа ВГУ-110II-40/3150У1 с своим временем отключения tс, в = 0.028 с. Привод к выключателю пневматический.

= 0.01 + 0.028 = 0.038 с;

iа, = кА;

= 0.42;

Iа,ном = 20.4240 = 23.75 кА;

tотк = 0.1+0.055 = 0.155 c;

Вк = 13,8512(0.155+0.02) = 33,6 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 3.

Избираем двухколонковые горизонтально-поворотные разъединители типа SGF-123n, выпускаемые заводом УЭТМ с ручным приводом НА 31-80 (вероятен и электродвигательный привод МТ-50, МТ-100).

Эти разъединители владеют плюсов:

Сварные дюралевые токопроводы с минимумом контактных точек, подверженных коррозии, т.е. отсутствие конфигурации контактного сопротивления в течение почти всех лет;

Отсутствие доп пружин. Контактные пальцы без доп пружин;

Крепкие поворотные основания обеспечивают отсутствие деформаций при больших статических механических отягощениях на высоковольтных выводах;

Высочайшая способность к разрушению ледяной корки — способность работать при перегрузке льда до 20 мм;

Блокировка в последних положениях для всех приводных устройств, исключающая возможность переключения под воздействием наружных действий, таковых как ураганы, вибрации и землятресения;

Низкие эксплуатационные Издержки. Благодаря выбору используемых материалов, закрытой конструкции поворотных оснований и высоковольтных выводов в сочетании с длительной смазкой, данное оборудование фактически не просит ухода при эксплуатации;

Отсутствие лакокрасочных покрытий. Противокоррозионная защита всех железных конструкций производится способом жаркого цинкования.

Таблица 3

Расчётные данные

Каталожные данные

ВГУ-110II-40/3150У1

SGF-123n

Uуст = 110 кВ

Imax = 463 А

In, =13,8 кА

Ia, =2.9 кА

In,o =13,8 кА

iу = 35,96 кА

Bk = 33,6 кА2с

Uном = 110 кВ

Iном = 3150 А

Iотк,ном = 40 кА

ia,ном = 23.75 кА

Iдин = 40 кА

iдин =102 кА

Iтер2 tтер = 4023 = 4800 кА2с

Uном = 110 кВ

Iном = 1600 А

iдин =100 кА

Iтер2 tтер = 4023 = 4800 кА2с

Выключатели ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6,3 кВ

Токи линий:

А,

Imax = 2Iнорм = 2794= 1,59 кА.

Токи в цепях НН трансформаторов связи:

А,

А.

Намечаем к установке в цепях НН трансформаторов связи генераторные воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/11200 с своим временем отключения tс,в = 0.12с. Привод к выключателю типа ШРПФ-3М.

= 0.01 + 0.12 = 0.13 с;

iа, = кА;

= 0 (т.к. > 0,09 с);

iа,ном = 0;

проверка по полному току КЗ:

кА < 2160(1 + 0) = 226,3 кА

tотк = 0.1+0.14 = 0.15 c;

101,92(4+0,168) = 43357,9 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 4.

Таблица 4

Расчётные данные

Каталожные данные

ВВГ-20-160/11200

РВП-20/12500 У3

Uуст = 6,3 кВ

Imax = 8083 А

In, =101,9 кА

ia, =24,3кА

2 In, + ia, = 166,8 кА

In,o =101,9 кА

Iу = 311,5 кА

Bk = 43357,9 кА2с

Uном = 20 кВ

Iном = 11200 А

Iотк,ном = 160 кА

ia,ном = 0

2 Iотк,ном(1+н/100) = 226,3 кА

Iдин = 160 кА

Iдин =410 кА

Iтер2 tтер = 16024 = 102400кА2с

Uном = 20 кВ

Iном = 12500 А

iдин =490 кА

Iтер2 tтер = 18024 = 129600 кА2с

В цепях генераторов In,o max = 44,797 кА, Iу = 124,1 кА, Imax = 7600 А. Тем не наименее намечаем к установке те же генераторные воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/11200 с своим временем отключения tс,в = 0.12с. Привод к выключателю типа ШРПФ-3М.

Разъединители в цепях генераторов типа РВР-20/8000 У3, iдин =300 кА,

Iтер2 tтер = 11224 = 50176 кА2с.

В цепях отходящих линий за реакторами в ячейках КРУ типа КУ-10/40 намечаем к установке выключатели элегазовые типа VF-07.12.40 с своим временем отключения tс, в = 0.055с. Привод к выключателю пружинный.

= 0.01 + 0.055 = 0.065 с;

iа, = кА;

= 0.24;

iа,ном = 20.2440 = 13,6 кА;

кА;

кА;

tотк = 0.1+0.075 = 0.175 c;

Вк = 212(0.175+0.15) = 139.12 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 5

Таблица 5

Расчётные данные

Каталожные данные

VF-07.12.40

Uуст = 6,3 кВ

Imax = 1,59 кА

In, =21 кА

Ia, = 18.97 кА

2 In, + ia, = 48.7 кА

In,o =21 кА

iу = 58 кА

Bk = 139.12 кА2с

Uном = 7 кВ

Iном = 1600 А

Iотк,ном = 40 кА

Ia,ном = 13,6 кА

2 Iотк,ном(1+н/100) = 70,1 кА

Iдин = 40 кА

Iдин = 125 кА

Iтер2 tтер = 4023 = 4800кА2с

Распределительное устройство на напряжении 6,3 кВ принимается комплектным из шифанеров типа КУ-10/40 для внутренней установки. Разъединители в КРУ интегрированные, втычного типа, завод изготовитель гарантирует им нужные характеристики для работы вместе с выключателем VF-07. Потому проверка разъединителей КРУ не делается.

Разъединители в цепях линейных реакторов.

Принимаем разъединители типа РВР-10/2500 У2.

Uуст = 6,3 кВ < Uном = 10 кВ;

Imax = 2400 А < Iном = 2500 А;

iу = 58 кА < iдин = 125 кА

Bk = 139.12 кА2с < Iтер2 tтер = 4524 = 8100 кА2с.

3.4.2 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
по напряжению установки
Uуст Uном;
по току
Iнорм I1ном; Imax I1ном;

Номинальный ток должен быть как можно поближе к рабочему току установки, потому что недогрузка первичной обмотки приводит к повышению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости

iу iдин;

где I1ном — номинальный первичный ток ТТ.

Электродинамическая стойкость шинных ТТ определяется устойчивостью самих шин РУ, потому такие ТТ по этому условию не проверяются;

по тепловой стойкости

Вк (Iтер) 2tтер;

по вторичной перегрузке

Z2 Z2ном,

где Z2 — вторичная перегрузка ТТ;

Z2ном — номинальная перегрузка ТТ в избранном классе точности. Для обеспечения избранного класса точности нужно, чтоб производилось: Z2 Z2ном.

Выбор ТТ по вторичной перегрузке заключается в последующем. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, потому Z2 r2. Вторичная перегрузка r2 состоит из сопротивления устройств rприб, соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rк :

r2 = rприб + rпр + rк.

Сопротивление устройств определяется по выражению

rприб = Sприб / I22

где Sприб — мощность, потребляемая устройствами;

I22- вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление контактов принимается 0.05 Ом при двух-трёх устройствах и 0.1 Ом при большем числе устройств. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтоб ТТ работал в данном классе точности, нужно выдержать условие

rприб + rпр + rк Z2ном.

Приняв r2 = Z2ном, можно найти сечение проводов

q = lрасч / rпр,

где — удельное сопротивление материала провода. ( Al = 0.0283 );

lрасч — расчётная длина соединительных проводов.

TT в цепях ОРУ 110 кВ
Imax ввода ВН трансформатора связи =463 А.

Намечаем к установке в цепях ВН трансформаторов связи трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А. одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и создана для подключения измерительных устройств. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Расчётные данные

Каталожные данные

ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р

Uуст = 110 кВ

Imax = 463А

Iу = 43.1 кА

Bk = 57.3 кА2с

Uном = 110 кВ

Iном = 500 А

Iдин = 126 кА

Iтер2 tтер = 2623 = 2028 кА2с

Imax ввода ВН блочного трансформатора =413 А.

Намечаем к установке в цепях ВН блочного трансформатора, обходного и шиносоединительного выключателей трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1- 500-0.5/10р/10р.

Таблица 7

Расчётные данные

Каталожные данные

ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р

Uуст = 110 кВ

Imax = 413 А

Iу = 43.1 кА

Bk = 57.3 кА2с

Uном = 110 кВ

Iном = 500 А

Iдин = 126 кА

Iтер2 tтер = 2623 = 2028 кА2с

Проверка по вторичной перегрузке.

Размещение устройств показано на рисунке 8.

Набросок 8

Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 8). Из таблицы видно, что более загружен ТТ фазы А .

Таблица 8

Устройство

Тип

Перегрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

—

—

Ваттметр

Д-335

0,5

—

0,5

Варметр

Д-335

0,5

—

0,5

Счётчик активной мощности

САЗ-И674

2.5

—

2.5

Счётчик реактивной мощности

СР4-И689

2.5

—

2.5

Итого

6.5

6

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Imax отходящей полосы = 351.3 А. Полосы служат для связи с системой, потому на их устанавливаем расчётные счётчики активной энергии со стопорами. Намечаем к установке в цепях линий трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1- 400-0.5/10р/10р. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 9.

Таблица 9

Расчётные данные

Каталожные данные

ТФЗМ-110Б- IХЛ1- 400-0.5/10р/10р

Uуст = 110 кВ

Imax = 351.3А

Iу = 35.96 кА

Bk = 33.6 кА2с

Uном = 110 кВ

Iном = 400 А

Iдин = 84 кА

Iтер2 tтер = 1623 = 768 кА2с

Проверка по вторичной перегрузке.

Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 10).

Из таблицы 10 видно, что более загружены ТТ фаз А и С .

Таблица 10

Устройство

Тип

Перегрузка фазы, ВА

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

Счётчик активной мощности

САЗ-И674

5

—

5

Итого

6,5

6,5

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

ТТ в цепях ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6 кВ
Избираем список нужных измерительных устройств, схема включения устройств показана на рисунке. Потому что участок от выводов генератора до стенки турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, то избираем трансформаторы тока, интегрированные в токопровод, ТШ-20-10000/5-0.2/10р; Z2 ном=1.2 Ом; Iтер=160 кА, tтер=3с.

Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, каталожными данными устройств, определяем нагрузку по фазам для более загруженного трансформатора ТА1 (табл. 11)

Таблица 11

Устройство

Тип

Перегрузка фазы, ВА

А

В

С

Ваттметр

Д-335

0,5

—

0,5

Варметр

Д-335

0,5

—

0,5

Счётчик активной энергии

САЗ-И680

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

14

10

14

Из табл. 11 видно, что более загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Ом;

Ом;

l = 40 м;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Трансформаторы тока в цепях НН трансформаторов связи и в цепи секционного выключателя.

Обычно ток, проходящий по сборным шинам и секционному выключателю не превосходит ток самого массивного трансформатора, присоединённого к сиим шинам.

Imax = 8083 А. Намечаем к установке трансформаторы тока типа ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р.

Таблица 12

Расчётные данные

Каталожные данные

ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р

Uуст = 10 кВ

Imax = 8083А

Iу = 311.6 кА

Bk = 43357.9 кА2с

Uном = 20 кВ

Iном = 10000 А

Iдин = 400 кА

Iтер2 tтер = 16023 = 76800 кА2с

Проверка по вторичной перегрузке трансформатора ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р

Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 13). Из таблицы 13 видно, что более загружен ТТ фазы А .

Таблица 13

Устройство

Тип

Перегрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

—

—

Ваттметр

Д-335

0,5

—

0,5

Варметр

Д-335

0,5

—

0,5

Итого

1.5

1

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Трансформаторы тока в КРУ-6 кВ.

Imax отходящих линий = 1588 А;

Завод укомплектовывает шкафы КРУ по заказу встроенными ТТ типа ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р.

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 14

Таблица 14

Расчётные данные

Каталожные данные

ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р

Uуст = 6.3 кВ

Imax = 1588А

Iу = 58 кА

Bk = 139.12 кА2с

Uном = 10 кВ

Iном = 2000 А

Iдин = 100 кА

Iтер2 tтер = 3523 = 3675 кА2с

Проверка по вторичной перегрузке трансформатора ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р.

Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 15). Из таблицы 15 видно, что более загружен ТТ фазы А .

Таблица 15

Устройство

Тип

Перегрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

—

—

Счётчик активной мощности

САЗ-И674

2.5

—

2.5

Счётчик реактивной мощности

СР4-И689

2.5

—

2.5

Итого

5.5

5

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

теплоэлектростанция ток замыкание трансформатор

3.4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных устройств выбираются:

по напряжению установки

Uуст Uном;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной перегрузке

S2 Sном,

где Sном — номинальная мощность вторичной обмотки в избранном классе точности, при всем этом нужно подразумевать, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность 1-го трансформатора;

S2 — перегрузка всех измерительных устройств и реле, присоединённых к ТН, ВА.

Для упрощения расчётов нагрузку можно не делить по фазам, тогда

S2 =

Для упрощения расчётов сечение проводов принимают обычно по условию механической прочности (1.5 мм2) для медных жил.

ТН в цепях РУ 110 кВ

В РУ 110 кВ целенаправлено применить ёмкостные трансформаторы напряжения ( ЕТН ) типа НДЕ (трансформаторы напряжения с делителем ёмкостным ), потому что они по экономическим показателям, надёжности превосходят обыденные электромагнитные ТН.

Примем к установке трансформаторы типа СРА-123 Трансформаторы имеют две вторичные обмотки: основную на В и доп на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 200 ВА, Для класса точности 3р трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА

Проверка по вторичной перегрузке.

Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 16.

Таблица 16

Устройство

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

Число устройств

Потребляемая мощность

Р, Вт

Q, ВА

Синхроноскоп

Э -327

10

1

1

0

1

10

—

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

3

6

—

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

3

9

—

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

3

9

—

Счётчик активной мощности

САЗ-И674

3,0 Вт

2

0.38

0.925

5

30

73

Счётчик реактивной мощности

СР4-И689

3,0 Вт

2

0.38

0.925

1

6

14.6

Фиксатор импульсного деяния

ФИП

3,0

1

1

0

3

9

—

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

3

9

—

Итого

88

87.6

S2 = ВА

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х200 = 600 ВА, что больше S2. Таковым образом, ТН будут работать в избранном классе точности 0.5.

Для соединения ТН с устройствами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

ТН в цепях ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6.3 кВ

Цепь генератора

В цепи комплектного токопровода ТЭН-Е-20-11200-400 установлен трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 и вкупе с ними инсталлируются ЗОМ-1/20

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА.

Проверка по вторичной перегрузке.

Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 17.

Таблица 17

Устройство

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

Число устройств

Потребляемая мощность

Р, Вт

Q, ВА

Вольтметр регистрирующий

Н-344

10

1

1

0

1

10

—

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

—

Счётчик активной энергии

И-680

2,0 Вт

2

0.38

0.925

1

4

9..7

Датчик активной мощности

Е-829

10

—

1

0

1

10

—

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

—

1

0

1

10

—

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

—

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

—

Итого

71

9.7

S2 = ВА.

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х75 = 225 ВА, что больше S2. Таковым образом, ТН будут работать в избранном классе точности.

Сборные шины ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)

Намечаем к установке трансформаторы напряжения типа НОЛ.08-6УХЛ3.

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 50 ВА, для класса точности 0,2 -30 ВА

Проверка по вторичной перегрузке.

Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 18.

Устройство

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

Число устройств

Потребляемая мощность

Р, Вт

Q, ВА

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

2

4

—

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

—

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

—

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

1

3

—

Итого

13

0

S2 = 13 ВА.

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х50 = 150 ВА, что больше S2. Таковым образом, ТН будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения ТН с устройствами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

Ячейки КРУ-6.3 кВ

Завод укомплектовывает шкафы КРУ по заказу встроенными ТН типа НОЛ.08-6УХЛ3

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 50 ВА, для класса точности 0,2 -30 ВА

Проверка по вторичной перегрузке.

Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 19.

Устройство

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

Число устройств

Потребляемая мощность

Р, Вт

Q, ВА

Счётчик активной мощности

САЗ-И674

3,0 Вт

2

0.38

0.925

8

48

116.8

Счётчик реактивной мощности

СР4-И689

3,0 Вт

2

0.38

0.925

8

48

116.8

Итого

96

233.6

S2 = ВА.

Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность 3 х 50 = 150 ВА, что меньше S2. Потому предусматриваем доп установку 2-ух однофазных трансформаторов НОЛ. 08-10УХЛ3, соединённых по схеме открытого треугольника, общей мощностью 2 х 75 = 150 ВА. Полная мощность всех установленных в КРУ первой секции трансформаторов напряжения равна 350 ВА, что больше S2 = 253 ВА. Таковым образом трансформаторы напряжения будут работать в избранном классе точности 0,5.

Для соединения ТН с устройствами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов
Токоведущие части в открытых распределительных устройствах 35 кВ и выше
электростанций и подстанций обычно производятся сталеалюминевыми проводами АС. В неких системах открытых распределительных устройств (ОРУ) часть либо вся ошиновка и сборные шины могут производиться жёсткими из дюралевых труб. соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ либо с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким навесным токопроводом, шинным мостом либо закрытым комплектным токопроводом. Все соединения снутри ЗРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, производятся жёсткими нагими дюралевыми шинами прямоугольного либо коробчатого сечения.
Сборные шины и ошиновка РУ 110 кВ
Сборные шины
Потому что сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения, в данном случае трёхобмоточный трансформатор:
Imax = 463 А.
Принимаем АС-185/24, q = 187 мм2, d = 18.9 мм, Iдоп = 520 А.
Фазы размещены горизонтально с расстоянием меж фазами 300 см.
Проверка шин на схлёстывание не делается, потому что Iп,0(3) = 13,851 кА 20 кА.
Проверка на тепловое действие тока КЗ не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не выполняться, потому что согласно ПУЭ малое сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм2. Беря во внимание, что на ОРУ 110 кВ расстояние меж проводами меньше, чем на ВЛ, проведём проверочный расчёт.
Исходная критичная напряжённость электронного поля, кВ/см,
Ео = ,
где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, м = 0.82;
r0 — радиус провода, см.
Напряжённость электронного поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см
Е =
где U = 121 кВ, потому что на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1 U ном;
Dср — среднее геометрическое расстояние меж проводами фаз, см.
При горизонтальном расположении фаз
Dср = 1.26 D,
D — расстояние меж примыкающими фазами, см.
r0 = 0.95 см; D = 300 см.
Ео = кВ/см;
Е = кВ/см.
Провода не будут коронировать, если производится условие:
1.07 Е 0.9 Ео.
1.07 17.34 = 18.55 кВ/см 0.932.47 = 29.2 кВ/см.
Таковым образом, провод АС-185/24 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора и трансформатора связи до сборных шин исполняем гибкими проводами.
Сечение избираем по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм2:
Qэ = Iнорм/Jэ = 330.7 мм2.
Принимаем два провода в фазе АС-185/24, внешний поперечник 18.9 мм, допустимый ток 2520 = 1040 А.
Проверяем провода по допустимому току
Imax = 463 A < Iдоп = 1040 А.
Imax = 413 A < Iдоп = 1040 А.
Проверку на тепловое действие тока КЗ не производим.
Проверку на коронирование также не производим, потому что выше было показано, что провод АС-185/24 не коронирует.
Ошиновку линий выполним проводами АС. Imax полосы = 351.3 А. Примем провод
АС-120/19. Iдоп = 380 А, q = 118.0 мм2, d = 15.2 мм, r0 = 0.76 см.
Проверка по условиям коронирования
Ео = кВ/см;
кВ/см.
Провода не будут коронировать, если производится условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

1.07 20.9 = 22.4 кВ/см 0.933.37 = 30.0 кВ/см.

Таковым образом, провод АС-120/19 по условиям короны проходит.

Выбор изоляторов.

Навесные изоляторы для крепления шин и ошиновки избираем типа ЛК 70/110-АIV. Это полимерные изоляторы с защитной оболочкой из кремнийорганической резины. Наибольшая разрушающая сила Fmax при растяжении равна 70 кН.

Эти изоляторы имеют массу, по сопоставлению с классическими в 8-12 раз меньше, наиболее высочайшие разрядные свойства и стойкость к загрязнению, устойчивость к ударам и резким сменам температуры, не поддаются старению долгое время (25-30 лет).

Выбор токоведущих частей на напряжении 6,3 кВ

Ошиновка в цепи генератора, трансформатора связи и сборные шины 6,3 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбирается, потому выбор делается по допустимому току.

Больший ток в цепи НН трансформатора связи

Iнорм= А

С учётом перегруза

Imax = 1.4Iнорм = 8083 А.

Принимаем шины коробчатого сечения дюралевые 2(200 х 90 х 12 х 16) мм2,

Iдоп, ном = 8830 А.

Проверка сборных шин на тепловую стойкость.

Iп,0(3) = 101,9 кА, тогда термический импульс тока КЗ

Вк = Iп,02(tотк+Та) = 101,92(4+0,168) = 43357,9 кА2с.

Малое сечение по условию тепловой стойкости

qmin = мм2 < 2 4040 мм2,

Проверка сборных шин на механическую крепкость.

Iу =3 кА. Шины коробчатого сечения владеют огромным моментом инерции, потому расчёт делается без учёта осциллирующего процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wy0-y0 = 490 см3. При расположении шин в верхушках прямоугольного треугольника:

ф,max = 2.2 МПа,

где принято l = 2 м — расстояние меж изоляторами;

расч = ф,мах < доп = 75 МПа,

потому шины механически высокопрочны.

Выбор изоляторов.

Избираем опорные изоляторы ИО-20-30У3, Fразр = 30000 Н, высота изолятора Низ = 206 мм. Проверяем изоляторы на механическую крепкость. Наибольшая сила, работающая на извив:

Fи = Н,

где принято расстояние меж фазами а = 0,8 м.

Поправка на высоту коробчатых шин

кh =

Fрасч = кhFи = 1,5439323,3 = 60557.9 > 0,6Fразр = 18000,

таковым образом, изолятор не проходит по механической прочности. Потому что этот изолятор имеет наивысшую величину разрушающей силы, то нужно уменьшать расстояние меж изоляторами.

Примем l = 0,5 м, тогда Fи = 15139.5 Н < 18000 Н, т.о. изолятор проходит по механической прочности.

Избираем проходной изолятор ИП-10/10000-4250УХЛ1, Uном = 10 кВ, Iном = 10000 А > Imax = 8083 А, Fразр = 42500 Н.

Проверяем изолятор на механическую крепкость

Fрасч = 0.5Fи = 7569.7< 0.6Fразр = 25500 Н.

Проверка ошиновки в цепи генератора на тепловую стойкость.

Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора схожего сечения 2(200 х 90 х 12 х 16) мм2, Iдоп, ном = 8830 А. Расчётный ток в цепи генератора Iп,0 = 45 кА меньше, чем на сборных шинах, потому ошиновка в цепи генератора термически стойка.

Проверка шин на механическую крепкость.

Ошиновка от сборных шин до выключателя в ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) выполнена с горизонтальным размещением фаз. Примем l = 2 м, а = 0,6 м; швеллеры шин соединены жёстко лишь в местах крепления шин на изоляторах.

Iу = 124,1 кА, тогда

ф = МПа.

п = МПа,

где h = 206 мм, Wп = Wy-y = 46.5 см3

расч = ф + п = 3,6 + 27,1 =30,7 МПа < доп = 75 МПа,

потому шины механически высокопрочны.

Выбор изоляторов

Избираем опорные изоляторы ИО-20-30У3, Fразр = 30000 Н.

Fрасч = 13693.2 Н < 18000 Н.

Проходной изолятор избираем такового же типа, как на сборных шинах.

Выбор комплектного токопровода.

От выводов генератора до фасадной стенки головного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Imax = 7600 А.

Избираем комплектный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Это токопровод с жёсткими неизолированными проводниками и железным кожухом, сделанный спец заводом по техническим условиям, согласованным с заказчиком, и поставляемый к месту установки частями, размеры и масса которых комфортны для транспорта. Изоляцией в комплектных токопроводах служит обычно воздух. Тип используемых проводников — трубчатый.

Комплектный токопровод выбирается

по напряжению установки: Uуст Uном

по номинальному току: Imax Iном;

по электродинамической стойкости: iу iдин.

Сопоставление расчётных и каталожных данных приведём в таблице 20.

Таблица 20

Расчётные данные

ГРТЕ-10-8550-250

]]>