(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт
Южно-Уральский Муниципальный Институт
Кафедра «Электронные станции, сети и системы»
Объяснительная записка к курсовому проекту
Проектирование электронной части ТЭЦ 120 МВт
Челябинск 2003
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
электронная станция энергия
Спроектировать электронную часть станции. На листах формата А1 показать главную электронную схему станции, систему распределительного устройства (РУ).
Тип станции — ТЭЦ.
Сторона генераторного напряжения:
— Uген=10,5 кВ;
— мощность генераторов 260 МВт;
— мощность перегрузки 43 МВА;
— число линий — 4.
Высшее напряжение 110 кВ.
Сторона среднего напряжения (не рассчитывать):
— U=35 кВ;
— мощность перегрузки 17 МВА;
— число линий — 4.
Мощность недлинного замыкания (КЗ)системы 2,5 ГВА
АННОТАЦИЯ
Матвеев И.В. Объяснительная записка к курсовому проекту «Проектирование электронной части станции». — Челябинск: ЮУрГУ, Э-401, 34 с, 15 рисунков. Библиография литературы — 7 наименований.
В данном курсовом проекте была спроектирована электронная часть ТЭЦ и выбрано основное оборудование. Подобрана схема выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии на трансформацию.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Выбор структурной схемы
2 Разработка главной 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) 110 кВ
2.3 Выбор трансформаторов
2.4 Расчет токов КЗ
2.5 Ограничение токов КЗ
2.6 Выбор схем РУ
2.6.1 РУВН (110 кВ)
2.6.2 ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (10,5 кВ)
2.7 Выбор вспомогательного оборудования
2.7.1 Выбор реакторов
2.7.2 Выбор выключателей и разъединителей
2.7.2.1 ОРУ 110 кВ
2.7.2.2 Выключатели и разъединители 10,5 кВ в цепи трансформаторов связи
2.7.2.3 Генераторный и секционный выключатели и разъединители
2.7.2.4 Выключатели в цепи отходящих линий перегрузки 10,5 кВ
2.7.3 Выбор трансформаторов тока
2.7.3.1 ТТ в цепях ОРУ 110 кВ
2.7.3.2 ТТ в цепях 10,5 кВ
2.7.4 Выбор трансформаторов напряжения
2.7.4.1 ТН в цепях ОРУ 110 кВ
2.7.4.2 ТН в цепях ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 10,5 кВ
2.7.5 Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов
2.7.5.1 Сборные шины и ошиновка ОРУ 110 кВ
2.7.5.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10,5 кВ
Перечень литературы
ВВЕДЕНИЕ
Электронная энергия находит обширное применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому содействуют такие ее характеристики, как универсальность и простота использования, возможность производства в огромных количествах фабричным методом и передачи на огромные расстояния.
Важные задачки, которые в истинное время решают энергетики и энергостроители, состоят в непрерывном увеличении размеров производства, в сокращении сроков строительства новейших энергетических объектов, уменьшении удельных финансовложений, в сокращении удельных расходов горючего, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.
В истинное время значимая часть выработки электроэнергии приходится на долю ТЭЦ. Конкретно проектирование ТЭЦ является целью данного курсового проекта. Под проектированием в данном случае понимается выбор структурной схемы ТЭЦ, выбор оборудования, расчет токов КЗ , ограничение токов КЗ, выбор схем РУ и выполнение чертежа главной схемы ТЭЦ и конструкции РУВН.
1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ
Структурная схема разрабатываемой станции будет содержать распределительные стройства (РУ) высшего, среднего и низшего напряжения, а так же понизительные трансформаторы либо автотрансформаторы связи. Распределительное устройство высшего напряжения (РУВН) соединено с сичтемой 3-мя ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока). От РУСН и РУНН отходят по 4 полосы. Структурные схема представлены на рисунках1-3, как показано на их, мы избираем два трансформатора исходя из экономических, отказоустойчивых, ремонтных характеристик данных агрегатов. На схеме мы показываем условно, потому что выбор числа и типа трансформаторов делается ниже.
Набросок 1 — Структурная схема, вариант 1 Набросок 2 — Структурная схема, вариант 2
Набросок 3 — Структурная схема, вариант 3
Рассматриваем 3 варианта схем выдачи мощности:
1. К плюсам можно отнести маленькое количество трансформаторов (2 против 3 в остальных вариантах), как следует огромную надежность. К недочетам — излишек мощности в генераторном РУ (ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)), т.е. его удорожание; огромные токи КЗ на стороне НН. Секционированием ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) и установкой секционного реактора можно понизить токи КЗ на стороне НН до применимого уровня.
2. установка блочного трансформатора ведет к удорожанию конструкции.
3. Аналогично варианту №2. Излишек мощности в РУСН на пути в систему претерпевает 2 трансформации, т.е. неизменные утраты. Огромные токи на стороне РУСН ведут к его удорожанию.
Избираем вариант 1 как наиболее экономный, хотя о верности выбора можно судить только на основании технико-экономических рассчетов, предстоящее проектирование ведем по схеме на рисунке 1.
2. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ 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 ТФ-60-2 с форсированным воздушным остыванием. Каталожные данные сводим в таблицу 1.
Таблица 1 — Технические данные на генератор
Тип
Ном. част. вращ.
Ном. мощность
Uном, кВ
сos ном
Iном, кА
Х«d, о.е.
Х`d , о.е.
Xd , о.е.
Полная
Активная
ТФ-60
3000
75
60
10,5
0,8
4,12
0,146
0,217
1,657
2.2 Выбор ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 110 кВ
Мощность, вырабатываемая станцией составляет S = 2 х 60/0,8 = 150 МВА.
Перегрузка на напряжении 10,5 кВ составляет SНН = 43 МВА.
Перегрузка на напряжении 35 кВ составляет SСН = 17 МВА.
Перегрузка собственных нужд (С.Н.) всей станции составляет 13 % от 150 МВА:
SС.Н.= 19,5 МВА.
Условимся, что соsц у всех потребителей, тогда расчет можно вести не в всеохватывающих единицах, а по данным значениям в МВА.
В систему будет выдаваться :
SНАГР = S-SC.H.-SHH-SCH;
SНАГР=150-19,5-43-17=70,5 МВА.
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. В данном курсовом проекте принято, что перегрузки наибольшего и малого режимов схожи и равны. ток в обычном режиме и наибольший ток в полосы (при выходе из строя одной из их):
;
;
кА;
кА.
Избираем провод по экономической плотности тока для Тmax = 6000 ч. Согласно ПУЭ принимаем экономически целесообразную плотность j = 1 А/мм2. Тогда сечение провода обусловится:
мм2.
На напряжение 110 кВ наименьшим сечением по короне является Fмин=70 мм2.
Избираем провод 3 х АС-185/24.
2.3 Выбор трансформаторов
Из суждений надежности избираем 2 трансформатора. Расчетная мощность(по более загруженной обмотке — НН):
Sрасч = S-SC.H.-SHH =150-19,5-43=87,5 МВА.
Согласно ПУЭ, перегружать трансформаторы можно не наиболее чем на 40%. Учитываем, что любой трансформатор должен пропускать расчетную мощность. С учетом перегрузочного коэффициента мощность трансформатора:
,
МВА.
Намечаем к установке 2 трансформатора типа ТДТН-63000/110. Каталожные данные сведем в таблицу 2.
Таблица 2 — Каталожные данные на трансформатор
Мощность, МВА
Номинальное напряжение, кВ
Напряжение КЗ, %
ВН
СН
НН
В-С
В-Н
С-Н
63
115
38,5
10,5
10,5
17
6,5
2.4 Расчёт токов недлинного замыкания
Для выбора электронных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов нужно провести расчет токов недлинного замыкания. Проводим расчет недлинного замыкания в точках К1, К2 (на сторонах высшего и низшего напряжений). Расчет проводим с помощью программки Energo.
Результаты расчета на стороне ВН показаны на рисунке 4.
Набросок 4 — ток КЗ на РУВН
Из результатов расчета КЗ лицезреем, что IКЗ_ВН = 14,916 кА.
Результаты расчета на стороне НН показаны на рисунке 5.
Набросок 5 — ток КЗ на стороне НН
Из результатов расчета КЗ лицезреем, что IКЗ_НН = 93,229 кА.
2.5 Ограничение токов КЗ
На стороне ВН токи КЗ применимы. Для ограничения токов КЗ на шинах ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) используем их секционирование и установки секционного реактора РБДГ 10-2500-0,35У3, в цепях перегрузки — устанавливаем сдвоенный реактор РБСД 10-21600-0,25У3, расчет характеристик которых будет приведен в п. 2.7.1. Опосля включения реакторов определяем ток КЗ за ними.
Набросок 6 — ток КЗ на стороне НН при секционировании
Из результатов расчета КЗ лицезреем на рисунке6, что IКЗ_НН = 67,46 кА.
Набросок 7 — ток КЗ на в цепях перегрузки
Из результатов расчета КЗ лицезреем на рисунке 7, что IКЗ_нагр = 17,33 кА.
2.6 Выбор схем РУ
Ведущими проектными организациями разработаны типовые конструкции РУ применительно к главным электронным схемам, которые в истинное время используют на электростанциях и подстанциях. РУ 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.
2.6.1 РУВН (110 кВ)
На электростанциях для РУ 110 кВ и выше может быть применение схемы с 2-мя рабочими и обходной системой шин /3/ (набросок 8).
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.
Набросок 8 — Схема РУ ВН
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 ОСШ находится без напряжения, разъединители, соединяющие полосы и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ОВ, 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.
2.6.2 ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (10,5 кВ)
Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем и реактором (набросок 9). Схема ординарна и наглядна; операции с разъединителями нужны лишь при выводе присоединения в целях обеспечения неопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за некорректных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к плюсам рассматриваемой схемы. Трагедия на СШ приводит к отключению лишь 1-го источника и половины потребителей, 2-ая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Реактор понижает токи КЗ.
К недочетам можно отнести, то что при ремонте одной из секций ответственные пользователи, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а нерезервированные пользователи отключаются на все время ремонта.
Набросок 9 — Схема ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)
2.7 Выбор спомогательного оборудования
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.
2.7.1 Выбор реакторов
В качестве токоограничивающего реактора можно употреблять обычный (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 токоограничивающего 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.
Секционный реактор.
Повторяющаяся составляющая тока КЗ на стороне НН составляет 93,23 кА. ток через реактор определим по перетоку мощности меж секциями /лекции/:
,
где SГ — мощность 1-го генератора.
кА.
Избираем реактор с большим индуктивным сопротивлением: РБДГ 10-2500-0,25У3.
IНОМ=2500 А, XР=0,25 Ом, UНОМ=10 кВ, iДИН=49 кА, IТЕР=19,3 кА, tТЕР=8 c.
Проверка реактора:
— по напряжению: UУСТUНОМ.
— по номинальному току Iраб.max =IР Iном; 2165 А2500 А.
— по электродинамической стойкости iУ iДИН, ударный ток определим так:
,
тут IПО — изначальное
kУ — ударный коэффициент. Согласно /3/, kУ=1,95 на СШ НН.
кА 49 кА.
— по тепловой стойкости , где Вк= Iп, 02(tотк + Та) — термический импульс,
тут tотк = 0,3 с принимается в цепях генераторов 60 МВт и выше;
Та — неизменная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Та=0,185 с).
9,2082 (0,3+0,185) 19,328;
41,1 МА2с 2979,9 МА2с.
Линейный реактор.
Намечаем к установке сдваоенный реакторы. ток ветки реактора в обычном режиме обусловится:
,
где SНАГР=43/4=10.75 МВА — мощность перегрузки, передаваемой через одну ветвь.
кА.
В послеаварийном либо ремонтном ремонтном режиме для ответственных потребителей при выключении одной полосы вся перегрузка ложится на другую:
Iраб.max =2IНОРМ.
Iраб.max =20,621=1,241 кА.
В истинное время выпускаются сдвоенные реакторы с большим током ветки 2,5 кА, как следует по данным условиям выберем реактор.
Результирующее сопротивление цепи недлинного замыкания до установки реактора:
Хрез = Uср/(3IП0(3)) = 10,5/(367,46) = 0.09 Ом;
Требуемое сопротивление цепи недлинного замыкания для обеспечения Iп,0 треб:
Хрезтреб = Uср/(3IП0 треб) = 10,5/(320) = 0.3 Ом;
Требуемое сопротивление реактора:
Хртреб = Хрезтреб — Хрез = 0.3 — 0.09 = 0.21 Ом.
По справочным материалам /2/ избираем реактор РБСД 10-21600-0,25У3 с
IНОМ=2*1350 А, XР=0,25 Ом, UНОМ=10 кВ, iДИН=49 кА, IТЕР=19,3 кА, tТЕР=8 c, Ксв=0,52 — коэффициент связи, .
Х /рез = Хрез + Хр = 0.09 + 0.25 = 0.34 Ом.
Изначальное
Iп,0(3) = Uср/(3 Х /рез) = 10,5/(30.34) = 17,33 кА;
Проверка реактора:
— по напряжению: UУСТUНОМ.
— по номинальному току Iраб.max Iном; 1242 А1350 А.
— по электродинамической стойкости iУ iДИН: согласно /3/ kУ=1,956,
кА 49 кА.
— по тепловой стойкости
Та — неизменная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Та=0,23 с), принимаем tотк = 0,3 с:
17,332 (0,3+0,23) 19,328;
159,2 МА2с 2979,9 МА2с.
— по уровню остаточного напряжения на шинах при маленьком замыкании за реактором:
,
> 65%.
— по потере напряжения в рабочем режиме:
,
тут .
% < 2%.
Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.
2.7.2 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.
К их плюсам можно отнести:
пожаро- и взрывобезопасность;
быстрота деяния;
высочайшая отключающая способность;
отсутствие занрязнения окружающей среды;
высочайший ресурс по коммутационной и технической стойкости
минимум обслуживания.
К недочетам:
необходимость устройств для получения и чистки элегаза;
высочайшая стоимость;
необходимость высоконадежных уплотнений.
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.
Проверка на симметричный ток отключения:
Iп, Iотк.ном ,
где Iп, — действующее времени .
Для упрощения расчета примем действующее времени, такое допущение может быть, т.к. для оборудования таковой режим является наиболее томным.
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ ( iа, ) в момент расхождения контактов:
iа, iа,ном = 2н Iотк.ном /100,
н — определяется по кривой [3, рис.4.5];
iа, =,
где Та — неизменная времени, определяется по /3, табл.3,8/.
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 =0,1 с- время деяния главный релейной защиты;
tо,в — полное время отключения выключателя по каталогу.
Разъединители выбираются:
— по напряжению установки Uуст Uном;
— по току Iнорм Iном; Imax Iном;
— по конструкции, роду установки;
— по электродинамической стойкости iу iдин.
2.7.2.1 ОРУ 110 кВ
На РУВН предполагаем к к установке единообразное оборудование, что упрощает эксплуатацию. Предполагаем, что КЗ на конце СШ, т.е. оборудование избираем по суммарному току КЗ (IПО=14.916 кА).
ток со стороны ВН трансформатора связи (является расчетным для выбора выключателей) определяем с учетом допустимой 40% перегрузки:
;
кА.
Намечаем к установке, согласно /6/, выключатель элегазовый типа ВГУ-110-40/2000У1 с
tс, в = 0.025 с, tо,в=0,055 с, Iтер=40 кА, tтер=2 с.
Привод к выключателю пневматический.
Избираем разъединители типа РНД-110/1000У1, с заземляющими ножиками с приводом основных и заземляющих ножей ПРН-110У1.
Для РУВН, согласно /3, табл. 3.8/: Та=0,115 с, kУ=1,92.
= 0.01 + 0.025 = 0.035 с;
iа, = =15,56 кА;
= 0.47;
iа,ном = 20,4740 = 26,59 кА;
кА;
tотк = 0.1+0.055 = 0,155 c;
Вк = 14,9162(0,155+0,115) = 60,07 кА2с.
Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 3.
Намечаем к установке разъединитель типа РНД(З)-220/1000У1.
Таблица 3 — Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
ВГУ-110-40/2000У1
РНД-110/1000У1
1. Uуст Uном, кВ
2. Imax Iном, А
3. Iп, Iотк.ном, кА
4. iа, iа,ном, кА
5. Iп,0 Iдин , кА
6. iу iдин, кА
7. Вк (Iтер) 2tтер, МА2с
110
463
14,916
79,81
14,916
40,5
60,07
110
2000
40
26,59
40
102
3200
110
1000
—
—
—
80
3969
Как видно из таблицы 3, выбранное оборудование подступает по всем характеристикам.
2.7.2.2 Выключатели и разъединители 10,5 кВ в цепи трансформаторов связи
Расчетным током для выбора выключателя на стороне НН трансформатора связи является:
;
кА.
По ПУЭ в цепи трансформаторов связи необходимо устанавливать выключатели, рассчитанные на полный (суммарный) ток КЗ на шинах ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (Iп,0 =67,46 кА), в связи с сиим устанавливаем, согласно /7/:
— выключатели типа HGI 3 17,5 кВ 63 кА, 8000 А, tс, в = 0.023 с, tо,в=0,05 с, Iтер=63 кА, tтер=2 с;
— разъединитель РВР-20/6300У3 Iтер=100 кА, tтер=4 с, iдин=260 кА. Привод ПЧ-50.
= 0.01 + 0.023 = 0.033 с
Полный ток КЗ на шинах ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) складывается из:
Iп,0= Iп,0 Г1+ Iп,0 Г2 + Iп,С,
тут Iп,0 Г1 = 30,897 кА — составляющая полного тока от генератора, в секции которого рассматривается КЗ (из расчета в программке «Energo»);
Iп,0 Г2 =14,341 кА — составляющая полного тока от генератора примыкающей секции;
Iп,С = 22,222 кА — составляющая полного тока от системы.
Для определения каждой из этих составляющих в момент времени воспользуемся типовыми кривыми на рисунке 10 /3/.
Набросок 10 — Типовые кривые для определения составляющей тока от генератора
Для данных кривых нужен коэффициент, характеризующий удаленность генератора от точки КЗ :
= Iп,0 Г/ IГ ном,
где Iп,0 Г — составляющая полного тока от генератора в исходный момент времени;
IГ ном — номинальный ток генератора (таблица 1).
Определим этот коэффициент для всякого генератора:
1=30,897/4,12=7,5;
2=14,341/4,12=3,5.
По рисунку 10 определяем коэффициенты 1=0,85 и 2=0,95. С учетом того, что ток от системы неизменен, запишем:
Iп,ф= 1Iп,0 Г1+ 2Iп,0 Г2 + Iп,С,
Iп,ф=0,8530,897+0,9514,341+22,222=62,1 кА.
Iдин= iдин/2,55,
тут коэффициент 2,55 нормирован для выключателей /3/.
Предстоящий расчет аналогичен расчету предшествующего выключателя. Результаты расчета сведем в таблицу 4 (Та=0,185 с, kу=1,95 из /3, таблица 3.8/).
Таблица 4 — Выбор выключателей и разъединителей на 10,5 кВ
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
HGI 3 17,5 кВ 63 кА, 8000 А
РВР-20/6300У3
1. Uуст Uном, кВ
2. Imax Iном, А
3. Iп, Iотк.ном, кА
4. iа, iа,ном, кА
5. Iп,0 Iдин , кА
6. iу iдин, кА
7. Вк (Iтер) 2tтер, МА2с
10,5
4850
62,1
40,37
67,46
171
60,07
17,5
8000
63
41
68
173
7938
20
6300
—
—
—
260
40000
2.7.2.3 Генераторные и секционный выключатели и разъединители
Большей ток послеаварийного либо ремонтного режима определяется при условии работы генератора при понижении напряжения на 5%:
;
кА.
Намечаем к установке, согласно /7/:
— выключатели типа HGI 2 50 кА, 6300 А, tс, в = 0.03 с, tо,в=0,06 с, Iтер=50 кА, tтер=2 с
= 0.01 + 0.14 = 0.15 с;
— разъединитель РВР-20/6300У3 Iтер=100 кА, tтер=4 с, iдин=260 кА. Привод ПЧ-50.
Расчетным током является ток КЗ со стороны системы и второго генератора Iп,0=36.563 кА.
Расчет аналогичен двум предшествующим.Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 5.
Таблица 5 — Выбор выключателей и разъединителей на 10,5 кВ
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
HGI 2 17,5 кВ 50 кА, 6300 А
РВР-20/6300У3
1. Uуст Uном, кВ
2. Imax Iном, А
3. Iп, Iотк.ном, кА
4. ( 2 Iп, + iа, ) 2 Iотк.ном ( 1+ н/100 ), кА
5. Iп,0 Iдин , кА
6. iу iдин, кА
7. Вк (Iтер) 2tтер, МА2с
10,5
4340
36,563
93,36
36,563
100,8
381
17,5
6300
50
99
50
138
5000
20
6300
—
—
—
260
40000
2.7.2.4. Выключатели в цепи отходящих линий перегрузки 10,5 кВ
В цепях отходящих линий за реакторами Iраб.max =1,241 кА, Iп,0=17,33 кА.
Намечаем к установке, согласно /7/:
— элегазовые выключатели типа VF 12.12.31 tс, в = 0.06 с, tо,в=0,12 с, Iтер=31,5 кА, tтер=3 с
Та=0,23 с, kу=1,956.
Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 6
Таблица 6 — Выбор выключателя в цепи отходящих линий перегрузки
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
VF 12.12.20
1. Uуст Uном, кВ
2. Imax Iном, А
3. Iп, Iотк.ном, кА
4. ( 2 Iп, + iа, ) 2 Iотк.ном ( 1+ н/100 ), кА 5. Iп,0 Iдин , кА
6. iу iдин, кА
7. Вк (Iтер) 2tтер, МА2с
10,5
1241
17,33
42,59
17,33
47,9
105
10
1250
31,5
53,46
31,5
80
2976,75
2.7.3 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 /3/
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 сопротивление и сечение проводов
rпр = Z2ном rприб — rк;
q = lрасч / rпр,
где — удельное сопротивление материала провода. ( Al = 0.0283 );
lрасч — расчётная длина соединительных проводов.
2.7.3.1 TT в цепях ОРУ 110 кВ
Намечаем к установке в ОРУ 110 кВ, согласно /1/, трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-I-500-0.5/10P/10P. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А. одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и создана для подключения измерительных устройств. Z2ном=1,2 Ом. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 7.
Таблица 7 — Выбор ТТ в ОРУ 110 кВ
Расчётные данные
Каталожные данные
ТФЗМ-110Б-I-500-0.5/10P/10P
Uуст = 110 кВ
Imax = 463А
Iу = 40,5 кА
Bk = 60,07 МА2с
Uном = 110 кВ
Iном = 500 А
Iдин = 105 кА
Iтер2 tтер = 2123 = 1323 МА2с
Цепь трансформатора связи.
Проверка по вторичной перегрузке.
Список нужных измерительных устройств в цепях частей РУ избираем согласно /3, табл.4 -24/. Размещение устройств для трансформатора связи показано на рисунке 11.
Набросок 11 — Схема включения измерительных устройств трансформатора связи
Единственный измерительный устройство в данном случае амперметр Э-377, установленный на фазе В с потребляемой мощностью обмотки 0,1 В.А. lрасч=150 м.
Ом;
rпр = 1,2 0,004 — 0,05=1,146
l = 150 м [3];
мм2.
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Цепи отходящих линий.
Размещение устройств показано на рисунке 12.
Набросок 12 — Схема включения измерительных устройств цепи отходящей полосы
Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 9).
Из таблицы 8 видно, что более загружены ТТ фаз А и С .
Таблица 8 — Список устройств в цепи отходящей полосы
Устройство
Тип
Перегрузка фазы, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-377
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Счётчик активной мощности
И675
2,5
—
2,5
Фиксатор импульсного деяния
ФИП
3
—
3
Итого
6,6
0,1
6,6
rпр =6,6/25=0,264 Ом;
rпр = 1,2 0,144 — 0,1=0,836 Ом;
l = 75 м /3/;
мм2.
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Цепи обходного выключателя.
Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (набросок 13).
Из таблицы 9 видно, что более загружены ТТ фаз А и С .
Набросок 13 — Схема включения измерительных устройств цепи ОВ
Таблица 2 — Список устройств в цепи обходного выключателя
Устройство
Тип
Перегрузка фазы, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-377
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр (с двухсторонней шкалой)
Д-335
0,5
—
0,5
Счётчик активной мощности
И675
2,5
—
2,5
Итого
3,6
0,1
3,6
Из предшествующего расчета: по условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
ТТ в цепи шиносоединительного выключателя врубается на одну фазу, к примеру В. К этому ТТ подключается один амперметр типа Э-377.
2.7.3.2 TT в цепях 10,5 кВ
Цепи отходящих линий.
Imax отходящих линий = 1241 А;
Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 10, согласно /1/.
Таблица 3 — Выбор ТТ в цепях отходящих линий 10,5 кВ
Расчётные данные
Каталожные данные
ТЛ-10-1500 -0.5/10P У3
Uуст = 10.5 кВ
Imax = 1241 А
Iу = 47,9 кА
Bk = 105 МА2с
Uном = 10 кВ
Iном = 1500 А
Iдин = 128 кА
Iтер2 tтер = 4023 = 4800 МА2с
Проверка по вторичной перегрузке трансформатора ТЛ-10У3-1500-0.5/10P. Размещение устройств показано на рисунке 14
Набросок 14 — Размещение устройств в цепи отходящих линий 10,5 кВ
Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (набросок 14). Из таблицы 11 видно, что более загружен ТТ фазы А .
Таблица 4 — Список устройств в цепи отходящей полосы
Устройство
Тип
Перегрузка фазы, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-377
0,1
—
—
Счётчик активной мощности
И675
2.5
—
2.5
Счётчик реактивной мощности
И673M
2.5
—
2.5
Итого
5.1
5
Ом;
Ом;
l = 403 м [3];
мм2.
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Цепь секционного выключателя
В цепи секционного выключателя (Iмах=2165 А) принимаем один ТТ типа ТЛ-10-3000 -0.5/10РУ3 в одну фазу, к которому подключается амперметр типа Э-377 (набросок 11). По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Трансформаторы тока в токопроводе генератора.
Imax = 4124 А;
Завод укомплектовывает токопроводы ГРТЕ-10-5140-250 по заказу встроенными ТТ типа ТШВ-15Б-8000-0,2/10Р (по /1/). Эти трансформаторы тока не рассчитываются на стойкость к токам К.З., потому что они рассчитаны на работу на шинах токопровода, которые будут рассчитаны ниже.
Проверка по вторичной перегрузке трансформатора ТШВ-15Б-8000.
Набросок 15 — Размещение устройств в цепи генератора
Определяем нагрузку по фазам для более нагруженного ТТ (таблица 13). Из таблицы 13 видно, что более загружен ТТ фазы А иС.
Таблица 5 — Список устройств в цепи генератора
Устройство
Тип
Перегрузка фазы, ВА
А
В
С
Амперметр
Э-377
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-335
0,5
—
0,5
Датчик активной мощности
Е-829
0,5
0,5
Датчик реактивной мощности
Е-830
0,5
0,5
Счётчик активной энергии
И675
2.5
—
2.5
Счётчик реактивной энергии
И673М
2,5
2,5
2,5
Ваттметр (машинный зал)
Д-305
0,5
—
0,5
Итого
7.6
2,6
7,6
rпр =7,6/25=0,304 Ом;
rпр = 1,2 0,304 — 0,1=0,796 Ом;
l = 403 м /3/;
мм2.
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Трансформаторы тока на стороне 10,5 кВ трансформатора связи.
Устанавливаем также ТТ типа ТШВ-15Б-8000-0,2/10Р. Из устройств устанавливаем амперметр Э-377, ваттметр Д-335 и варрметр с двухсторонней шкалой Д-335.
2.7.4 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 S2ном,
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, ВА;
S2 — перегрузка всех измерительных устройств и реле, присоединённых к ТН, ВА.
Для упрощения расчётов нагрузку можно не делить по фазам, тогда
Для упрощения расчётов сечение проводов принимают обычно по условию механической прочности (1.5 мм2) для медных жил и 4 мм2 для дюралевых жил.
2.7.4.1 ТН в цепях ОРУ 110 кВ
В РУ 110 кВ согласно [4] целенаправлено применить каскадные трансформаторы напряжения с масляной изоляцией типа НКФ.
Примем к установке трансформаторы типа НКФ-110-83У1 Трансформаторы имеют две вторичные обмотки: основную на В и доп на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА. Для класса точности 3 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 1200 ВА
Проверка по вторичной перегрузке.
Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 14.
Таблица 6 — Список устройств на ТН 110 кВ
Тип
S одной обмотки, ВА
Число устройств
Потребляемая мощность
Р, Вт
Q, ВА
Вольтметр
Э-377
2
1
0
3
6
—
Частотомер
Э-372
1
1
0
2
2
—
Регистрирующий вольтметр
Н-344
10
1
0
1
10
—
Регистрирующий частотомер
Н-345
10
1
0
1
10
Осциллограф
2
1
0
1
2
—
Синхроноскоп
Э-327
—
—
—
1
—
—
Итого
30
0
S2 = ВА
Видно, что условие S2 S2ном производится. 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 на обходной системе шин ОРУ 110 кВ.
На ОСШ принимаем к установке, согласно /1/, один трансформатор напряжения типа ЗНОГ-110-79У3, к которому подключается один вольтметр типа Э-378 с мощностью употребления одной обмотки 2 ВА. Для соединения ТН с волтметром принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.
2.7.4.2 ТН в цепях ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 10,5 кВ
Цепь генератора.
В цепи комплектного токопровода ГРТЕ — 10-5140-250 /1/ установлен трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10-63У2 /1/ .
СШ 10,5 кВ.
Устанавливаем ТН типа НОЛ.08-10УХЛ3 (по /1/).
Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА, для класса точности 0,2 -50 ВА.
Проверка по вторичной перегрузке.
Вторичная перегрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 16.
Таблица 14 — Список устройств на ТН на СШ 10,5 кВ
Тип
S одной обмотки, ВА
Число устройств
Потребляемая мощность
Р, Вт
Q, ВА
Вольтметр
Э-377
2
1
0
4
8
—
Частотомер
Э-372
1
1
0
3
3
—
Синхроноскоп
Э-327
—
—
—
1
—
—
Итого
11
0
S2 =11 ВА.
Видно, что условие S2 S2ном производится. 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.
2.7.5 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.
2.7.5.1 Сборные шины и ошиновка ОРУ 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 трансформатора связи:
Imax = 463 А.
Согласно /2/ принимаем АС-185/24, q = 187 мм2, d = 18,9 мм, Iдоп = 520 А, r0=d/2=9,45 мм.
Фазы размещены горизонтально с расстоянием меж фазами 300 см.
Проверка шин на схлёстывание не делается, потому что Iп,0(3) = 14,916 кА 20 кА.
Проверка на тепловое действие тока КЗ не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям. Беря во внимание, что на ОРУ 110 кВ расстояние меж проводами меньше, чем на ВЛ, проведём поверочный расчёт.
Исходная критичная напряжённость электронного поля, кВ/см,согласно /3/:
Ео = ,
где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 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.
Ео = кВ/см;
Е = кВ/см.
Провода не будут коронировать, если производится условие:
1.07 Е 0.9 Ео.
1.07 17,4 = 18,6 кВ/см 0.932,5 = 29,25 кВ/см.
Таковым образом, провод АС-185/24 по условиям коронирования проходит.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора связи до сборных шин исполняем гибкими проводами.
Сечение избираем по экономической плотности тока jэк = 1 А/мм2:
qэк = Imax /(1,4jэк )= 331 мм2.
Принимаем один провод АС-330/30 в фазе, внешний поперечник 24,8 мм, допустимый ток 730 А.
Проверяем провода по допустимому току
Imax = 463 A < Iдоп = 730 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, означает провод АС-330/30 не коронирует тем наиболее.
Ошиновка линний.
Ошиновку линий выполним проводами АС-185/24.
2.7.5.2 Выбор токоведущих частей на напряжении 10,5 кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбирается, потому выбор делается по допустимому току.
Imax = 4124 А.
От выводов генератора до фасадной стенки гланого корпуса токоведущие части производятся комплектным токопроводом. Избираем по /1, таблица 9-13/ комплектный токопровод ГРТЕ-10-5140-250 на номинальное напряжение 10,5 кВ, номинальный ток 5140 А с динамической устойчивостью 250 кА.
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 17.
Таблица 7 — Выбор комплектного токопровода
Расчётные данные
ГРТЕ-10-5140-250
Uуст = 10.5 кВ
Uном = 100 кВ
I max = 4124 А
Iном = 5140 А
iу = 100,8 кА
iдин = 250 кА
Сборные шины
Предполагаем, что СШ будут размещены в верхушках прямоугольного треугольника с расстояниями меж фазами ах=ау=0,8 м и просветом l=2 м. Выбор шин производим по току самого массивного присоединения — генератора
ТФ-60-2. IНОМ=4,12 кА, Iраб.макс=4,12/0,95=4,34 кА.
СШ по экономической плотности тока не выбираются, потому сечения шин избираем по допустимому току.
Принимаем шины коробчатого сечения, дюралевые, двухполосные 2(125556,5 ) мм, высота h=125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины с=6,5 мм, сечение (21370)мм2;
Iраб.макс=4340 А Iдоп = 4640 А.
Проверяем шины на тепловую стойкость.
С=88 в согласовании с /3, таблица 3-12/:
qmin = мм2 < 21370мм2,
означает шины термически устойчивы.
Проверка шин на механическую стойкость.
Расчетную формулу для определения напряжения в материале шин от взаимодействия фаз ф принимаем по /3, таблица 4-3/, ударный ток на шинах 10,5 кВ iу=186 кА.
момент сопротивления сечения 2-ух срощенных шин Wy0-y0=100 см2, тогда
Мпа.
Сила взаимодействия меж швеллерами по /3, 4-19/:
Н/м.
Принимая, согласно /3/, WП=Wy-y=9.5 см3 и доп=70 МПа, определяем наибольшее расстояние меж прокладками:
м.
Число прокладок в просвете
.
Принимаем три прокладки.
Выбор изоляторов.
Избираем опорные изоляторы ОФ-10-4250 кв. Проверяем их по допустимой механической перегрузке. Наибольшая сила, работающая на извив
Н.
Поправка на высоту коробчатых шин
;
Fрасч=khFИ=1,2913924=17080 Н.
Из каталога /3/ Fразр=42500 Н. Fрасч= 17080 Н0,6Fразр=25500 Н — изолятор проходит по механической прочности.
Избираем проходной изолятор П-10/5000-4250:
UН=10 кВ; IH=5000 A> Iраб.макс=4340 А; Fразр=42500 Н.
Проверяем проходной изолятор на механическую крепкость
Fрасч=0,5FИ=0,513924=6962<0,6 Fразр,
т.е. избранный изолятор удовлетворяеи требуемым условиям.
Выбор токоведущих частей в цепи генераторов
Ошиновка от СШ до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до фасадной стенки турбинного отделения производится твердыми шинами. Принимаем шины коробчатого сечения с горизонтальным расположением фаз, расстояние меж ними а=0,8 м, просвет l=2 м.
Избираем сечение шин по экономической плотности тока:
jэк = 1 А/мм2:
qэк = IН /jэк =4120/1=4120 мм2.
Принимаем шины коробчатого сечения 2(150657) мм сечением 21785 мм2. Общее сечение, равное 21785=3570 мм2, меньше расчетного на
, что допустимо.
Согласно /1/, Iдл.доп=5650 А; Iраб.макс=4340 А Iдоп = 5650 А.
Проверку на тепловую устойчивость не производим, ввиду незначимого нагрева, как это показал расчет СШ.
Проверка на механическую крепкость.
Расчетным током является ток КЗ со стороны системы и второго генератора Iп,0=36.563 кА.
iу=100,8 кА.
Сила взаимодействия меж фазами
Н/м
Напряжение в материале шин при W=Wy0-y0=167 см3 /3, таблица П3-3/:
МПа.
Сила взаимодействия меж 2-мя швеллерами по /3, 4-19/:
Н/м.
Принимая, согласно /3/, WП=Wy-y=14,7 см3 и доп=70 МПа, определяем наибольшее расстояние меж прокладками:
м.
Потому что lП.макс вышло больше l, то в просвете прокладок не требуется.
Определим для проверки собственных расчетов при lП.макс = l:
МПа;
МПа,
что меньше доп=70 МПа.
Выбор изоляторов.
Избираем опорные изоляторы ОФ-10-2000 кВ. С учетом поправки на высоту шин
Расчетная сила
Fрасч=khfфl=1,35289,42=781,4 Н.
Из каталога /3/ Fразр=20000 Н. Fрасч= 781,4 Н0,6Fразр=12000 Н — изолятор проходит по механической прочности.
Избираем проходной изолятор П-10/5000-4250:
UН=10 кВ; IH=5000 A> Iраб.макс=4340 А; Fразр=42500 Н.
Проверяем проходной изолятор на механическую крепкость
Fрасч=0,5fфl=0,5289,42=289,4 Н <0,6 Fразр,
т.е. избранный изолятор удовлетворяеи требуемым условиям.
Выбор кабеля в цепи отходящих линий 10,5 кВ.
Проверку производим
— по напряжению UустUн.каб.;
— по экономической плотности тока qэк=Iраб/jэк (jэк=2,5 при Тм5000 ч для кабелей с медными жилами и картонной изоляцией /2/);
— по продолжительно допустимому току Iраб. макс.=1241 А I`дл.доп,
где I`дл.доп — продолжительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k1 и на температуру окружающей среды k2 /ПУЭ/,
I`дл.доп= k1 k2 Iдл.доп.
Избираем кабель марки СПУ (с медными жилами), Uн.каб =10 кВ, трехжильный.
Определяем экономическое сечение
qэк=641/2,5=256,4 мм2.
Принимаем трехжильный кабель 3240 мм2.
По ПУЭ находим Iдл.доп=460 А (на жилу) для кабеля данного типа. k2=1, k1=0,9 при расстоянии меж кабелями 300 мм, тогда
I`дл.доп= 0,9 13460=1242 А>1241 А.
Определим малое сечение для проверки на тепловую устойчивость при КЗ (С=141 по /3,таблица 3-12/, ВК=105 МА2с из расчета выключателя )
qмин=мм2.
Принятое выше сечение проходит по тепловой стойкости.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электронная часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов; под ред. Б.Н. Неклепаева — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1978. — 456 с.
2. В.В. Ершевич и др. Справочник по проектированию электроэнергетических систем; под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.
3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.
4. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2т./ Под общ. Ред. Федорова А.А. Т. 2. Электрооборудование. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 592 с.
5. Правила устройства электроустановок. — СПб.: Издательство ДЕАН, 2001.- 928 с.
]]>