Проектирование открытого распределительного устройства тепловой электростанции мощностью 200 мегаватт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования И МОЛОДЁЖНОЙ ПОЛИТИКИ

Рязанской области

Областное государственное бюджетное ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ образовательное учреждение

НОВОМИЧУРИНСКИЙ МНОГООТРАСЛЕВОЙ ТЕХНИКУМ

Выпускная квалификационная работа

Тема: «Проектирование открытого распределительного устройства тепловой электростанции мощностью 200 мегаватт»

Специальность: 13.02.03 Электрические станции, сети и системы

Студента IV курса, группы №29

Фролова Кирилла Игоревича

Руководитель ВКР: Ремнёв Сергей Николаевич

Допускается к защите

Зам. директора по УПР Бабкина Г.В.

Новомичуринск, 2019

Содержание

• Введение
• 1. Главная схема электрических соединений ТЭЦ
• 2. Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ
• 3. Расчет токов короткого замыкания
• 4. Выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей ОРУ
• 4.1 Выбор выключателей и разъединителей
• 4.2 Выбор шин и связей между элементами
• 4.3 Выбор трансформаторов тока
• 4.4 Выбор трансформаторов напряжения
• 5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ
• 5.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ТЭЦ
• 6. Выбор основного электротехнического оборудования цепи линий местной нагрузки и собственных нужд
• 7. Выбор токоведущих частей цепи линий местной нагрузки и собственных нужд
• 7.1 На напряжение 10,5 кВ
• 7.2 Выбор токоведущих частей РУ С.Н. - 6 кВ
• 8. Выбор разрядников и источников оперативного тока
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложение

Введение

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью применения наиболее надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.

В городах, поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 10кВ и 6кВ. Напряжения 35 и 110кВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей. Напряжения 220, 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой, передачи больших мощностей на дальние расстояния, а также для межсистемной связи. Ряд АЭС имеют связи с системой через ВЛ 750 кВ.

ТЭЦ, как правило, сооружаются в городах, рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях, т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ, от которых отходят линии для питания местных потребителей, т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются, и трансформаторы собственных нужд электростанций. При наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи, сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи.

Открытое распределительное устройство (ОРУ) -- распределительное устройство, оборудование которого располагается на открытом воздухе. Все элементы ОРУ размещаются на бетонных или металлических основаниях. Расстояния между элементами выбираются согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ). На напряжении 110 кВ и выше под устройствами, которые используют для работы масло (масляные трансформаторы, выключатели, реакторы) создаются маслоприемники -- заполненные гравием углубления. Эта мера направлена на снижение вероятности возникновения пожара и уменьшение повреждений при аварии на таких устройствах.

Электрическая часть каждой электростанции, прежде всего характеризуется схемой электрических соединений, на которой все коммутационные аппараты и заземляющие разъединители изображаются в положении, соответствующем их нормальному коммутационному состоянию.

В данном проекте производим выбор схемы и электрического оборудования ОРУ ТЭЦ. Сравнительный выбор будет проходить между двумя различными схемами ОРУ. Будет произведен выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей. Также проводится выбор схемы собственных нужд, их трансформаторов. Схема местной нагрузке так же будет присутствовать в проекте. Выберем типы релейной защиты и измерительных приборов.

1. Главная схема электрических соединений ТЭЦ

Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. [4]

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

На проектируемой ТЭЦ установлено три турбогенератора типа ТЗФП - 63 - 2У3. Система возбуждения - статическая тиристорная, система охлаждения - воздушная по трёхконтурной схеме, отличается от ТВФ повышенным КПД, маневренностью, перегрузочной способностью. П - сопряжение генератора с паровой турбиной.

Паспортные данные генераторов приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Паспортные данные турбогенератора. [5]

Тип	Рн, МВт	Sн, МВА	Uн, кВ	Cos	КПД	Xd'', о.е.	Xd', о.е.
Т3ФП - 63 - 2У3	63	78,75	10,5	0,8	98,5	0,153	0,224
Хd, о.е.	Х2, о.е.	Х0, о.е.	Тdо, с
1,199	0,186	0,088	8,85

Турбогенераторы предназначены для вновь строящихся энергетических установок и для замены генераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением, выработавших свой ресурс. Охватывают диапазон мощностей от 63 до 225 МВт.

Во всех генераторах серии применены:

- новейшая термореактивная изоляция обмоток статора и ротора;

- электротехническая сталь с малыми удельными потерями;

- современные конструктивные материалы;

- для изоляции обмотки статора применяется изоляция типа «Монолит-2» - сухими стеклослюдинитовыми лентами с последующей вакуумно-нагнетательной пропиткой и запечкой обмотки, уложенной в сердечник статора.

Преимущества турбогенераторов с воздушным охлаждением современной конструкции:
- повышенная надежность, обусловленная простотой конструкции;

- уменьшенный объем вспомогательного оборудования;

- простота и сокращение сроков профилактического ремонта;

- повышенная маневренность;

- безопасность при обслуживании;

- высокая заводская готовность агрегата, испытанного в заводских условиях;

- сокращенный срок монтажа.

Серия Т3Ф - турбогенераторы с воздушным охлаждением по трехконтурной схеме. Турбогенераторы этой серии являются дальнейшим развитием серии ТФ. Конструкция типа ТЗФ позволяет увеличить единичную мощность турбогенераторов с воздушным охлаждением до 350 МВт и выше. Надежность и перегрузочная способность достигается за счет разделения потоков воздуха, охлаждающего статор и ротор, исключения их взаимного отрицательного влияния. Это позволяет снизить нагрев активных и конструктивных частей генератора при одновременном снижении расхода воздуха. Турбогенераторы этой серии отличаются:

- более интенсивным и равномерным охлаждением активных частей;

- улучшенными характеристиками;

- повышенным значением КПД;

- лучшим использованием электротехнических материалов;

- меньшей монтажной массой статора.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования, распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.

В структурной схеме проектируемой ТЭЦ генераторы подключены к РУ ВН через трансформаторы по блочной схеме (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Структурная схема ТЭЦ.

Выбор номинальной мощности трансформатора связи производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

S_расч=S_номk_п,

гдеS_расч - расчетная мощность, МВА;

S_ном - номинальная мощность, МВА;

k_п=1,4 ? коэффициент допустимой перегрузки.

По ГОСТу 14209 ? 85 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предшествующего режима работы трансформатора, температуры окружающей среды.

Трансформаторы блоков:

S_расч = 48,94 МВА;

Принимаем трансформатор ТДН - 63000/110-У 1

Паспортные данные приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Паспортные данные трансформаторов [5]

Тип	Sном, МВА	Uномвн кВ	Uномнн кВ	Рхх кВт	Ркз кВт	Uk %	Ixx %
ТДН - 63000/110-У 1	63	115	10,5	35	245	10,5	0,25

Трансформаторы силовые ТДН-63000/110-У1, УХЛ1 с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) ±16%±9 ступеней с системой охлаждения вида «Д», предназначены для преобразования и передачи электрического переменного тока.

Мощность местной нагрузки ТЭЦ равна Р_м.н=50 МВт, нагрузка собственных нужд Р_сн=18 МВТ, остальная мощность, выдается в систему.

1. Бак трансформатора	6. Радиатор
2. Расширитель	7. Устройство РПН
3. Ввод 0 ВН	8. Шкаф
4. Ввод ВН	9. Фильтр термосифонный
5. Ввод НН	10. Реле Бухгольца

Рисунок 1.2. Чертеж трансформатораТДН - 63000/110-У 1

2. Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ

Для выбора схемы РУ необходимо определить количество линий для связи с системой. Для этого приняв сечение проводов ЛЭП F_пр=185_мм² находим ток одной линии:

I_лэп=F_прj_эк=1851=185 А;

где: j_эк=1 - экономическая плотность тока.

Суммарный ток через все линии ЭП:

I_сум = Р_отп/(U_номcos_ю)=112/(1100,87)=0,68 кА;

где: Р_отп=Р_ген-Р_с.н.-Р_м.н.=180-50-18=112 МВт.

Р_отп - мощность отпускаемая в систему и потребителям 110 кВ.

Определяем количество ЛЭП необходимых для связи с системой и передачи мощности потребителям 110 кВ.

n= I_сум / I_лэп=680/185=3,68 округляем в большую сторону 4

Принимаем две двухцепных линии электропередач.

Для выбора схемы открытого распределительного устройства (ОРУ) рассмотрим две схемы. Первый вариант полуторная схема. Для мощных блочных электростанций все более широкое применение получают полуторные схемы и схемы 4/3, а также схемы «чистых» блоков генератор--трансформатор--линия (Г--Т--Л).

Полуторная схема имеет следующие преимущества: ревизия любого выключателя или системы шин производится без нарушения работы присоединений и с минимальным числом операций при выводе этих элементов в ремонт; разъединители используются только при ремонте (обеспечение видимого разрыва до элементов РУ, находящихся под напряжением); обе системы шин могут быть отключены одновременно без нарушения работы присоединений. Как видно, полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами с маневренностью схемы многоугольника.

К недостаткам полуторной схемы относят большое число выключателей и трансформаторов тока, усложнение релейной защиты присоединений и выбор выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи.

Повышенное число выключателей в полуторной схеме частично компенсируется отсутствием междушинных выключателей.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.1 Схема РУ: полуторная схема.

Рассмотрим второй вариант две системы шин с обходной.

Достоинства рассматриваемой схемы с двумя системами сборных шин заключаются в следующем:

- возможность поочередного ремонта сборных шин без перерыва в работе присоединений;

- возможность деления системы на две части в целях повышения надежности электроснабжения или ограничения тока к.з.;

- возможность переключений отдельных присоединений в соответствии с режимом установки с одной системы сборных шин на другую.

Недостатки схемы:

· отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится только одна система шин, отключаются все присоединения;

· ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;

· повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е . приводит к КЗ всех разъединителей;

· большое количество операций разъединителями при выводе отключению в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

· необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.2 Схема РУ: две системы шин с обходной.

В соответствии с НТП для распределительных устройств 110 кВи небольших по мощности станциях применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рис. 2.2). А полуторная схема (рис. 2.1) применяется при высоком напряжении на ОРУ и большой мощности станции. Поэтомудля ОРУ 110 кВ принимаем две системы шин с обходной.

План и разрезы ОРУ-110 кВ приведены в приложении проекта.

Схема распределительного устройства проектируемой ТЭЦ приведена на рисунке 2.3.

Рис. 2.3 Схема ОРУ 110 кВ.

3. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, а так же определения необходимости ограничения токов короткого замыкания.

Согласно рекомендации [7], в данном проекте за расчетный вид короткого замыкания принято трехфазное короткое замыкание.

Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.1. Расчет токов трехфазного короткого замыкания приведён в приложении 1 данного проекта. Расчётная схема приведена на рисунке 3.1.

Рис. 3.1. Расчётная схема.

Для удобства результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.Сводная таблица расчёта токов КЗ

Точки к.з.	Источники	Iп0 , кА	iу, кА	Iп , кА	iа , кА	Вк,кА2с
К-1	Генераторы 1,2,3	4,84	11	11,95	0,84	4,22
	Система	11,95	27,16	4,41	0,34	25,72
	Суммарный ток	16,79	38,16	16,36	1,18	29,94
К-2	Генератор Г1	29,85	82,78	22,99	26,12	418,88
	Генераторы 2,3 + система	33,29	93,31	33,29	29,13	520,8
К-3	Суммарный ток	22,38	61,97	22,38	22,36	205,44
К-4	Генераторы + система	6,95	16,88	6,95	0,68	10,16
	Двигатели	3,79	8,84	1,21	0,73	3,16
	Суммарный ток	10,74	25,72	8,16	1,41	13,32

4. Выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей ОРУ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ - 687 - 94:

Выбор и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям [6]:

? по напряжению установки U_номU_уст;

? по длительному току I_номI_max;

? на симметричный ток отключения I_{отк.ном.}I_пt;

? на отключение апериодической составляющей тока к.з. i_а.ном.i_аt

? отключающая способность по полному току;

? нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключенном токе;

? на электродинамическую стойкость;

? на электродинамическую стойкость I_динI_по;

? на термическую стойкость i_динi_у I_терм²t_термB_к.

Выбор и проверка разъединителей производится по следующим условиям:

? по напряжению установки U_номU_уст;

? по длительному току I_номI_max;

? на электродинамическую стойкость i_динi_у;

? на термическую стойкость I_терм²t_термB_к.

Выбор основного электротехнического оборудования проводится в табличной форме. [4]

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ.

В связи с невозможностью перегрузки блочного трансформатора ток максимального режима равен току нормального режима:

I_max= =330,66 А.

Таблица 4.1.

Расчетные данные	Данные выключателя ВМТ-110Б-40/2000 УХЛ1	Данные разъединителя РДЗ-110/1000
Uуст=110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Imax=330,66 А	Iном=2000 А	Iном=1000 А
Iпt = 16,36 кА	Iотк.ном.=40 кА	-
iat = 1,18 кА	ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном/100=Ц2·40·40/100=22,63кА	-
Ц2·Iпt+iat=24,32 кА	Ц2·Iотк.ном.·(1+bн/100)=Ц2·40·(1+40/100)=79,196 кА	-
Iпо=16,79 кА	Iдин=40 кА	-
iу=38,16 кА	iдин = 102 кА	iдин=80 кА
Вк=29,94 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=502·3=7500 кА2с	Iтерм.2·tтерм.=402·3=4800 кА2с

ВМТ-110Б-40/2000 УХЛ1 - выключатель маломасляный трехполюсный, привод пружинный типа ППрК, предназначен для установки в районах с умеренно-холодным климатом.

РДЗ-110/1000 - разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами.

4.2 Выбор шин и связей между элементами

Ошиновку 110 кВ выполняем гибкими проводами типа АС [7].

Сборные шины выбираются по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равный току наиболее мощного присоединения: I_maxI_доп

Как было сказано выше, блочный трансформатор не может быть нагружен больше, чем мощность генератора, поэтому:

I_max = I_maxТС = 63 /(1100,8)=0,41 кА

Принимаем гибкий провод АС-240/32 ; I_доп=605 А;

Проверку на схлестывание не производим т.к. I_по⁽³⁾ = 15,83 кА < 20 кА [9].

Проверка на термическое действие токов КЗ не производится, т.к. шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе [9].

Проверка на корону может не производиться, т.к. было установлено, что при напряжении установки 110 кВ и сечении проводов более 70 мм² провода не коронируют [9].

Выбор гибких токопроводов от выводов ТС 110 кВ до сборных шин.

Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до сборных шин выполняется гибкимитокопроводами.

Их сечение выбирается по экономической плотности тока [4].

q_э=_норм / j_эк = 410/1=410 мм².

Принимаем провод АС-450/56

Проверка по допустимому току:

_max=410 А <_доп=910 А.

Проверка на термическое действие токов КЗ не производим, т.к. применены голые провода на открытом воздухе.

Проверка на корону не производится, т.к. провод имеет сечение больше 70 мм².

4.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) предназначены для уменьшения первичного тока до значений удобных для измерения, а так же для отделения цепей измерения и автоматики от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится:

- по напряжению установки U_устU_{ном. тт}

- по току I_max I_{1 ном} , I_норм I_{1 ном}

- по конструкции и классу точности

- по электродинамической стойкости i_уk_дин I_{1 ном}

- по вторичной нагрузке Z₂Z_{2 ном}

Электродинамическая стойкость шинных ТТ определяется устойчивостью самих шин, поэтому шинные ТТ по этому условию не проверяются. [6]

Выбор трансформаторов тока в цепи линии связи с системой.

Вторичная нагрузка и перечень приборов, присоединяемых к трансформатору тока дана в таблице 4.2.

Таблица 4.2.Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-379	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА3-И675	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	-	2,5
Итого		6,5	0,5	6,5

По [5] принимается к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-1 с фарфоровой изоляцией, с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный.

Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=410 А	Iном=600 А
iу=35,98 кА	iдин=126 кА
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
2=6,5 ВА	2н=30 ВА
Вк=28,44 кА2с	I2тер* tтер =682*3=13872 кА2с

_2н=_2н²r=5²1,2=30 ВА.

где: r=1,2 Ом - номинальное сопротивление в данном классе точности.

Определяем сопротивление проводов:

Z_пров=Z_2н - r_приб.-Z_к =Z_2н - _пр/_2н²-Z_к=1,2-6,5/5²-0,1=0,84 Ом;

длина соединительных проводов с алюминиевыми жилами (=0,0283) принимается по [10] и равна:

l_расч=100 м,

тогда, сечение соединительных проводов:

q=l_расч/Z_пров=0,0283100/0,84=3,37 мм²;

Принимаем кабель АКВРГ с жилами 4 мм² , тогда R_пр определим как:

Z_пр==0,707 Ом

Тогда вторичная нагрузка определится как:

Z₂=R_пр+R_приб.+R_к=0,707+0,26+0,1 = 1,067 Ом.

Z₂<Z_{2 ном}; трансформатор тока принимается к установке.

4.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения (ТН) предназначен для понижения первичного напряжения до напряжения вторичных цепей измерения и релейной защиты.

Выбор трансформаторов напряжения производится:

- по напряжению установки U_устU_ном

- по схеме соединения обмоток

-по классу точности

- по вторичной нагрузке

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения сборных шин 110 кВ приведена в таблице 4.4.

Таблица 4.4. Перечень приборов подключаемых к трансформатору напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cosj	sinj	Число приборов	Рпотр Вт	Qпотр ВА
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Варметр	Д-304	1,5	2	1	0	1	3	0
Счетчик активной мощности со стопором	И-675	2	2	0,38	0,925	2	21,0	19,5
Счетчик реактивной мощности со стопором	И-676	3	2	0,38	0,925	2	31,6	29,2
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Вольтметр регистрирующий.	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Частотомер регистр.	Н-397	7	1	1	0	1	7	0
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	1	3	0
ИТОГО:	83,6	48,7

S_2е= =96,7 ВА

Согласно номинального напряжения 110 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 ( U_ном=110 кВ , S_{2 ном} =400 ВА ).

Т.о. S_2е<S_ном ;

U_уст=U_ном.

Рис. 4.1 Схема соединения обмоток TV

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности [4], номинальное напряжение обмоток:

_в=110000/, В; ₂=100/, В; _{2 доп}=100, В.

Рис. 4.2. Схема подключения измерительных приборов на сборных шинах 110 кВ.

Таблица 4.5. Сравнение расчетных и каталожных данных

Расчетные данные	Каталожные данные ТН
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Класс точности 0,5	Класс точности 0,5
2нагр=120,6 ВА	2ном=400 ВА

5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ

Потребители СН делятся на блочные и общестанционные. Блочные потребители питаются от ТСН блоков, а общестанционная нагрузка равномерно распределяется между блоками.

Напряжение сети собственных нужд на проектируемой ТЭЦ принимается равным 6/0,4 кВ.

Питание собственных нужд выполняется подключением ТСН между генератором и блочным трансформатором, со стороны повышающего трансформатора.

Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ выполняется с одной секционированной системой сборных шин, блоки имеют по одной секции.

Рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения.

Число РТСН при наличии генераторных выключателей -1, резервный ТСН присоединяется отпайкой от блока.

Рис 5.1. Схема собственных нужд 6 кВ.

Питание потребителей собственных нужд 0,4 кВ осуществляется через трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ, от секций РУ с.н. 6 кВ проектируемой ТЭЦ.

Схема собственных нужд ТЭЦ приведена на рисунке 5.1.

5.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ТЭЦ

Номинальная мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается в соответствии с их расчетной нагрузкой, при этом перегрузка рабочих ТСН - недопустима.

Номинальная мощность резервного трансформатора собственных нужд принимается равной ТСН.

Перечень и мощности нагрузок собственных нужд блока 63 МВт даны в таблице 5.1, согласно [3].

Таблица 5.1. Нагрузка собственных нужд пылеугольного блока 63 МВт.

Наименование	Нагрузка
	количество	мощность, кВА
Блочная нагрузка
Мельница	2	392
Дымосос	1	400
Конденсатный насос	1	200
Насос сливной	1	52
Трансформатор 6/0,4 кВ	1	1000
Циркуляционный насос	1	320
Вентилятор дутьевой	1	230
Пусковой маслонасос	1	440
Питательный электронасос	1	900
Общестанционная нагрузка
Дробилка молотковая	1	800
Вагоноопрокидыватель	1	96
Трансформатор 6/0.4	1	1000
Компрессор	1	100
	Итого	5930

Расчетная нагрузка собственных нужд блока 63 МВт равна:

S_расч=5930 кВА;

Номинальная мощность рабочего ТСН:

S_ном?S_расч;

Выбирается рабочий ТСН типа ТМНС - 6300/10.

Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определяется по формуле:

S_расч=0,7P₁+0,35P₂+0,15P₃+0,85P₄,

где:

P₁ - суммарная мощность постоянно работающих двигателей, кВт;

P₂ - суммарная мощность периодически работающих двигателей, кВт;

P₃ - суммарная мощность мелких двигателей, кВт;

P₄ - суммарная мощность отопления и обогрева, кВт.

Для пылеугольного блока 63 МВт, мощности указанных групп электродвигателей по [8] равны:

P₁=750 кВт, P₂=890 кВт, P₃=470 кВт, P₄=100 кВт.

таким образом:

S_расч=0,7750+0,35890+0,15470+0,85100=992 кВт.

В соответствии с расчетной нагрузкой, выбираю трансформатор собственных нужд 6/0,4 кВ типа ТМС - 1000/6,3

Паспортные данные выбранных трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Паспортные данные трансформаторов собственных нужд [5]

Тип	Sном, кВА	Uномвн кВ	Uномнн кВ	Рхх кВт	Ркз кВт	Uk %	Ixx %
ТМНС - 6300/10	6300	10,5	6,3	8	46,5	8	0,8
ТМС - 1000/6,3	1000	6,3	0,4	2,2	12,2	8	1,4

6. Выбор основного электротехнического оборудования цепи линий местной нагрузки и собственных нужд

Таблица 6.1 Выбор генераторного выключателя и разъединителя на 10,5 кВ:

Расчетные данные	Данные выключателя МГУ - 20 - 90/6300 У3	Данные разъединителя РВРЗ-20/8000 - М
Uуст=10,5 кВ	Uном = 20 кВ	Uном = 20 кВ
Imax=4340 А	Iном=6300 А	Iном=8000 А
Iпt=22,99 кА	Iотк.ном.=90 кА	-
iat = 26,12 кА	ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном/100=Ц2·20·90/100=25,46 кА	-
Ц2·Iпt+iat=58,63 кА	Ц2·Iотк.ном.· (1+bн/100)=Ц2·90· (1+30/100)= 165,46 кА	-
Iпо=29,85 кА	Iдин=105 кА	-
iу=82,78 кА	iдин = 300 кА	iдин=315 кА
Вк=418,88 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=902·4=32400 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=1252·4=62500 кА2·с

МГУ-20-90/6300 У3 - маломасляный генераторный выключатель, для установки в районах с умеренным климатом.

РВРЗ-20/8000-М - разъединитель для внутренней установки, рубящего типа, с заземляющими ножами.

Выбор выключателя и разъединителя в схеме собственных нужд 6,3 кВ.

В схеме с.н. предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Ток одной секции с.н.:

I_max = P_секции/(·U_ном·cosj) = 992/(·6,3·0,87) = 104,5 А.

Выбор сведён в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭ-6-40/1600 У3
Uуст = 6,3 кВ	Uном = 6 кВ
Imax = 104,5 А	Iном = 1600А
Iпt = 8,16 кА	Iотк.ном.= 40 кА
iat = 1,41 кА	ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном/100=Ц2·20·40/100 = 11,31кА
Iпо = 10,74 кА	Iдин = 40 кА
iу = 25,72 кА	iдин = 128 кА
Вк= 13,32 кА2с	Iтерм.2·tтерм.=402·4=6400 кА2·с

ВЭ-6-40/1600У3 - выключатель электромагнитный, для установки в районах с умеренным климатом.

Выбор линейных реакторов в цепи линий местной нагрузки:

Максимальный ток одной ветви реактора определяется из мощности местной нагрузки и количества присоединений:

I_max = S_1л / (U_н) = 9,5810³/10,5 = 526,76 А;

где S_1л=S_мн/n_л=57,47/6=9,58 МВА

n_л - кол-во присоединений

Рис. 6.1. Схема подключения местной нагрузки.

Ток термической стойкости кабеля:

I_тер= ,

гдеС = 90 Ас^1/2/мм² - функция от U_ном, типа и материала жил кабеля;

s = 95 мм² - сечение жилы кабеля;

t_откл = 0,095 с - время отключения к.з.;

Т_а = 0,003 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

I_тер = = 27311,97 А;

За наименьший ток принимаем I_тер кабеля.

Результирующее сопротивление без реактора:

Х_рез = U_ср/I_по = 10,5/63,14 = 0,1 Ом;

где I_по=I_пос(к2)+I_пог(к2)=33,29+29,85=63,14 кА.

Требуемое сопротивление цепи к.з. из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя:

Х_{резтреб} = U_ср/I_тер = 10,5/27,3 = 0,22 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_{р треб} = Х_{резтреб} - Х_рез = 0,22 - 0,1 = 0,12 Ом;

Выбираем реактор РБДГ - 10 - 2500 - 0,25 У3 с параметрами:

U_ном = 10 кВ; I_ном = 2150 А;

Х_р = 0,25 Ом; i_max = 49 кА; I_тер = 19,3 кА; t_тер = 8 с.

Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора:

Х'_рез = Х_рез + Х_р = 0,1 + 0,25 = 0,35 Ом;

Фактическое значение I_по:

I_по = 10,5/0,35 = 17,32 кА.

Проверка стойкости реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость: i_у <i_дин

i_у = I_поk_у = 17,321,96 = 48,01 кА< 49 кА - выполняется.

Термическая стойкость:

Завод гарантирует время термической стойкости t_тер = 8 с и среднеквадратичный ток термической стойкости I_тер = 19,3 кА.

Условие:

В_{к зав} = 19,3² 8 = 2979,9>В_красч = I_по² (t_отк + Т_а) = 17,32² (0,08 + 0,23) = 92,99 кА²с - выполняется.

Остаточное U на шинах ГРУ при к.з. за реактором:

U_ост% = ==75 % > (55-60)%

Потеря напряжения:

Дu_р% = = = 1,13 %.

Дu_р% < 2% удовлетворяет условию.

На присоединениях местной нагрузки предполагается установка КРУ с выключателями ВЭ-6-40/1600 У3.

Таблица 6.3 Выбор выключателя и разъединителя в цепи местной нагрузки

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭ-10У-31,5/1600 У3	Данные разъединителя РВРЗ-10/2000 - У3
Uуст=10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax=526,76 А	Iном=1600 А	Iном=2000 А
Iпt=22,38 кА	Iотк.ном.=31,5 кА	-
iat = 22,36 кА	ia.ном.=2 ·bн·Iотк.ном/100=2·31,5·50/100= 22,27 кА	-
Ц2·Iпt+iat=54,01 кА	2·Iотк.ном.·(1+bн/100)=2·31,5·(1+50/100)=66,82 кА	-
Iпо=22,38 кА	Iдин=31,5 кА	-
iу=61,97 кА	iдин =80 кА	iдин=85 кА
Вк=205,44 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=31,52·3=2976,7 кА2·с	Iтерм.2·tтерм.=31,52·1=992,2 кА2·с

7. Выбор токоведущих частей цепи линий местной нагрузки и собственных нужд

7.1 На напряжение 10,5 кВ

Токоведущие части от выводов генератора до распределительного устройства генераторного напряжения выполняется, пофазно-экранированым токопроводом типа ГРТЕ-10-8550-250. [4]

Проверка выбранного токопровода приведена в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные токопровода ГРТЕ-10-8550-250	Условия выбора
Uуст=10,5 кВ	Uном=10,5 кВ	UустUном
Iг=4330 А	Iном=5140 А	IгIном
iу=52,4 кА	дин=250 кА	iуiдин

Комплектация токопровода ГРТЕ-10-8550-250:

- трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10,

- встроенный трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5,

- тип опорного изолятора ОФР-20-375с.

Все токоведущие части РУ-10,5 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами коробчатого сечения. [4]

Выбор производится по допустимому току:

_max=Р_м.н/(U_номcos0,95)=16667/(10,50,870,95)=1108,83 А.

Предварительно принимаются шины алюминиевые, коробчатого сечения по [5] типа 2(75355,5) мм, сечением 2х695 мм², _доп=2670 А.

Таким образом, условие:

_max=1109 _доп=2670 А - соблюдается.

Сборные шины проверяются на термическую стойкость:

суммарный ток _п0=46,02 кА, тогда:

В_к=_п0²(_отк+Т_а)=46,02²(4 + 0,185)=8863,162 кА²с,

где:

_отк=4 с. по [9],

Т_а=0,185 - для сборных шин 10 кВ, [4].

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

q_min=1000/с =1000/ 90 =1046,04 мм²

следовательно, условие

q_min=1046 мм²q_ш=2695=1390 мм² - соблюдается.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид: [6]

_расч==8,66 МПа;

условие:

_расч=8,66 МПа _доп=75 МПа, [9] - выполняется, выбранные шины проходят по условию механической прочности.

7.2 Выбор токоведущих частей РУ С.Н. - 6 кВ

Сечение шин принимается по наибольшему току самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд 6 кВ:

_тсн=_тсн/(_ном)=6300/(6,3)=577,35 А.

Принимаем алюминиевые двухполосные шины сечением 159 мм².

Проверка шин на термическую стойкость:

температура шин до короткого замыкания:

_н=₀+(_доп.дл- _{0 ном})_max/_доп=25+(70-25) 577,35/855=55,39С,

где:

₀=25С - температура окружающей Среды,

_доп.дл - длительно допустимая температура проводника,

_доп=4000 А - длительный допустимый ток для выбранных шин.

по рис. 3.45 [4], определяется, что

_н=60С - показатель характеризующий состояние проводника к моменту начала короткого замыкания.

Определяем значение коэффициента k, учитывающего удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника:

k=1,054 мм²С/(А²С)10^-2, тогда:

_к=_н+КВ_к/q=60+1,0545,25/159=60,035С

где: В_к=_п0²(_отк+Т_а)=6,91²0,11=5,25 кА²с, по рис. 3,45 [4], для _к=60 С, температуры шин после короткого замыкания _н=85 С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин _доп=200 С. [4]

8. Выбор разрядников и источников оперативного тока

Для защиты от перенапряжений вызываемых ударами молний, несимметричными короткими замыканиями, предусматривается установка ограничителей перенапряжений подключаемых к сборным шинам 110 кВ. Выбор производится по номинальному напряжению. [4]

На ОРУ-110 кВ принимается к установке ОПН-110У1. [4]

Для защиты силовых трансформаторов, предусматривается:

- со стороны 110 кВ, ограничители напряжения ОПН-110У1,

- со стороны генераторного напряжения, разрядники типа РВМ-15У1.

Для защиты от перенапряжений оборудования 6 кВ, принимаются разрядники типа РВО-6У1.

В качестве источника оперативного тока на проектируемой ТЭЦ используется установка постоянного тока, с аккумуляторными батареями, для питания цепей управления, автоматики, аварийного освещения, а также механизмов собственных нужд станции. АБ выбирают по необходимой емкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.

Выбор аккумуляторных батарей.

Потребителями АБ являются:

- постоянно включенная нагрузка - аппаратуры устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, а так же постоянно включенная часть аварийного освещения;

- временная нагрузка, которая возникает при исчезновении переменного тока во время аварийного режима;

- кратковременная нагрузка длительностью не более 5 с, которая создается токами включения и отключения приводов выключателей.

Так как в нормальном режиме АБ работает в режиме постоянногоподзаряда, то расчетной нагрузкой для нее, является аварийная ситуация, когда батарея несет на себе всю аварийную нагрузку.

Длительность аварийного режима на ТЭЦ _ав=0,5 часа. [11]

Каждая АБ имеет свое подзарядное устройство, для заряда предусматривается один общестанционный агрегат.

Подсчет нагрузки на АБ сведен в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Расчетная нагрузка на аккумуляторную батарею

Вид потребителя	Кол-во электроприемников	Параметры эл. приемников	Расчетные нагрузки, А
		Ном. мощность, кВт	Ном ток, А	Расчетный ток длит режима, А	Пусковой ток, А	Аварийный режим до 30 мин	Толчок тока в начале аварийного режима	Наибольший толчковый ток (в конце разряда)
Постоянная нагрузка	-	-	-	20	-	20	20	20
Аварийное освещение	-	-	-	160	-	160	-	160
Приводы выключателей: ВЭ	2	-	58	-	-	-	116	-
Связь	1	7,2	38	30	100	30	100	30
Эл д/т аварийного маслонасоса генератора	1	8	43,5	40	130	160	-	160
Эл д/т аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	2	14	73,5	73	184	292	-	292
ИТОГО:	-	-	-	-	-	662	236	662

43

Т.к. мощность ЭС меньше 200 МВт, следовательно принимаем одну АКБ. Батарея будет работать в режиме постоянногоподзаряда в схеме с элементным коммутатором. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25^оС.

Число основных элементов в батарее:

n_о = U_ш/U_пз = 230/2,15 =108 ,

где: n_о -- число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах;

U_пз - напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,7 В к шинам присоединяется:

n_min= 230/2,7 = 85 элементов,

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В).

n = 220/1,75 = 125 элементов,

где: n - общее число элементов батареи.

К элементному коммутатору присоединяется:

n = n - n_min= 125 - 85 = 40 элементов.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле:

N,

где I_ав-- нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А;

1,05 -- коэффициент запаса;

j -- допустимая нагрузка аварийного разряда = 25 A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита. Определяется по кривой: электрический токоведущий трансформатор

N> (1,05662)/25 =28,

Выбранный аккумулятор СК-28 проверяем по току аварийного кратковременного разряда:

46N>I_ав,кр;

где 46 - коэф, учитывающий допустимую перегрузку;

4628 = 1288 > 662

Окончательно принимаем СК-28.

Проверяем отклонение напряжения при наибольшем толчковом токе:

I_р(N=1) = I_{т max} /N = 662/28 = 23,6.

По кривым определяем напряжение на АКБ равным 90%. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равной 5%, то напряжение на приводах будет 85%. По таблице допустимое отклонение напряжения на электромагнитах включения составляет 80 - 110 %, таким образом, принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Согласно ГОСТ 825 - 73 ток подзаряда должен быть 0,03N, но, учитывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимают равным 0,15N, тогда:

I_пз> 0,15N + I_п = 0,1528 + 20 = 24,2 А;

где I_п - ток постоянно включенной нагрузки.

Напряжение подзарядного устройства 2,2n_о = 2,2 108 = 238 В.

Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80.

Подзаряд добавочных элементов: I_пз = 0,05N = 0,0528 = 1,4 А.

Напряжение U_пз = 2,2 (n-108) = 2,2 17 = 37,4 В.

Выбираем автоматическое подзарядное устройство типа АРН-3, которое поставляется комплектно с панелью автоматического регулирования U типа ПЭХ-9045-00А2.

Зарядное устройство:

I_з = 5N + I_п = 5 28 + 20 =160 А;

U_з = 2,75n = 2,75 125 = 343,75 В.

Выбираем зарядный агрегат из генератора постоянного тока П-91: Р_ном = 48 кВт; U_ном = 270/360 В; I_ном = 1589 А и асинхронного двигателя типа А2-82-4: Р_ном = 55 кВт.

Заключение

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ, капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Темой работы была разработка ОРУ ТЭЦ-200 МВт, применяется ОРУ на 110 кВ с двумя рабочими и обходной системой шин, такая схема считается достаточно простой и надежной. Сделан выбор оборудования ОРУ.

Список использованной литературы

1. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство тепловых электростанции. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 408 с., ил.

2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987 - 328 с.: ил.

3. Справочник строителя тепловых электростанций. - М.: стройиздат, 1969.

4. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат, 1989 - 450 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные матералы. - М: Энергоатомиздат, 1990 - 640 с.

6. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат, 1986 - 608 с.

7. Околович М.К. Проектирование электрических станций. - М: Энергоиздат, 1982 - 400 с.

8. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. Том 3. Производство и распределение электрической энергии. 7-е изд. - М.: Энергоиздат, 1988 - 880 с.: ил.

9. Правила устройства электроустановок. - М: Энергоатомиздат, 2000 - 640 с.

10. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л: Энергоатомиздат, 1985 - 312 с.

Приложение

Составление схемы замещения

Схема замещения - это однолинейная схема, в которой все элементы (трансформаторы, линии) представлены в виде индуктивных сопротивлений (Х), а система и генераторы в виде индуктивных сопротивлений и Э.Д.С (Е).

Составляем схему замещения электрической системы и определяем ее параметры.

Рис. П.1.1. Схема замещения

За базисное напряжение принимаем напряжение каждой ступени, в которой находится рассматриваемая точка КЗ.

За базисную мощность принимаем:

S_баз = 200 МВА

Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

Для синхронных генераторов:

,

где x^”_d- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление машины;

S_ном - номинальная мощность генератора (МВА).

Для трансформаторов:

РУ ВН:

ТСН:

=2,54

Для линий электропередачи:

=0,078

где: - длина линии, км;

n - количество линий;

х_уд- средние значения удельных сопротивлений в зависимости от номинального напряжения и конструкции линии (Ом/км).

Так как в РУ местной нагрузки предполагается установка линейного реактора для ограничения токов к.з., который выбирается по току I_р=0,60,7I_нг и наибольшему сопротивлению.

I_р=0,74,33=3,03 кА

Предварительно принимаем к установке реактор РБДГ 10-4000-0,18У3 с х_р=0,18 Ом.

Для одинарных реакторов:

0,327;

где х_p- индуктивное сопротивление реактора (Ом).

ЭДС генераторов:

Е_Г =

где I₀ = I_Н = 4,33 кА - номинальный ток ТГ;

U₀ = 10,5кВ - номинальное напряжение ТГ.

Е_Г1 = Е_Г2 = Е_Г3 = = 11,09 кВ;

Е_*г = Е_г/U_{баз г} = 11,09/10,5 = 1,056

Система:

Принимаем Е_*С=1.

Короткое замыкание на шинах 110 кВ

Рис. П.1.2. Эквивалентная схема замещения электрической системы

Базисный ток:

кА

Х₁=0,006

Х₂=0,078

Х₃=Х₅=Х₇=0,267

Х₄=Х₆=Х₈=0,389

Е₁=1

Е₂=Е₃=Е₄=1,056

Путём сворачивания приводим схему к результирующему сопротивлению

Рис. П.1.3.

Х₉=Х₁+Х₂=0,084

Х₁₀=Х₁₁=Х₁₂=Х₃+Х₄=0,656

Х₁₃=0,219

Е₂=1,056

Периодическая составляющая тока в начальный момент времени:

от системы:

от генераторов:

Аналогично для всех точек КЗ, указанных на схеме, показанным выше способом находим необходимые в расчетах величины токов КЗ. При этом для точки к4 учитываем подпитку от двигателей собственных нужд.

Результаты расчётов приведены в таблице П.1.1.

Таблица П.1.1. Результаты расчёта токов КЗ

Точка КЗ Параметры	К1	К2	К3	К4
	С	G1,2,3	C+G2,3	G1	C+G1,2,3	C+G1,2,3	Дсн
Uср , кВ	115	115	10,5	10,5	10,5	6,3	6,3
Е''	1	1,06	1,01	1,06	1,03	1,03	-
Хрез*	0,08	0,22	0,33	0,39	0,51	2,72	-
Iб, кА	1	1	11	11	11	18,33	-
Iпо=, кА	11,95	4,84	33,29	29,85	22,38	6,95	3,79
Мощность ист-ка S, МВА	10000	236,25	10157,5	78,75	10236,75	10236,75	-
I'ном=, кА	50,2	1,19	558,52	4,33	562,88	938,08	-
Iпо/I'ном	0,24	4,08	0,06	6,89	0,04	0,01	-
=tрз+tсв, с	0,06	0,12	0,08	0,08
Iпt/Iпо	1	0,91	1	0,77	1	1	-
Iпt=, кА	11,95	4,41	33,29	22,99	22,38	6,95	1,21
Iпt, кА	16,36	56,27	22,38	8,16
Та, сек	0,02	0,25	0,23	0,03	0,04
Ку	1,61	1,96	1,96	1,72	1,65
iу=, кА	27,16	11	92,31	82,78	61,97	16,88	8,84
	0,05	0,62	0,71	0,07	-
iаt=, кА	0,84	0,34	29,13	26,12	22,36	0,68	0,73
Вк, кА2с	25,72	4,22	520,8	418,88	205,44	10,16	3,16

Рис. П.1.4. План и разрез ячейки

Размещено на Allbest.ru