Проектирование электрической части электростанции типа КЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

1.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям

1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи

1.3 Выбор силовых трансформаторов

1.4 Выбор схем коммутации РУ

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СХЕМЕ КЭС

2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения

2.2 Расчет трехфазного КЗ на шинах ОРУ 110 кВ

2.3 Расчет однофазного КЗ на шинах ОРУ 110 кВ

2.4 Расчет трехфазного КЗ на выводах генератора 15,75(110) кВ

2.5 Расчет двухфазного КЗ на выводах генератора 15,75(110) кВ

2.6 Расчет ТКЗ в программе ТКЗ-3000

2.7 Расчет активных сопротивлений прямой, обратной, нулевой последовательности

3. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

3.1 Выбор электрических аппаратов на РУ 110 кВ

3.1.1 Выбор выключателей

3.1.2 Выбор разъединителей

3.1.3 Выбор измерительных трансформаторов тока

3.1.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

3.2 Выбор электрических аппаратов на РУ 500 кВ

3.2.1. Выбор выключателей

3.2.2 Выбор разъединителей

3.2.3 Выбор измерительных трансформаторов тока

3.2.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

4. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

4.1 Выбор и проверка токоведущих частей на напряжении 110 кВ

4.1.1 Выбор и проверка проводов сборных шин РУ 110 кВ

4.1.2 Выбор и проверка ошиновки линии на РУ 110 кВ

4.2 Выбор и проверка токоведущих частей на напряжении 500 кВ

4.2.1 Выбор и проверка сборных шин на РУ 500 кВ

4.2.2 Выбор и проверка ошиновки линии на РУ 500 кВ

4.3 Выбор и проверка комплектного токопровода генераторного напряения

4.3.1 Выбор и проверка комплектного токопровода в цепи генератора мощностью 210МВт

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б



ВВЕДЕНИЕ

Цель настоящего курсового проекта - проектирование электрической части электростанции типа КЭС с установкой шести генераторов мощностью 210 МВт каждый. Задача проектирования решается последовательным выполнением следующих этапов.

На первом этапе выбирается структурная схема электростанции, генераторы и силовые трансформаторы, схемы Открытых распределительных устройств. В результате выполнения второго этапа определяются данные для выполнения расчета токов короткого замыкания к.з..

На втором этапе проводится расчет токов трехфазного и однофазного к.з., определяются значения величин, необходимых для проверки электрооборудования и токоведущих частей на электродинамическую и термическую стойкость в этом режиме.

Третий, основной, этап заключается в предварительном выборе и последующей проверке выбранных коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов, ошиновки линий и трансформаторов, проводов сборных шин, комплектных токопроводов.

На четвертом этапе разрабатываются 2 чертежа:

· электрическая схема главных соединений электростанции;

· фрагмент конструкции распределительного устройства среднего напряжения.



1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

1.1 Выбор генераторов и распределение их по напряжениям

В соответствии с заданием принимаем к установке шесть турбогенераторов типа ТГВ-200-МТ. Их основные характеристики приведены в табл. 1.1[1,с.76]

Таблица 1.1 - Параметры генераторов.

Наименование параметра	ТГВ-200-МТ
Номинальная полная мощность,	241,3
Номинальная активная мощность,	210
Номинальный коэффициент мощности,	0,85
Номинальное напряжение статора,	15,75
Номинальный ток статора,	9,06
Номинальные обороты,	3000
	0,225
	0,311

1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи

Для выбора автотрансформаторов необходимо определить перетоки мощности между РУ 110кВ и 500кВ в различных режимах: нормально-максимальном, нормально-минимальном, аварийно-максимальном и аварийно-минимальном (в аварийном режиме отключается 1 блок на среднем напряжении).

Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы мощность автотрансформаторов связи была минимальна.

Варианты структурных схем для проектируемой КЭС показаны на рис. 1,2.

Вариант 1.

Нормально-максимальный режим.

Полная мощность генератора, МВА:

S_G = P_Gном+jQ_Gном = P_Gном+jP_Gном·tg?_Gном = 210 + j210·0,62 = 210 + j130,2

где tg?_G определяется исходя из cos?_G

tg?_G = tg(аrccos(cos?_G)) = tg(аrccos(0,85)) = 0,62

Мощность нагрузки собственных нужд, МВА:

S_сн = k_снP_Gном+jk_снP_Gномtg?_сн = ·210 + j·210·0,75 = 14,28+j10,71

где = 0,85 [1, с.20];

Максимальная суммарная мощность потребителей на среднем напряжении, МВА:

= P_{н max} + jP_{н max}tg?_н = 370+j370·0,7 = 370+j259

Минимальная суммарная мощность потребителей на среднем напряжении, МВА:

= P_{н min} + jP_{н min}tg?_н = 255+j255·0,7 = 255+j178,5

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:

S' = 4(S_G-S_сн) = 4(210+j130,2-14,28-j10,71) = 782,88+j477,96

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ при аварийном отключении генератора №1, МВА:

= 3(S_G-S_сн) = 3(210+j130,2-14,28-j10,71) = 587,16+j358,47

Мощность перетока, МВА:

Нормально-максимальный режим.

S_пер = S'- = 782,88+j477,96-370-j259 = 412,88+j218,96

S_пер = = 467,3

Нормально-минимальный режим.

S_пер = S'- = 782,88+477,96-255-j178,5 = 527,88+j299,46

S_пер = = 606,9

Аварийно-максимальный режим.

S_пер = - = 587,16+j358,47-370-j259 = 217,16+j99,47

S_пер = = 238,9

Аварийно-минимальный режим.

S_пер = - = 587,16+j358,47-255-j178,5 = 332,16+j179,97

S_пер = = 377,8

Вариант 2.

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:

S' = 2(S_G-S_сн) = 2(210+j130,2-14,28-j10,71) = 391,44+j238,98

Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ при аварийном отключении генератора №1, МВА:

= 1(S_G-S_сн) = 1(210+j130,2-14,28-j10,71) = 195,72+j119,49

Нормально-максимальный режим

S_пер = S'- = 391,44+j238,98-370-j259 = 21,44-j20,02

S_пер = = 29,3

Нормально-минимальный режим.

S_пер = S'- = 391,44+j238,98-255-j178,5 = 136,44+j60,48

S_пер = = 149,3

Аварийно-максимальный режим.

S_пер = - = 195,72+j119,49-370-j259 = -174,28-j139,51

S_пер = = 223,4

Аварийно-минимальный режим.

S_пер = - = 195,72+119,49-255-j178,5 = -59,28-j59,01

S_пер = = 93,6

Результаты расчета перетоков мощностей сведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Значения перетоков мощностей для различных вариантов структурных схем

Режим	для варианта
	1	2
Нормально-максимальный режим	467,3	29,3
Нормально-минимальный режим	606,9	149,3
Аварийно-максимальный режим	238,9	223,4
Аварийно-минимальный режим	377,8	93,6

Вывод: по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи Sпер.max = 223,4 МВА наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 2, поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.

1.3 Выбор силовых трансформаторов

Выбор мощности трехфазных автотрансформаторов связи (АТС) производится в соответствии со значениями перетоков мощности между РУ 110 и 500кВ и рассчитывается по формуле:

S_ном ?

S_ном ? (1.1)

Примем к установке два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН-250000/500/110. Параметры выбранных автотрансформаторов приведены в табл. 1.3[1, с.158]

Таблица 1.3.- Параметры автотрансформатора связи.

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	500
Напряжение обмотки СН,	121
Напряжение обмотки НН,	38,5
Номинальная полная мощность,	250
Потери холостого хода,	200
Потери короткого замыкания,	690
Напряжения короткого замыкания, %	13 33 18,5

Выбор мощности блочных трансформаторов производится в соответствии с мощностью генераторов и рассчитывается по формуле:

S_ном ? (1.2)

Выбор трансформатора блока 210МВт, подключенного к ОРУ 110кВ.

S_ном ? = 247,1МВА

Примем к установке для блока 210МВТ, подключенного к ОРУ 110кВ трехфазный трансформатор типа ТДЦ-250000/110. Параметры выбранного трансформатора приведены в табл. 1.4[1, с.146]

Таблица 1.4. - Параметры трансформатора блока 210МВт, подключенного к ОРУ 110кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	121
Напряжение обмотки НН,	15,75
Номинальная полная мощность,	250
Потери холостого хода,	200
Потери короткого замыкания,	640
Напряжения короткого замыкания,	10,5

Выбор трансформатора блока 210МВт, подключенного к ОРУ 500кВ.

S_ном ? = 247,1МВА

Примем к установке для блока 210МВт, подключенного к ОРУ 500кВ трансформатор ТДЦ - 250000/500. Параметры выбранного трансформатора приведены в табл. 1.5[1, с.156]



Таблица 1.5. - Параметры трансформатора блока 210МВт, подключенного к ОРУ 500кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	525
Напряжение обмотки НН,	15,75
Номинальная полная мощность,	250
Потери холостого хода,	205
Потери короткого замыкания,	590
Напряжения короткого замыкания:	13

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд определяется по формуле:

S_сн =

где - коэффициент спроса; коэффициент максимальной нагрузки собственных нужд в % от установленной мощности, для ГРЭС [2, с.12]

Рассчитаем мощность трансформатора с/н для блока 210МВт

S_сн = = 14,78МВА

Примем к установке в качестве рабочих трансформаторов собственных нужд блоков 210МВт трансформаторы типа ТДНС-16000/20 соответственно. Параметры выбранных трансформаторов приведены в табл. 1.6[1, с.130]

Таблица 1.6. - Параметры трансформаторов собственных нужд блоков 210МВт

Наименование параметра	Блок 210 МВт
Напряжение обмотки ВН,	15,75
Напряжение обмотки НН,	6,3
Номинальная полная мощность,	16
Потери холостого хода,	17
Потери короткого замыкания,	85
Напряжения короткого замыкания:	10

Мощность резервного трансформатора собственных нужд выбирается на ступень выше мощности рабочего трансформатора собственных нужд[2, с.13].

В качестве резервного трансформатора собственных нужд, подключенного к шинам среднего напряжения, примем трансформатор типа ТРДН-25000/110.Параметры выбранного трансформатора приведены в табл. 1.7[1, с.148]

Таблица 1.7. - Параметры резервного трансформатора собственных нужд.

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	115
Напряжение обмотки НН,	6,3-6,3
Номинальная полная мощность,	25
Потери холостого хода,	25
Потери короткого замыкания,	120
Напряжения короткого замыкания:	10,5

В качестве резервного трансформатора собственных нужд, подключенного к обмотке НН автотрансформатора связи примем трансформатор типа ТРДНС-25000/35.Параметры выбранного трансформатора приведены в табл. 1.8[1, с.148]

Таблица 1.8. - Параметры резервного трансформатора собственных нужд.

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	36,75
Напряжение обмотки НН,	6,3-6,3
Номинальная полная мощность,	25
Потери холостого хода,	25
Потери короткого замыкания,	115
Напряжения короткого замыкания:	10,5

1.4 Выбор схем коммутаций РУ

Отходящие линии на стороне среднего напряжения:

,

= = 9,25

С учетом, что в исходных данных имеются 4 цепи линии связи, к дальнейшему расчету принимаем 6 тупиковых линий

Отходящие линии на стороне высшего напряжения:

Из расчета перетоков мощности во 2 варианте в нормально-минимальном режиме имеется переток мощности 136,44МВт от шин 110кВ в сторону шин 500кВ, . Генерируемая мощность на ОРУ 500кВ (за вычетом нагрузки на собственные нужды),

.

= = 1,15

С учетом, что в исходных данных имеется 1 цепь линии связи, к дальнейшему расчету принимаем еще 1 линию для связи с системой.

Выбор схем коммутации РУ Согласно учебникам [3, с.415-420; 4, с.365-377] для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими (А1, А2) и обходной (А0) системами шин с секционированием одной системы шин в связи с наличием 15 присоединений, а для РУ 500 кВ - схему с двумя системами шин (А3, А4) и тремя выключателями на два присоединения (рис.1.3).

Рис.1.3. Схема коммутации РУ



2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СХЕМЕ КЭС

Задаемся следующими параметрами:

S_б = 1000МВА; U_б1 = 115кВ; U_б2 = 15,75кВ; U_б3 = 515кВ; U_б4 = 15,75кВ

Вычислим базисные токи:

I_б1 == = 5,026кА I_б2 == = 36,7кА

I_б3 == = 1,12кА I_б4 == = 36,7кА

2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения

Схема замещения КЭС включает следующие элементы:

-- система:

X₁ = X_{системыРУ-СН} = 0,89· = 0,27

где сопротивление системы подключенной к ОРУ 110 кВ в относительных единицах X_{системыРУ-СН} = 0,89 и ее мощность S_{системы РУ-СН} = 3300 МВА приняты в соответствие с заданием.

= = = 0,011

где = 25[2, с.48]

X₂ = X_{системыРУ-ВН} = 1,25· = 0,16

где сопротивление системы подключенной к ОРУ 500 кВ в относительных единицах X_{системыРУ-ВН} = 1,25 и ее мощность S_{системы РУ-ВН} = 8000 МВА приняты в соответствие с заданием.

== = 0,003

где = 50[2, с.48]

-- линии связи с системами:

X₃ = X₄ = X_пог = 0,41·20· = 0,31

где X_пог = 0,41 [1, с.432-433]

== = 0,103

где = 3[2, с.49]

X₅ = X_пог = 0,35·350· = 0,231

где X_пог = 0,35 [1, с.432-433])

== = 0,017

где = 14[2, с.49]

n- количество цепей

-- трансформаторы блока 210МВт, подключенные к ОРУ 110кВ:

X₆ = X₇ = · = · = 0,42

= = · = 0,01

-- трансформаторы блоков 210МВт, подключенные к ОРУ 500кВ:

X₈ = X₉ = X₁₀ = X₁₁ = · = · = 0,52

= = · = 0,009

-- генераторы 210МВт:

X₁₂ = X₁₃ = X₁₄ = X₁₅ = X₁₆ = X₁₇ = = = 0,93

= = = 0,008

-- 2 трехфазных автотрансформатора связи:

X₁₈ = · = · = 0

X₁₉ = · = · = 0,275

X₂₀ = · = · = 0,385

= 0,4 · = 0,4· = 0,002

= 0,6 · = 0,6· = 0,003

= 0,4 · = 0,4· = 0,014

--резервные трансформаторы СН

X₂₁ = = = 4,2

= = = 0,192

Рисунок 2.1 СЗПП

2.2 Расчет трехфазного КЗ на шинах ОРУ 110кВ

По рис.2.1, отбросив элементы, не обтекаемые током короткого замыкания, составляем схему(рис.2.2), для которой определим значения сопротивлений:

Рисунок 2.2



X₂₂ = + X₁ = + 0,27 = 0,425

X₂₃ = X₅ + X₂ = = 0,391

X_24-25 = X₆ + X₁₂ = 0,42 + 0,93 = 1,35

X_26-29 = X₈ + X₁₄ = 0,52 + 0,93 = 1,45

X₃₀ = X₁₈ + X₁₉ = 0,275

r₂₂ = + r₁ = + 0,011 = 0,063

r₂₃ = r₅ + r₂ = = 0,02

r_24-25 = r₆ + r₁₂ = 0,01+0,008 = 0,018

r_26-29 = r₈ + r₁₄ = 0,009+0,008 = 0,017

r₃₀ = r₁₈ + r₁₉ = 0,002+0,003 = 0,005

Путем преобразования многолучевой звезды в многоугольник, получим схему, представленную на рис.2.3.

Рисунок 2.3. Радиальная схема замещения

-ветвь С2

X₃₁ = X₂₃·X₃₀(+ + ) = X₂₃·k =

=0,391·0,275·(+ + ) = 0,391·2,462 = 0,963

= r₂₃·r₃₀( + + ) = r₂₃·k =

= 0,02·0,005·(+ +) = 0,02·2,426 = 0,049

-Ветви G3-G6

X_32-35 = X₂₆·k = 1,45·2,462 = 3,57

r_32-35 = r₂₆·k = 0,017·2,426 = 0,041

Используя формулы[2, с.18]:

(2.1)

где - номер ветви,

- сверхпереходной ток КЗ ветви,

(2.2)

электростанция генератор трансформатор

где - расчетное сопротивление ветви,

- сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви,

(2.3)

где - постоянная времени ветви,

(2.4)

где - ударный коэффициент,

(2.5)

где - ударный ток КЗ ветви,

(2.6)

где - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

(2.7)

где - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

(2.8)

где - периодическая составляющая тока КЗ,

заполним табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Данные трехфазного КЗ в точке К1

Точка К1, трехфазное КЗ, Uб = 115кВ, Iб = 5,026кА, = 0,055с, tоткл = 0,16с
Ветвь	Sн, МВА	х*б	, кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу, кА		iа, ка			In, кА	откл	In.откл, кА
C1	3300	0,425	11,826	1,403	0,063	0,021	1,628	27,225	0,098	1,632	0,713	1,000	11,826	1,000	11,826
С2	8000	0,963	5,219	7,704	0,049	0,063	1,852	13,672	0,450	3,320	0,130	1,000	5,219	1,000	5,219
G1	241,3	1,350	3,723	0,326	0,018	0,239	1,959	10,314	0,811	4,271	3,070	0,930	3,462	0,900	3,351
G2	241,3	1,350	3,723	0,326	0,018	0,239	1,959	10,314	0,811	4,271	3,070	0,930	3,462	0,900	3,351
G3	241,3	3,570	1,408	0,861	0,041	0,277	1,965	3,911	0,835	1,663	1,161	0,960	1,352	0,920	1,295
G4	241,3	3,570	1,408	0,861	0,041	0,277	1,965	3,911	0,835	1,663	1,161	0,960	1,352	0,920	1,295
G5	241,3	3,570	1,408	0,861	0,041	0,277	1,965	3,911	0,835	1,663	1,161	0,960	1,352	0,920	1,295
G6	241,3	3,570	1,408	0,861	0,041	0,277	1,965	3,911	0,835	1,663	1,161	0,960	1,352	0,920	1,295
			30,122					77,171		20,143			29,376		28,927

2.3 Расчет однофазного КЗ на шинах ОРУ 110кВ

На рис.2.4 представлена схема замещения нулевой последовательность КЭС.

Рисунок 2.4. Схема замещения нулевой последовательности

Расчет параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности (СЗНП):

-- системы:

X₀₁ = ·X₁ = 3·0,27 = 0,81

X₀₂ = ·X₂ = 1,5·0,16 = 0,24

где , если в исходных данных нет сведений об индуктивных сопротивлениях нулевой последовательности систем[2, с.19]

-- линии связи с системами:

X₀₃ = ·X₃/2 = 4,7·0,31/2 = 0,73

X₀₄ = ·X₅ = 3·0,231 = 0,693

где [2, с.19]

= (r_пог + 0,15)·· = (0,073 + 0,15)·· = 0,168

= (r_пог + 0,15)·· = (0,041 + 0,15)·· = 0,126

Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов примем равными сопротивлениям прямой последовательности.

Алгоритм преобразований СЗНП следующий:

||[() ||||||] = 0,094

||[() ||||||] = 0,003

X_1??K1 = = = 0,167

r_1??K1 = = = 0,005

Так как X₀= 0,094 < X₁ = 0,167, то необходимо произвести расчет токов однофазного КЗ.

Составим комплексную схему замещения (КСЗ) для однофазного КЗ в точке К1(рис. 2.5):

Рисунок 2.5 Схема замещения многолучевой звезды

X₂ = X₁ = 0,167

r₂ = r₁ = 0,005

X = X₂ + X₀ = 0,167 + 0,094 = 0,261

r = r₂ + r₀ = 0,005 + 0,003 = 0,008

Приведем КСЗ, изображенную на рис. 2.5, к радиальной схеме (рис.2.6):

Рисунок 2.6 Радиальная схема замещения

Значения сопротивлений радиальной схемы:

-ветвь С1

X₃₆ = X₂₂·X(+ + + +) = X₂₂·k =

= 0,425·0,261·(+ + + +) = 0,425·2,564 = 1,09

= r₂₂·r(+ + + + = r₂₂·k =

= 0,063·0,008·(+ + + +) = 0,063·2,96 = 0,186

-ветвь С2

X₃₉ = X₃₁·k = 0,963·2,564 = 2,469

= r₃₁·k = 0,049·2,96 = 0,145

-ветви G1-G2

X_37-38 = X₂₄·k = 1,35·2,564 = 3,461

= r₂₄·k = 0,018·2,96 = 0,053

-ветви G3-G6

X_40-43 = X₃₂·k = 3,57·2,564 = 9,153

= ·k = 0,041·2,96 = 0,121

Используя следующие формулы[2, с.25], заполним часть табл. 2.2:

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

= = = 0,105

= 1 + = 1 + = 1,91

Найдем распределение токов нулевой последовательности по ветвям схемы:

U_0К1 = ? ·X_0??K3 = 11,747·0,094 = 1,104

I_0C1 = = = 0,717кА

I_0G1-G2 = = = 2,629кА

I₀₁₃ = = = 2,867кА

I₀₁₄ = = = 0,263кА

I₀₁₂ = = 4,486кА

= I₀₁₂ · = 0,546

I_0G3-G6 = = = 1,05кА

I_0C2 = I₀₁₂ - 4I_0G3 = 4,486-4·1,05 = 0,286кА

Результаты расчета представлены в табл. 2.2.



Таблица 2.2 - Однофазное КЗ в точке К1

Точка К1, однофазное КЗ, Uб = 115кВ, Iб = 5,026кА
Ветвь	Sн, МВА	х*б	, кА	храсч	r*б	Та э, с	, кА	, кА	ку	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
С1	3300	1,090	4,611	3,597	0,186	0,105	0,717	9,939	1,910	26,847
С2	8000	2,469	2,036	19,752	0,145	0,105	0,286	4,357	1,910	11,770
G1	241,3	3,461	1,452	0,835	0,053	0,105	2,629	5,533	1,910	14,946
G2	241,3	3,461	1,452	0,835	0,053	0,105	2,629	5,533	1,910	14,946
G3	241,3	9,153	0,549	2,209	0,120	0,105	1,050	2,148	1,910	5,803
G4	241,3	9,153	0,549	2,209	0,121	0,105	1,050	2,148	1,910	5,803
G5	241,3	9,153	0,549	2,209	0,121	0,105	1,050	2,148	1,910	5,803
G6	241,3	9,153	0,549	2,209	0,121	0,105	1,050	2,148	1,910	5,803
			11,747
I			35,242					33,956		91,720
= 0,055с, tоткл = 0,16с
Ветвь		iа, кА			Ini, кА	кА	откл	кА	In.отклi, кА
	12	13	14	15	16	17	18	19	20
C1	0,513	7,217	0,278	1,000	9,939	4,611	1,000	4,611	9,939
C2	0,513	3,164	0,051	1,000	4,357	2,036	1,000	2,036	4,357
G1	0,513	4,018	1,197	0,950	5,257	1,380	0,910	1,321	5,035
G2	0,513	4,018	1,197	0,950	5,257	1,380	0,910	1,321	5,035
G3	0,513	1,560	0,453	1,000	2,148	0,549	1,000	0,549	2,148
G4	0,513	1,560	0,453	1,000	2,148	0,549	1,000	0,549	2,148
G5	0,513	1,560	0,453	1,000	2,148	0,549	1,000	0,549	2,148
G6	0,513	1,560	0,453	1,000	2,148	0,549	1,000	0,549	2,148
								11,486
I		24,655			33,403			34,458	32,960

2.4 Расчет трехфазного КЗ на выводах генератора 15,75(110)кВ

Используя схему представленную на рис. 2.3 получим схему замещения трехфазного КЗ в точке К2 (рис. 2.7).

Рисунок 2.7 Схема замещения 3-х фазного КЗ в точке К2

Свернем схему замещения относительно точки К2 (рис. 2.8).

Рисунок 2.8. Радиальная схема замещения

-ветвь С2

X₃₈ = X₃₁·X₆(+ + + +) = X₃₁·k =

= 0,963·0,42·(+ + + +) = 0,963·3,206 = 3,087

= r₃₁·r₆( + + ++) = r₃₁·k =

=0,049·0,01·(+ +++) = 0,049·2,894 = 0,142

-ветвь С1

X₃₆ = X₂₂·k = 0,425·3,206 = 1,363

= ·k = 0,063·2,894 = 0,182

-ветвь G2

X₃₇ = X₂₅·k = 1,35·3,206 = 4,328

= ·k = 0,018·2,894 = 0,052

-ветви G3-G6

X_39-42 = X₃₂·k = 3,57·3,206 = 11,445

= ·k = 0,041·2,894 = 0,119

Расчет и заполнение таблицы производится аналогично расчету трехфазного КЗ в точке К2.

Результаты расчета приведены в табл. 2.3

2.5 Расчет двухфазного КЗ на выводах генератора 20(220)кВ

Исходной для расчета двухфазного КЗ в точке К2 является таблица. расчета трехфазного КЗ в точке К2 (табл. 2.3).

Порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:

-- в столбцах и записывают соответствующие значения и , взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ в этой точке;

-- и - удвоенные значения и , взятые из той же таблицы.

Результаты расчета двухфазного КЗ в точке К2приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.3 - Данные трехфазного КЗ в точке К2

Точка К2, трехфазное КЗ, Uб = 15,75кВ, Iб = 36,7кА, = 0,12с, tоткл =0,268с;
Ветвь	Sн, МВА	х*б	, кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу, кА		iа, ка			In, кА	откл	In.откл, кА
C1	3300	1,363	26,926	4,498	0,182	0,024	1,658	63,117	0,007	0,249	0,222	1,000	26,926	1,000	26,926
С2	8000	3,087	11,889	24,696	0,142	0,069	1,866	31,365	0,177	2,971	0,040	1,000	11,889	1,000	11,889
G1	241,3	0,930	39,462	0,224	0,008	0,370	1,973	110,129	0,723	40,358	4,456	0,850	33,543	0,780	30,781
G2	241,3	4,328	8,480	1,044	0,052	0,265	1,963	23,540	0,636	7,626	0,958	1,000	8,480	1,000	8,480
G3	241,3	11,445	3,207	2,762	0,119	0,306	1,968	8,924	0,676	3,065	0,362	1,000	3,207	1,000	3,207
G4	241,3	11,445	3,207	2,762	0,119	0,306	1,968	8,924	0,676	3,065	0,362	1,000	3,207	1,000	3,207
G5	241,3	11,445	3,207	2,762	0,119	0,306	1,968	8,924	0,676	3,065	0,362	1,000	3,207	1,000	3,207
G6	241,3	11,445	3,207	2,762	0,119	0,306	1,968	8,924	0,676	3,065	0,362	1,000	3,207	1,000	3,207
I			99,583					263,847		63,463			93,664		90,901

Таблица 2.4 - Данные двухфазного КЗ в точке К2

Точка К2, двухфазное КЗ, Uб = 15,75кВ, Iб = 36,7кА;
Ветвь	Sн, МВА	х*б	, кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу, кА		iа, ка			In, кА	откл	In.откл, кА
C1	3300	2,726	13,463	8,996	-	0,024	-	-	-	-	0,111	1,000	13,463	1,000	13,463
С2	8000	6,174	5,944	49,392	-	0,069	-	-	-	-	0,020	1,000	5,944	1,000	5,944
G1	241,3	1,860	19,731	0,449	-	0,370	-	-	-	-	2,228	0,890	17,561	0,780	15,390
G2	241,3	8,656	4,240	2,089	-	0,265	-	-	-	-	0,479	1,000	4,240	1,000	4,240
G3	241,3	22,890	1,603	5,523	-	0,306	-	-	-	-	0,181	1,000	1,603	1,000	1,603
G4	241,3	22,890	1,603	5,523	-	0,306	-	-	-	-	0,181	1,000	1,603	1,000	1,603
G5	241,3	22,890	1,603	5,523	-	0,306	-	-	-	-	0,181	1,000	1,603	1,000	1,603
G6	241,3	22,890	1,603	5,523	-	0,306	-	-	-	-	0,181	1,000	1,603	1,000	1,603
			49,792										47,621		45,451
I			86,241										82,482		78,723

2.6 Расчет токов короткого замыкания в программе ТКЗ-3000

Использование программы ТКZ-3000 для расчета токов КЗ сводится к подготовке исходных данных, описывающих расчетную схему и задание на расчет. Для полного описания схемы необходимо и достаточно указать количество узлов схемы, количество и величины ЭДС источников и узлы к которым они подключены, величины сопротивлений, связывающих узлы между собой. Иначе говоря, посредством этих данных программе сообщается расчетная схема.

Заданием на расчет являются номера узлов, короткие замыкания в которых требуется рассчитать, и номера ветвей, токи в которых необходимо узнать в результате расчета.

Схема замещения прямой (обратной) последовательности.

Схема замещения нулевой последовательности.

Таблица 2.5 Параметры элементов схемы замещения прямой и обратной последовательности.

Тип	Пар	Узел-1	Узел-2	R1	X1	Е	Фаза	N эл.
4	0	0	1	0,011	0,270	1,732	0,000	0
0	0	1	3	0,052	0,155	0,000	0,000	0
0	0	3	5	0,010	0,420	0,000	0,000	0
0	0	3	6	0,010	0,420	0,000	0,000	0
4	0	0	5	0,008	0,930	1,732	0,000	0
4	0	0	6	0,008	0,930	1,732	0,000	0
0	0	3	11	0,002	0,001	0,000	0,000	0
0	0	4	11	0,003	0,275	0,000	0,000	0
4	0	0	2	0,003	0,160	1,732	0,000	0
0	0	2	4	0,017	0,231	0,000	0,000	0
0	0	4	7	0,009	0,520	0,000	0,000	0
0	0	4	8	0,009	0,520	0,000	0,000	0
0	0	4	9	0,009	0,520	0,000	0,000	0
0	0	4	10	0,009	0,520	0,000	0,000	0
4	0	0	7	0,008	0,930	1,732	0,000	0
4	0	0	8	0,008	0,930	1,732	0,000	0
4	0	0	9	0,008	0,930	1,732	0,000	0
4	0	0	10	0,008	0,930	1,732	0,000	0

Таблица 2.6 Параметры элементов схемы замещения нулевой последовательности.

Тип	Пар	Узел-1	Узел-2	R0	X0	К; В(с);
0	0	0	1	0,011	0,810	0,000
0	0	1	3	0,168	0,730	0,000
0	0	3	5	0,010	0,420	0,000
0	0	3	6	0,010	0,420	0,000
0	0	3	11	0,002	0,001	0,000
0	0	0	11	0,014	0,385	0,000
0	0	4	11	0,003	0,275	0,000
0	0	0	2	0,003	0,240	0,000
0	0	2	4	0,126	0,693	0,000
0	0	4	7	0,009	0,520	0,000
0	0	4	8	0,009	0,520	0,000
0	0	4	9	0,009	0,520	0,000
0	0	4	10	0,009	0,520	0,000
0	0	0	3	0,192	4,200	0,000
1	0	0	5	0,000	0,000	0,000
1	0	0	6	0,000	0,000	0,000
1	0	0	7	0,000	0,000	0,000
1	0	0	8	0,000	0,000	0,000
1	0	0	9	0,000	0,000	0,000
1	0	0	10	0,000	0,000	0,000

Результаты расчета КЗ в программе ТКЗ-3000 находятся в Приложении А.

Таблица 2.7. Результаты расчета токов короткого замыкания.

Точка	Вид КЗ	ТКЗ Ручной расчет, кА	ТКЗ Расчет на ЭВМ, кА	Погрешность, %
К1	однофазное	35,242	35,152	0,256
	трехфазное	30,122	29,910	0,709
К2	двухфазное	86,241	86,098	0,166
	трехфазное	99,583	99,420	0,164
К3	однофазное	-	9,135	-
	трехфазное	-	8,027	-
К4	двухфазное	-	81,299	-
	трехфазное	-	93,879	-

2.7 Расчет активных сопротивлений прямой, обратной, нулевой последовательности на ОРУ 500кВ

Активные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности рассчитаем вручную, так как программа ТКЗ-3000 имеет значительную погрешность при их расчетах.

Рассчитаем



Рисунок 3.1. Схема замещения многолучевой звезды

Путем преобразования многолучевой звезды в многоугольник, получим схему, представленную на рис.3.2.

Рисунок 3.2. Радиальная схема замещения

-Ветвь С1

= ·( + + ) = ·k =

= 0,063·0,005·(+ + ) = 0,063·1,635 = 0,103

-Ветвь G1-G2

= ·k = 0,018·1,635 = 0,029

r_1??K1 = = = 0,003

Рисунок 3.3. Схема замещения нулевой последовательности

||[() ||||||] = 0,0009



3. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

3.1 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРТОВ НА ОРУ 110кВ

3.1.1 Выбор и проверка выключателей

Номинальное напряжение:

U_номQ ? U_номРУ = 110кВ

Номинальный ток:

-- линия:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 0,32кА

где = 50[1, с.21]

-- блок:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 1,411кА

--автотрансформатор связи:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 1,837кА

В качестве выключателей в ОРУ 110кВ рассмотрим элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2000У1[5]. Параметры выбранного выключателя приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1. - Параметры выключателя ВГТ-110-40/2000У1

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	110
Наибольшее рабочее напряжение,	126
Номинальный ток,	2000
Номинальный ток отключения,	40
Наибольший пик предельного сквозного тока,	102
Действующее значение предельного сквозного тока,	40
Наибольший пик номинального тока включения,	102
Действующее значение номинального тока включения,	40
Ток термической стойкости,	40
Время термической стойкости,	2
Полное время отключения,	0,05
Собственное время отключения,	0,04
Нормированное содержание апериодической составляющей,	47
, кВ/мкс	2

Проверка выключателя.

Проверка выключателя на отключающую способность. Расчетным является ток однофазного короткого замыкания.

Значения токов взяты из табл. 2.2

Согласно формуле (2, с.32):

·40·(1 + ) ? ·33,403 + 24,655

73,528 ? 71,887кА,

т.е. условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на термическую стойкость. Расчетным является ток трехфазного короткого замыкания.

Значения токов взяты из табл. 2.1.

Согласно формулам (2, с.32-33):

B_к.доп = ·2 = 3200к·с;

B_kn = · 0,05 + ·(0,15 - 0,05) = 129,231·с;

,

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчетным является ток трехфазного короткого замыкания.

Значения токов взяты из табл. 2.1.

Согласно формулам (2, с.33):

102 ? 77,171кА;

= 40 ? 30,122кА;

т.е. условия проверки выполняются.

Проверка на включающую способность. Расчет проводится по току однофазного короткого замыкания.

Значения токов взяты из табл. 2.2.

Согласно формулам (2, с.33):

102 ? 91,72кА;

= 40 ? 35,242кА;

т.е. условия проверки выполняются.

Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН).

где [2, с.33]

[см.с.8]

k = 0,2, при одном проводе в фазе (при 110 кВ один провод в фазе) [2, с.33].

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл. 3.2.

Таблица 3.2. - Сравнение параметров выключателя и соответствующих расчетных величин.

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины
UномQ = 110кВ	=	UномРУ = 110кВ
IномQ = 2000А	>	Iраб.форс.прис.= 1,837А
Iном.откл = 40кА	>	Int = 33,403кА
·Iном.отк · (1 + ) = 73,528кА	>	·Int + iat = 71,887кА
·tmc = 3200к·с	>	Bк.расч = 240,833к·с
inc = 102кА	>	iy = 77,171кА
Inc = 40кА	>	= 30,122кА
iном.в = 102кА	>	iy = 91,72кА
Iном.в = 40кА	>	= 35,242кА
= 2кВ/мкс	>	= 0,697кВ/мкс

Вывод: В качестве выключателей в ОРУ 110кВ примем элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2000У1.

3.1.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители выбирают по номинальному току и напряжению, конструкции и роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость.

Номинальное напряжение:

U_номQS ? U_номРУ = 110кВ

В качестве разъединителей в ОРУ 110кВ примем разъединитель наружной установки РГ-110/2000УХЛ1[6]. Параметры выбранного разъединителя приведены в табл. 3.3.



Таблица 3.3. - Параметры разъединителя РГ-110/2000УХЛ1.

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	110
Номинальный ток,	2000
Наибольший пик предельного сквозного тока,	100
Ток термической стойкости,	40
Время термической стойкости,	3

Параметры разъединителя и соответствующие расчетные величины сведем в табл. 3.4.

Таблица 3.4. - Сравнение параметров разъединителя и соответствующих расчетных величин.

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины
Uном = 110кВ	=	UномРУ = 110кВ
Iном = 2000А	>	Iраб.форс.прис = 1837А
·tmc = 4800к·с	>	Bk расч = 240,833к·с
inc = 100кА	>	iy = 91,72кА

3.1.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности.

Проверяются трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость и на соответствие нагрузки вторичных цепей выбранному классу точности.

Проверка по классу точности:

, (3.15)



Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля:

(3.16)

где - допустимое сечение контрольного кабеля, ;

- сопротивление приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока, Ом;

- сопротивление контактных соединений (принимается равным 0,05Ом при двух-трех приборах и 0,1Ом при большем числе приборов), Ом;

- расчетная длина кабеля (для РУ 220кВ принимается равной 100м, для РУ 330кВ - 150м), м;

- удельное сопротивление материала провода (для меди , для алюминия ), .

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока цепи линии ОРУ 110кВ

В качестве трансформаторов тока в ОРУ 110кВ примем элегазовый трансформатор тока типа ТОГФ-110УХЛ1[7] с первичным номинальном токе 1500 А, вторичным номинальном током 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,2S/0,5S/5Р/10Р,. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в табл 3.5.

Таблица 3.5. - Параметры трансформатора тока ТОГФ-110УХЛ1.

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	110
Номинальный ток,	1500
Наибольший пик предельного сквозного тока,	160
Ток термической стойкости,	63
Время термической стойкости,	3
Номинальная нагрузка в классе 0,5, , Ом	2

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл 3.6.

Таблица 3.6. - Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	--	--
Ваттметр	Д-335	0,5	--	0,5
Варметр	Д-335	0,5	--	0,5
Счетчик активной энергии	СА3-4681	2,5	2,5	--
Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	--	2,5	2,5
		4	5	3,5

Примем к прокладке кабель КВВГ-10 .

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины сведем в табл 3.7.

Таблица 3.7.- Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин.

Параметры трансформатора тока	Соотношение	Расчетные величины
Uном = 110кВ	=	UномРУ = 110кВ
Iном = 1500А	>	Iраб.форс.прис. = 320А
·tmc = 11907к·с	>	Bкрасч = 240,833к·с
inc = 160кА	>	iy = 91,72кА
Z2н = 2Ом	>	Z2расч = 0,475Ом

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока цепи блока ОРУ 110кВ

В качестве трансформаторов тока цепи блока ОРУ 110кВ примем элегазовый трансформатор тока тока типа ТОГФ-110УХЛ1[7] с первичным номинальном токе 1500 А, вторичным номинальном током 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,2S/0,5S/5Р/10Р,. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в табл 3.8.

Таблица 3.8. - Параметры трансформатора тока ТОГФ-110УХЛ1.

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	110
Номинальный ток,	1500
Наибольший пик предельного сквозного тока,	160
Ток термической стойкости,	63
Время термической стойкости,	3
Номинальная нагрузка в классе 0,5, , Ом	2

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл 3.9.

Таблица 3.9. - Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
SПР, ВА		0,5

Примем к прокладке кабель КВВГ-1,5 .

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины сведем в табл 3.10.

Таблица 3.10.- Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин.

Параметры трансформатора тока	Соотношение	Расчетные величины
Uном = 110кВ	=	UномРУ = 110кВ
Iном = 1500А	>	Iраб.форс.прис. = 1,411А
·tmc = 11907к·с	>	Bкрасч = 240,833к·с
inc = 160кА	>	iy = 91,72кА
Z2н = 2Ом	>	Z2расч = 1,18Ом

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока в цепи АТС со стороны 110кВ

В качестве трансформаторов тока цепи АТС со стороны 110кВ примем элегазовый трансформатор тока типа ТОГФ-110УХЛ1[7] с первичным номинальном токе 2000 А, вторичным номинальном током 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,2S/0,5S/5Р/10Р,. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в табл 3.11.

Таблица 3.11. - Параметры трансформатора тока ТОГФ-110УХЛ1.

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	110
Номинальный ток,	2000
Наибольший пик предельного сквозного тока,	160
Ток термической стойкости,	63
Время термической стойкости,	3
Номинальная нагрузка в классе 0,5, , Ом	2

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл 3.12.

Таблица 3.12. - Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр	Э-350 Д-350 Д-345	0,5 0,5 0,5	- - -	- 0,5 0,5
SПР, ВА		1,5		1

Примем к прокладке кабель КВВГ-2,5 .

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины сведем в табл 3.13.

Таблица 3.13.- Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин.

Параметры трансформатора тока	Соотношение	Расчетные величины
Uном = 110кВ	=	UномРУ = 110кВ
Iном = 2000А	>	Iраб.форс.прис. = 1837А
·tmc = 11907к·с	>	Bкрасч = 240,833к·с
inc = 160кА	>	iy = 91,72кА
Z2н = 2Ом	>	Z2расч = 0,78Ом

3.1.4. Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) выбирают по номинальному напряжению, по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами:

где и - суммарная активная и реактивная мощность приборов, подключаемых к вторичной обмотке ТН.

- номинальная полная мощность трансформатора напряжения в заданном классе точности.

Перечень приборов подключаемых к ТН на ОРУ 110кВ и их мощность приведены в табл 3.14.

Таблица 3.14 - Перечень приборов подключаемых к трансформатору напряжения ОРУ 110кВ[12]

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора		Число обмоток			Общее число приборов
1	Тупиковые ЛЭП: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик а.эн. - счетчик р.эн.	6	Д-335 Д-335 СА4-И681 СР4-И676	1,5 1,5 3 2 3	2 2 1 2 2	1 1 1 0,38 0,38	0 0 0 0,92 0,925	6 6 6 6 6	18 18 18 9,12 13,68	0 0 0 22,1 33,3
2	ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик а.эн.	4	Д-335 Д-335 СА3-И681	1,5 1,5 3,0 2,0	2 2 1 2	1 1 1 0,38	0 0 0 0,925	4 4 4 4	12 12 12 6,08	0 0 0 14,8
.3	Сборные шины: - вольтметр - вольтметр рег. - ваттметр рег. - частотомер рег. - осциллограф	1	Э-335 Н-395 Н-395 Н-397	2 10 10 7 10	1 1 1 1 1	1 1 1 1 1	0 0 0 0 0	1 1 1 1 1	2 10 10 7 10	0 0 0 0 0
4	Приборы АТС: - ваттметр - варметр	2	Д-335 Д-335	1,5 1,5	2 2	1 1	0 0	2 2	6 6	0 0
5	Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотомер - синхроноскоп	1	Э-335 Э-362 Э-327	2 1 10	1 1 1	1 1 1	0 0 0	1 1 1	2 1 10	0 0 0
6	Обходной выключатель: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик а.эн. - счетчик р.эн.	1	Д-335 Д-335 СА4-И681 СР4-И676	1,5 1,5 3 2 3	2 2 1 2 2	1 1 1 0,38 0,38	0 0 0 0,925 0,925	1 1 1 1 1	3 3 3 1,52 2,28	0 0 0 3,7 5,55
	Итого								195,68	79,45

Примем к установке три однофазных трехобмоточных элегазовых трансформатора напряжения типа ЗНОГ-110-УХЛ1[8], номинальной мощностью в классе точности 0,5 .

,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

3.2 Выбор электрических аппаратов на ОРУ 500кВ

Для выбора электрических аппаратов в ОРУ 500кВ берем данные для проверки коммутационных аппаратов и измерительных трансформаторов тока и напряжения однофазного КЗ(так как оно больше трехфазного) из ТКЗ-300 для ОРУ 500кВ(место КЗ 4)[см.прил.А]

, , ;;;;

Согласно формулам[2, с.32-33]

= = = 0,171

= 1 + = 1 + = 1,944

= = = 0,748

Коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ примем максимальный(1,1)[2, с.21], тогда

3.2.1 Выбор и проверка выключателей

Номинальное напряжение:

U_номQ ? U_номРУ = 500кВ

Номинальный ток:

-- линия:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 1,267кА

-- блок:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 0,311кА

--автотрансформатор связи:

I_номQ ? I_{раб.форс.прис.} = = = 0,404кА

В качестве выключателей в ОРУ 500кВ рассмотрим элегазовые выключатели типа ВГУ-500Б-40/3150У1[1, с.242-243]. Параметры выбранного выключателя приведены в табл. 3.15.

Таблица 3.15 - Параметры выключателя ВГУ-500Б-40/3150У1

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	500
Наибольшее рабочее напряжение,	525
Номинальный ток,	3150
Номинальный ток отключения,	40
Наибольший пик предельного сквозного тока,	102
Действующее значение предельного сквозного тока,	40
Наибольший пик номинального тока включения,	102
Действующее значение номинального тока включения,	40
Ток термической стойкости,	40
Время термической стойкости,	2
Полное время отключения,	0,055
Собственное время отключения,	0,028
Нормированное содержание апериодической составляющей,	47
, кВ/мкс	1,2

Проверка выключателя.

Проверка выключателя на отключающую способность.

Значения токов взяты со с.57

Согласно формуле (2, с.32):

·40·(1 + ) ? ·10,047 + 9,661

83,14 ? 23,867кА,

т.е. условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на термическую стойкость.

Значения токов взяты со с.57

Согласно формулам (2, с.32-33):

B_к.доп = ·2 = 3200к·с;

B_kn = · 0,038 + · (0,155 - 0,038) = 14,845·с;

B_ka = 9,134²·0,171 = 14,267·с;

3200 ? 14,845 + 14,267 = 29,112·с;

т.е. условие проверки выполняется.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

Значения токов взяты со с.57

Согласно формулам (2, с.33):

102 ? 25,108кА;

= 40 ? 9,134кА;

т.е. условия проверки выполняются.

Проверка на включающую способность.

Значения токов взяты со с.57

Согласно формулам (2, с.33):

102 ? 25,108кА;

= 40 ? 9,134кА;

т.е. условия проверки выполняются.

Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН).

где [2, с.33]

[см.с.8-9]

k = 0,14, при трех проводах в фазе (при 500кВ три провода в фазе).

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл. 3.16

Таблица 3.16 - Сравнение параметров выключателя и соответствующих расчетных величин.

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины
UномQ = 500кВ	=	UномРУ = 500кВ
IномQ = 3150А	>	Iраб.форс.прис. = 1267А
Iном.откл = 40кА	>	Inэ = 10,047кА
·Iном.отк · (1 + ) = 83,14кА	>	·Inэ + iaэ = 23,867кА
·tmc = 3200к·с	>	Bк.расч = 29,112к·с
inc = 102кА	>	iyэ = 25,108кА
Inc = 40кА	>	= 9,134кА
iном.в = 102кА	>	iyэ = 25,108кА
Iном.в = 40кА	>	= 9,134кА
= 1,2кВ/мкс	>	= 0,353кВ/мкс

Вывод: в качестве выключателей в ОРУ 500кВ примем элегазовые выключатели типа ВГУ-500Б-40/3150У1.

3.2.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители выбирают по номинальному току и напряжению, конструкции и роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойксть.

Номинальное напряжение:

U_номQS ? U_номРУ = 500кВ

В качестве разъединителей в ОРУ 500кВ примем разъединитель наружной установки РГ-500/3150УХЛ1[9]. Параметры выбранного разъединителя приведены в табл. 3.17.

Таблица 3.17 - Параметры разъединителя РГ-500/3150УХЛ1.

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение,	500
Номинальный ток,	3150
Наибольший пик предельного сквозного тока,	160
Ток термической стойкости,	63
Время термической стойкости,	2



Параметры разъединителя и соответствующие расчетные величины сведем в табл. 3.18.

Таблица 3.18 - Сравнение параметров разъединителя и соответствующих расчетных величин.

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины
Uном = 500кВ	=	UномРУ = 500кВ
Iном = 3150А	>	Iраб.форс.прис = 1267А
·tmc = 7938к·с	>	Bk расч = 29,112к·с
inc = 160кА	>	iyэ = 25,108кА

3.2.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи линии ОРУ 500кВ

Так как трансформатор установлен в одной цепи с выключателем, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для выключателя. Примем к установке в цепи линии ОРУ 500кВ элегазовый трансформатор тока типа ТОГП-500-УХЛ1 [10] первичным номинальным током вторичным номинальным током с классом точности вторичных обмоток 0,5/5Р/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в табл. 3.19.

Таблица 3.19.Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины
	=
	>	Iраб.форс.прис. = 1267А
	>	Bk расч = 29,112к·с
	>	iyэ = 25,108кА
	>

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл. 3.20.

Таблица 3.20.Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	--	0,5
Варметр	Д-335	0,5	--	0,5
Счетчик активной энергии	СА3-4681	2,5	2,5	--
Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	--	2,5	2,5
		4	5,5	4

Проверка по классу точности:

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля:

где - сопротивление приборов подключенных к

вторичной обмотке трансформатора тока;

- сопротивление контактных соединений;

- расчетная длина кабеля для РУ 500 кВ;

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля.

Примем к прокладке кабель КВВГ с медными жилами сечением 1,5 ммІ. Определяем сопротивление выбранного кабеля:

Определяем вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи блока ОРУ 500кВ

Примем к установке в цепи блока ОРУ 500кВ элегазовый трансформатор тока типа ТОГП-500-УХЛ1[10] с первичным номинальным током вторичным номинальным током с классом точности вторичных обмоток 0,5/5Р/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в табл. 3.21.

Таблица 3.21.Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины
	=
	>	Iраб.форс.прис. = 311А
	>	Bk расч = 29,112к·с
	>	iyэ = 25,108кА
	>

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл. 3.22.

Таблица 3.22.Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
SПР, ВА		0,5

Проверка по классу точности:

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля:

где - сопротивление приборов подключенных к

вторичной обмотке трансформатора тока;

- сопротивление контактных соединений;

- расчетная длина кабеля для РУ 500 кВ;

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля.

Примем к прокладке кабель КВВГ с медными жилами сечением 1,5 ммІ. Определяем сопротивление выбранного кабеля:

Определяем вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи АТС со стороны 500кВ

Примем к установке в цепи АТС со стороны 500кВ элегазовый трансформатор тока типа ТОГП-500-УХЛ1[10]с первичным номинальным током вторичным номинальным током с классом точности вторичных обмоток 0,5/5Р/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в табл. 3.23.

Таблица 3.23.Сравнение параметров трансформатора тока и соответствующих расчетных величин

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины
	=
	>	Iраб.форс.прис. = 404А
	>	Bk расч = 29,112к·с
	>	iyэ = 25,108кА
	>

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока установленного в присоединении линии приведен в табл. 3.24.

Таблица 3.24.Перечень измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока[12]

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр	Э-350 Д-350 Д-345	0,5 0,5 0,5	- - -	- 0,5 0,5
SПР, ВА		1,5		1

Проверка по классу точности:

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля:

где - сопротивление приборов подключенных к

вторичной обмотке трансформатора тока;

- сопротивление контактных соединений;

- расчетная длина кабеля для РУ 500 кВ;

- удельное сопротивление жил контрольного кабеля.

Примем к прокладке кабель КВВГ с медными жилами сечением 1,5 ммІ. Определяем сопротивление выбранного кабеля:

Определяем вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

3.2.4 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения выбираем по напряжению:

Проверку работы трансформатора напряжения в классе точности производим по суммарной нагрузке подключенных приборов.

Примем к установке три однофазных трехобмоточных элегазовых трансформатора напряжения типа НКГ-500-У1[11], номинальной мощностью в классе точности 0,5 .

Перечень приборов подключаемых к ТН и их мощность приведены в табл. 3.25[12]

1	ЛЭП связи с системой: - ваттметр - варметр - ФИП - счетчик а.эн.	2	Д-335 Д-335 СА3-И681	1,5 1,5 3,0 2,0	2 2 1 2	1 1 1 0,38	0 0 0 0,925	1 1 1 1	6 6 6 3,04	0 0 0 7,4
2	Сборные шины: - вольтметр - вольтметр рег. - ваттметр рег. - частотомер рег. - осциллограф	1	Э-335 Н-395 Н-395 Н-397	2 10 10 7 10	1 1 1 1 1	1 1 1 1 1	0 0 0 0 0	1 1 1 1 1	2 10 10 7 10	0 0 0 0 0
3	Приборы колонки синхронизации: - вольтметр - частотомер - синхроноскоп	1	Э-335 Э-362 Э-327	2 1 10	1 1 1	1 1 1	0 0 0	1 1 1	2 1 10	0 0 0
	Итого								73,04

Подобные документы

• Проектирование электростанции КЭС-1000

  Выбор генераторов и трансформаторов на проектируемой электростанции. Обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей.
  
  курсовая работа [547,1 K], добавлен 21.12.2014
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Проектирование электрической части электростанции

  Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

  Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016
  

• Расчет электрической части КЭС-400

  Выбор основного оборудования: генераторов и трансформаторов. Технико-экономический расчет схемы проектируемой электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей. Описание необходимой аппаратуры управления.
  
  курсовая работа [293,5 K], добавлен 05.05.2014
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Определение типа электростанции по исходным данным. Выбор силового оборудования, аппаратов, токоведущих частей, генераторов, трансформаторов. Описание главной схемы электрических соединений. Расчет электростанции в нормальных и в аварийных режимах.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование электростанции

  Проектирование схемы электрической станции типа ТЭЦ с одним высшим напряжением. Выбор структурной схемы проектируемой станции, нужного оборудования. Определение токов короткого замыкания. Разработка схемы электрических соединений электростанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.07.2014
  

• Разработка технического проекта теплофикационной электростанции (ТЭЦ)

  Технико-экономическое обоснование схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор релейных защит, измерительных приборов и трансформаторов. Конструкции и описание распределительных устройств.
  
  курсовая работа [636,7 K], добавлен 14.03.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам