ТОП 10:

Потребители на генераторном напряжении



Потребители на генераторном напряжении

Максимальная нагрузка, МВт
Количество кабельных линий
Минимальное сечение КЛ, мм²
Время отключения КЗ на кабеле 0,2

Система

Напряжение, кВ
Количество линий связи
Длина, км
Мощность трехфазного КЗ, МВА

 

I. Выбор структурной схемы

Рисунок 1-1

 

 

II.Выбор трансформаторов связи

Для выбора мощности трансформаторов связи, подключенных к линии ГРУ строим графики выработки мощности четырьмя генераторами.

P4Г=4´32=128МВт

Рисунок 2-1 График мощности генераторов

Рисунок 2- 2 График нагрузки потребителей на генераторном напряжении

 

Рисунок 2-3 График нагрузки собственных нужд

Через трансформаторы связи, подключенные к шинам ГРУ, протекают мощности:

Рисунок 2-4 График нагрузки трансформаторов связи

 

 

Мощность, выдаваемая в линию в нормальном режиме, превышает мощность одного генератора:

Sг=40МВА<112,825МВА,

Поэтому устанавливаем 2 трансформатора связи, как и предполагалось.

Рассчитаем мощности, протекающие через трансформаторы связи, при аварийном отключении одного генератора.

Рисунок 2-5 График нагрузки трансформаторов связи при аварийном отключении одного генератора

Проанализировав графики на рис. 2-4 и 2-5, делаем вывод, что трансформаторы наиболее загружены в нормальном режиме, т.е. если все генераторы работают на полную мощность.

Чтобы не завышать мощность выбираемых трансформаторов, допускается при аварии одного из них снизить вырабатываемую генераторами мощность до 30%, разгружая тем самым трансформатор, оставшийся в работе:

Кроме этого допускается работа трансформатора с 30%-ной перегрузкой, тогда мощность каждого трансформатора будет:

Принимаем трансформаторы Т1 и Т2 типа ТДЦ-63000/110. Его параметры: ΔPхх=89кВт, ΔРк=315кВт, Iхх=0,6%, Uк%=10,5

В нормальном режиме мощность, выдаваемая трансформатором в систему, будет Sтнорм=112,825´0,5=56,41МВА. С учетом 30%-ной перегрузки:

Sтмах=63´1,3=81,9 МВА < Sмах=112,825 МВА.

 

III.Выбор схемы РУ на генераторном напряжении и схемы РУ на высшем напряжении.

3.1 Схема с одной системой сборных шин.

Рисунок 3-1 Схема с одной системой сборных шин 6,3кВ

Источники питания Г1-Г4 и линии присоединяются к сборным шинам через выключатели и разъединители. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. При ремонтах на линии в целях безопасности разъединителем создается видимый разрыв. Таким образом, разъединители служат для создания видимого разрыва при ремонтах и не являются оперативными элементами. Вследствие однотипности и простоты операций разъединителями, вероятность ошибки персонала при переключениях невелика.

Достоинствами схемы являются простота, наглядность и экономичность.

Однако схема обладает и рядом недостатков.

При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, не резервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источники питания, подключенные к ремонтируемой секции, отключаются на все время ремонта.

Схема с одной системой сборных шин на напряжении 6-10 кВ широко применяется для станций с небольшим количеством присоединений и для питания собственных нужд, где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению КРУ. Сборные шины разделены на секции по числу генераторов. В нашем случае секции соединяются между собой с помощью секционного выключателя В6 и секционного реактора РС1, который служит для ограничения токов КЗ на шинах. Линии 6-10кВ присоединяются к сборкам С1-С4 через групповые линейные реакторы РЛ1 и РЛ2. Количество реакторов зависит от числа линий и общей нагрузки потребителей на генераторном напряжении. Благодаря малой вероятности аварии в самом реакторе и ошиновке от реактора до главных сборных шин и до сборок КРУ, присоединение группового реактора осуществляется без выключателя. Предусматривается лишь разъединитель для проведения ремонтных работ в ячейке реактора. Для линий в этих случаях применяются ячейки КРУ.

Каждая ветвь сдвоенного реактора может быть рассчитана на ток от 600А до 3000А, т.е. возможно присоединение нескольких линий напряжением 6-10кВ к каждой сборке. Питание ответственных потребителей производится не менее чем двумя линиями от разных сдвоенных реакторов, присоединенных к разным секциям сборных шин, что обеспечивает надежность электроснабжения.

Номинальный ток реактора

Рассчитаем ток к.з. за реактором в утяжеленном режиме. Схема замещения для этого режима показана на рисунке 5-1.

Намечаем к установке на линии выключатель ВМП-10-630, Iоткл=20кА. Тогда

Хр,треб=Хрез.треб-Хрез.с=0,18-0,06=0,12Ом

Рис. 5-1 Схема

замещенияПредполагаем к установке реактор РБГ-10-1500-0,23, Iдин.ст=53кА, Iтерм.ст=20кА.

Хрез=Хрез.с+0,23=0,29Ом

Для проверки термической стойкости определяем тепловой импульс тока к.з.

, где tоткл=0,2с Та.сх=0,23с для ветвей защищенных реактором с номинальным током 1000А и выше.

Проверим стойкость выбранного реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость. Ку=1,956

Термическая стойкость.

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

Выбранный тип реактора удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям.

 

На рисунке 5-1 приведена схема питания СН. Все рабочее оборудование подключено к 1СШ, за исключением трансформатора связи Т2, который подключен к 2СШ. Шиносоединительный выключатель ШСВ2 нормально включен.

В этом случае, например, при аварии на 2 секции 1СШ ГРУ отключаются В5, В6, ВС1 и ШСВ2, затем защитой минимального напряжения отключается В10, после чего автоматически включаются В7, В15, восстанавливая питание с.н. от шин ВН через трансформатор связи Т2 подключенный к 2СШ. Далее оперативный персонал переключает все оборудование второй секции 1СШ на 2СШ и секция 2СН снова получает питание от рабочей секции 2СН.

 

Рисунок 5-1 Схема собственных нужд ТЭЦ

 

VI. Выбрать линейные реакторы.

 

Планируем по два линейных сдвоенных реактора на секцию и по три кабельных линии на плечо реактора плюс по одной линии на двух их четырех реакторов (итого 26 линий). Потребители на генераторном напряжении потребляют 50 МВт, поэтому в нормальном режиме ток по кабельной линии

Номинальный ток линии определяется ее нагрузкой в наиболее утяжеленном режиме, т.е. при отключении одной секции, тогда Imax,л=2Iном,р=2·0,22=0,44кА

Выбираем трехжильный кабель с Uном=6кВ с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной массой изоляцией в алюминиевой оболочке, прокладываемый в земле, сечением 185мм², Iдоп.ном=0,44кА

Рассчитаем ток к.з. за реактором в утяжеленном режиме. Схема замещения для этого режима показана на рисунке 6-1.

Намечаем к установке на линии выключатель ВМГ-10-630, Iоткл=20кА. Тогда

Хр,треб=Хрез.треб-Хрез.с=0,18-0,06=0,12Ом

Рис. 6-1 Схема Ток на одну ветвь реактора Imax.в=4Imax.л=4·0,44=1.76кА

замещенияПредполагаем к установке реактор РБСД-10-2х2500-0,20, Iдин.ст=60кА, Iтерм.ст=26кА.

Хрез=Хрез.с+0,2=0,26Ом

Для проверки термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока к.з.

, где tоткл=0,2с Та.сх=0,23с для ветвей защищенных реактором с номинальным током 1000А и выше.

Минимальное сечение по термической стойкости

, где С=143 для кабелей с медными сплошными жилами и бумажной изоляцией. Так как q>>qmin, то кабель проходит по термической стойкости с большим запасом.

Проверим стойкость выбранного реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость. Ку=1,956

 

Термическая стойкость.

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

Выбранный тип реактора удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Схема распределительной сети приведена на рисунке 6-2.

 

Рисунок 6-2. Схема распределительной сети

VII. Расчет токов КЗ для выбора коммутационных аппаратов.

Рисунок 7-1 Расчетная схема токов КЗ

7.1 Короткое замыкание в точке К-1 (шины ВН).

 

Ветви генераторов Г1-4 симметричны по отношению к точке КЗ К-1. Поэтому сопротивление секционного реактора можно исключить из схемы замещения, так как оно включено между узлами одинакового потенциала и не влияет на ток. С учетом этого схема замещения для КЗ в точке К-1 будет иметь вид показанный на рисунке 7-2.

 

Рис. 7-2

Хс=1,99

Суммарный ток в точке К-1 Iп0к-1=5,61+2,52=8,13кА

Считаем ударные токи, предварительно выбрав ударные коэффициенты:

Ветвь энергосистемы 110кВ Ку=1,608

ветви, состоящие из генераторов и повышающих трансформаторов (мощность генераторов <100МВт)

Суммарный ударный ток трехфазного КЗ в точке К-1

 

7.2 Короткое замыкание в точке К-2 (шины ГРУ).

 

Используя найденные ранее значения периодических составляющих токов от генераторов, трансформаторов и секционного реактора, равных

и суммарное начальное значение периодической составляющей в точке К-2 Iп0=64,2 кА.

Найдем ударные токи для следующих ветвей:

Ветвь генератора Г-4 (32МВт)

Куг=1,95

Ветвь генераторов Г1-3 и энергосистемы через трансформаторы связи (63МВА)

Кут=1,85

Ветвь генераторов и энергосистемы через секционный реактор (Iном>1000А)

Кур=1,956

 

7.3 Короткое замыкание в точке К-3 (линии потребителей на генераторном напряжении за реактором).

 

Iп0к-3 и iук-3 были найдены ранее при расчете линейного реактора и равны

 

Iп0к-3=13,47кА

iук-3=37,3кА

 

7.4 Короткое замыкание в точке К-4 (цепи с.н.)

Ранее был выбран реактор РБГ-10-1500-0,23. Приведем сопротивление реактора к базовым условиям.

Схема замещения приведена на рисунке 7-3(а, б)

Из предыдущих расчетов

Хс=1,99; Хг=0,895

Тогда значение периодической составляющей от внешней сети

Периодическая составляющая от эквивалентного двигателя секции СНРисунок 7-3 Схема замещения

Суммарное значение периодической составляющей

Iп0к-4=14,26+3,25=17,51кА

Считаем ударные токи

Внешняя сеть

Кур=1,956

Суммарный ударный ток

iу=39,4+7,6=47кА

 

 

7.5 Результаты расчетов.

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 7-1.

Таблица 7-1

Точка КЗ Источник токов КЗ Iп0, кА Iу, кА
К-1 Шины 110кВ Система Генераторы Г1-4 Итого 2,52 5,61 8,13 5,73 15,56 21,29
К-2 Шины ГРУ 6,3кВ Генератор Г4 Трансформатор Т2 Секционный реактор Итого 48,5 33,2 15,3 64,2 133,7 86,8 42,3 262,8
К-3 Потребители 6,3кВ Ветвь линейного реактора   13,47 37,3
К-4 Цепи СН Внешняя сеть Эквив. двигатель Итого 14,27 3,25 17,51 39,4 7,6

 

VIII. Выбор выключателей и разъединителей в основных цепях станции.

 

Для выбора выключателей и разъединителей рассмотрим схему на рисунке 7-1.

 

8.1 Цепи РУ ВН. Выбор В1, В2; Р1, Р2.

Расчетный ток продолжительного режима в цепях РУ ВН определим по мощности, протекающей через трансформаторы связи. Эта мощность была определена при выборе трансформаторов связи.

Начальное значение периодической составляющей и ударного тока к.з.

Iп0к-1=8,13кА iу=21,29кА

Таблица 8-1

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: У-110-2000-40У1 Разъединитель РДЗ-110/1000
Uуст.= 110 кВ Uном.= 110 кВ Uном.= 110 кВ
Imax.= 0,6 кА Iном.= 2000 А Iном.= 1000 А
Iпt= 6,67 кА Iотк, ном= 40 кА -
iаt= 5,9 кА iа,ном=11,3 кА -
IПО= 8,13 кА Iдин= 50 кА -
iу= 21,29 кА iдин= 135 кА iдин= 31,5 кА
ВК = 19,49 кА2· с I2тер·tтер= 4800 кА2· с I2тер·tтер= 2977 кА2· с

 

8.2 Цепи генераторов Г1-Г4. Выбор В5, В7, В9, В10; Р5, Р7, Р10, Р12.

Определяем расчетные токи продолжительного режима в цепи генератора

Начальная периодическая составляющая тока к.з. и ударный ток от генератора Г-4

Iп0=48,5кА iу=133,7кА

Те же токи от энергосистемы и генераторов Г1-3

Iп0=64,2-48,5=15,7кА

iу=262,8-133,7=129,1кА

Выбираем выключатель МГГ-10-63. Расчетное время τ=tр.з.+tсв.=0,01+0,1=0,11с

Определим два значения периодической и апериодической составляющих тока к.з. в точке К-2 для момента времени τ=0,11с , поскольку через выключатель может протекать как от генератора Г4, так и от системы с генераторами Г1-3.

Составляющие тока к.з. от генератора Г4. Определим номинальный ток генератора.

, далее по кривым имеем , тогда Iптг=0,85·48,5=41,48кА

Составляющие тока к.з. от энергосистемы и генераторов Г1-3 протекают к месту к.з. по двум общим для обоих источников сопротивлениям секционного реактора и трансформатора связи. Периодическая составляющая тока от генераторов Iп0=21,9кА. Найдем токи, протекающие через реактор и трансформаторы связи по отдельности.

Составляющие тока к.з., протекающие через реактор. Из найденного выше имеем начальное значение периодической составляющей тока к.з. через реактор, равное 15,3кА. Тогда

,

Используя кривые (рис. 3-27, а, б [1]), по найденным отношениям определим значение

, тогда

Iп.τ=1·15,3=15,3кА

Составляющие тока к.з. протекающие через трансформатор связи. Начальное значение периодической составляющей тока к.з. через трансформатор связи равно 33,2кА. Тогда

, тогда

Iп.τ.=0,97·33,2=32,2кА

Суммарные значения периодических и апериодических составляющих тока к.з. от энергосистемы и генераторов

Iп.τ.=32,2+15,3=47,5кА

Iп.t.г=0,85·48,5=41,48кА

 

Из расчетов видно, что ток от энергосистемы и генераторов Г1-3 больше чем ток от генератора Г4.

Для выключателя МГГ-10-63 βном=0,25 (определено по кривой на рисунке 4-49 [1]), Iоткл=63кА, Iт=64кА, tт=4с, тогда

 

iа,ном = √2βном · Iотк, ном = √2×0,25 ·63 = 22,3 кА

По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687-70 в этом случае допускается проверка по полному току КЗ

По отключению полного тока выключатель проходит.

Вк=I2тер·tтер = 642· 4 = 16384 кА2· с

Примем время отключения релейной защиты tрз=0,1с

tотк. = tР.З + tотк.выкл. =0,1+0,13=0,23 с

Постоянную времени Та определим по данным §3-7[1]: Та=0,25с. Отсюда

Вк.расч=15,72·(0,23+0,25) = 118,3 кА2· с

Для разъединителя РВР-10/4000

Вк=I2тер·tтер = 712· 4 = 20164 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-2

Таблица 8-2

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: МГГ-10-63 Разъединитель РВР-10/4000
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 10 кВ Uном.= 10 кВ
Imax.= 3,67 кА Iном.= 5000 А Iном.= 4000 А
Iпt= 47,5 кА Iотк, ном= 63 кА -
iаt= 24,1 кА iа,ном=22,3 кА -
√2Iп,τ+iа,τ=91,27кА √2Iотк.ном(1+β)=111,36кА -
IПО= 48,5 кА Iдин= 64 кА -
iу= 133,7 кА iдин= 150 кА iдин= 150 кА
ВК = 118,3 кА2· с I2тер·tтер= 16384 кА2· с I2тер·tтер= 20164 кА2· с

 

 

8.3 Цепи низшего напряжения трансформаторов связи. Выбор В3,В4; Р3,Р4.

 

Расчетный ток продолжительного режима в цепях трансформаторов связи определим по мощности, протекающей через них. Мощность в нормальном режиме 56,41МВА, максимальная мощность – 81,9 МВА.

Начальная периодическая составляющая тока к.з. и ударный ток

Iп0=33,2кА

iу=86,8кА

Те же токи от генераторов

Iп0=64,2-33,2=31кА

iу=262,8-86,6=176кА

Выключатели 10кВ не проходят. Выбираем выключатель МГУ-20-90/9500УЗ. Расчетное время τ=tр.з.+tсв.=0,01+0,15=0,16с

Составляющие тока КЗ от энергосистемы были найдены ранее

Iп.τ.=32,2кА

Составляющие тока КЗ от генераторов были найдены ранее поэтому суммарные токи будут

Iп.τ.=15,3+41,48=56,78кА

 

Для выключателя МГУ-20-90/9500УЗ βном=0,25 (определено по кривой на рисунке 4-49 [1]), Iоткл=90кА, Iт=87кА, tт=4с, тогда

 

iа,ном = √2βном · Iотк, ном = √2×0,25 ·90 = 31,8 кА

По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687-70 в этом случае допускается проверка по полному току КЗ

По отключению полного тока выключатель проходит.

Вк=I2тер·tтер = 872· 4 = 30276 кА2· с

Примем время отключения релейной защиты tрз=0,1с

tотк. = tР.З + tотк.выкл. =0,1+0,2=0,3 с

Постоянную времени Та определим по данным §3-7[1]: Та=0,22с. Отсюда

Вк.расч=312·(0,3+0,22) = 499,72 кА2· с

Для разъединителя РВР-20/6300

Вк=I2тер·tтер = 1002· 4 = 40000 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-3

Таблица 8-3

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: МГУ-20-90/9500 Разъединитель РВР-20/6300
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 20 кВ Uном.= 20 кВ
Imax.= 5,16 кА Iном.= 9500 А Iном.= 6300 А
Iпt= 56,78 кА Iотк, ном= 90 кА -
iаt= 49 кА iа,ном=31,8 кА -
√2Iп,τ+iа,τ=129,3кА √2Iотк.ном(1+β)=159,1кА -
IПО= 31 кА Iдин= 105 кА -
iу= 176 кА iдин= 300 кА iдин= 260 кА
ВК = 499,72 кА2· с I2тер·tтер= 30276 кА2· с I2тер·tтер= 40000 кА2· с

 

8.4 Цепь секционного реактора. Выбор В8, Р9, Р10.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи секционного реактора определим аналогично определению номинального тока секционного реактора, поэтому

Начальная периодическая составляющая тока к.з. и ударный ток от секционного реактора

Iп0р=15,3кА

iу=42,3кА

Те же токи от генератора Г4 и трансформатора связи Т2

Iп0=64,2-15,3=48,9кА

iу=262,8-42,3=220,5кА

Выключатели 10кВ не подходят поэтому выбираем выключатель МГУ-20-90/6300УЗ. Расчетное время τ=tр.з.+tсв.=0,01+0,15=0,16с

Определяем два значения периодической и апериодической составляющих тока к.з. в точке К-2 для момента времени t=τ=0,16с, по скольку через выключатель может протекать ток к.з. тот же как через секционный реактор, так и от генератора Г4 и энергосистемы через трансформатор связи Т2.

Составляющие тока к.з. от генератора и системы также были найдены ранее, поэтому суммарные значения будут

Iп.τ.=38,8+15,3=54,1кА

Для выключателя МГУ-20-90/6300УЗ βном=0,25 (определено по кривой на рисунке 4-49 [1]), Iоткл=90кА, Iт=100кА, tт=4с, тогда

 

iа,ном = √2βном · Iотк, ном = √2×0,25 ·90 = 31,8 кА

По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687-70 в этом случае допускается проверка по полному току КЗ

По отключению полного тока выключатель проходит.

Вк=I2тер·tтер = 1002· 4 = 40000 кА2· с

Примем время отключения релейной защиты tрз=0,1с

tотк. = tР.З + tотк.выкл. =0,1+0,2=0,3 с

Постоянную времени Та определим по данным §3-7[1]: Та=0,22с. Отсюда

Вк.расч=48,92·(0,3+0,22) = 1243,42 кА2· с

Для разъединителя РВР-20/6300

Вк=I2тер·tтер = 1002· 4 = 40000 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-4

Таблица 8-4

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: МГУ-20-90/6300 Разъединитель РВР-20/6300
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 20 кВ Uном.= 20 кВ
Imax.= 2,2 кА Iном.= 6300 А Iном.= 6300 А
Iпt= 54,1 кА Iотк, ном= 90 кА -
iаt= 49 кА iа,ном=31,8 кА -
√2Iп,τ+iа,τ=125,5кА √2Iотк.ном(1+β)=159,1кА -
IПО= 48,9 кА Iдин= 105 кА -
iу= 220,5 кА iдин= 300 кА iдин= 260 кА
ВК = 1243,42 кА2· с I2тер·tтер= 40000 кА2· с I2тер·tтер= 40000 кА2· с

 

8.5 Цепи собственных нужд со стороны ГРУ. Выбор В6, В10; Р6, Р11.

 

Расчетный ток продолжительного режима в цепях собственных нужд определим по току реактора =1,17кА.

Начальная периодическая составляющая тока к.з. и ударный ток

Iп0=64,2кА

iу=262,8кА

 

Опять выбираем выключатель МГУ-20-90/6300УЗ. Расчетное время τ=tр.з.+tсв.=0,01+0,15=0,16с

Составляющие тока к.з. от всех источников были найдены ранее, поэтому суммарные значения будут

Iп.τ.=38,8+14,7+15,3=68,8кА

По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, поэтому проверяем по полному току к.з.

По отключению тока к.з. выключатель проходит.

Вк.расч=64,22·(0,3+0,22) = 2143,25 кА2· с

Для разъединителя РВР-20/6300УЗ

Вк=I2тер·tтер = 1252· 4 = 62500 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-5

Таблица 8-5

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: МГУ-20-90/6300 Разъединитель РВР-20/6300
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 20 кВ Uном.= 20 кВ
Iнорм.= 1,17 кА Iном.= 6300 А Iном.= 6300 А
Iпt= 68,8 кА Iотк, ном= 90 кА -
iаt= 58,4 кА iа,ном=31,8 кА -
√2Iп,τ+iа,τ=155,7кА √2Iотк.ном(1+β)=159,1кА -
IПО= 64,2 кА Iдин= 105 кА -
iу= 262,8 кА iдин= 300 кА iдин= 320 кА
ВК = 2143,25 кА2· с I2тер·tтер=40000кА²· с I2тер·tтер=32400 кА2· с

 

8.6 Цепи линейного реактора.

Расчетный ток продолжительного режима в цепи линейного реактора будет

 

Ударный ток при к.з. до реактора будет таким же, что при к.з. в цепях трансформаторов собственных нужд со стороны ГРУ, т.е.

 

iу=262,8кА

 

Поскольку реакторы подключены непосредственно к шинам ГРУ, то время отключения к.з. примем равным tотк.=4с (генераторы 32МВт). Тогда тепловой импульс тока

 

Вк.расч=64,22·(4+0,22) = 17393,32 кА2· с

Вк= 40000 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-6

Таблица 8-6

Расчетные данные Каталожные данные
РВР-20/6300
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 20 кВ
Iмах.= 0,92 кА Iном.= 6300 А
Iу=262,8кА iдин= 260 кА
ВК= 17393,32 кА2· с I2тер·tтер= 40000 кА2· с

8.7 Цепи линейного реактора. Выбор В12.

 

Расчетный ток продолжительного режима в цепи линейного реактора через выключатель В12 был определен при выборе линейного реактора и равен

 

Iнорм=0,22кА

Imax=0,44кА

 

Начальная периодическая составляющая тока к.з. и ударный ток

Iп0=13,47кА

iу=37,3кА

 

Выбираем выключатель типа ВПМ-10-20. Время отключения кз на кабеле по условию t=0,2с

 

Iп.τ.=Iп0=13,47кА

 

Для выключателя ВПМ-10-20 βном=0,25 (определено по кривой на рисунке 4-49 [1]), Iоткл=20кА, Iт=20кА, tт=4с, тогда

 

iа,ном = √2βном · Iотк, ном = √2×0,25 ·20 = 7,07 кА

 

По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687-70 в этом случае допускается проверка по полному току КЗ

 

По отключению полного тока выключатель проходит.

Вк=I2тер·tтер = 202· 4 =1600 кА2· с

 

Примем время отключения релейной защиты tрз=0,1с

tотк. = tР.З + tотк.выкл. =0,1+0,1=0,2 с

 

Постоянную времени Та определим по данным §3-7[1]: Та=0,23с. Отсюда

Вк.расч=13,472·(0,2+0,23) = 78 кА2· с

 

Результаты расчетов и каталожные данные отображены в таблице 8-7

Таблица 8-7

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: ВПМ-10-20
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 10 кВ
Iнорм.= 0,44 кА Iном.= 630 А
Iпt= 13,47 кА Iотк, ном= 20 кА
iаt= 8,57 кА iа,ном=7,07 кА
√2Iп,τ+iа,τ=27,62кА √2Iотк.ном(1+β)=35,4кА
IПО= 13,47 кА Iдин= 20 кА
iу= 37,3 кА iдин= 52 кА
ВК = 78 кА2· с I2тер·tтер=1600 кА2· с

 

8.8 Цепи собственных нужд. Выбор В13.

 

Расчетный ток продолжительного режима

Начальная периодическая составляющая и ударный ток от внешней сети

;

Те же токи от эквивалентного двигателя

;

Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-1500-20УЗ. τ=0,2с

Надо определить два значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ в точке К-4 для времени τ=0,2с, поскольку через выключатель может протекать ток КЗ как от внешней сети, так и от эквивалентного двигателя.

Составляющие тока КЗ от внешней сети

Iп.τ.=Iп0=14,26кА

Составляющие тока КЗ от эквивалентного двигателя

Для выключателя ВМПЭ-10-1500-20УЗ βном=0,2 (определено по кривой на рисунке 4-49 [1]), Iоткл=20кА, Iт=20кА, tт=8с, тогда

iа,ном = √2βном · Iотк, ном = √2×0,2 ·20 = 5,66 кА

Вк=I2тер·tтер = 202· 8 = 3200 кА2· с

Постоянную времени Та определим по данным §3-7[1]: Та=0,05с. Отсюда

Вк.расч=(14,26+3,25)2·(0,2+0,05) = 76,6 кА2· с

Таблица 8-8

Расчётные данные Каталожные данные
Выключатель: ВМПЭ-10-1500-20УЗ
Uуст.= 6.3 кВ Uном.= 10 кВ
Iнорм.= 1,17 кА Iном.= 1500 А
Iпt= 14,26 кА Iотк, ном= 20 кА
iаt= 1 кА iа,ном=5,66 кА
IПО= 14,26 кА Iдин= 20 кА
iу= 39,4 кА iдин= 52 кА
ВК = 76,6 кА2· с I2тер·tтер=3200 кА2· с

 

IX. Выбор измерительных трансформаторов, измерительных приборов, разрядников, предохранителей.

 

9.1 Выбор измерительных трансформаторов, разрядников, предохранителей.

Поскольку измерительные трансформаторы выбираются упрощенно, без учета вторичной нагрузки, без проверки трансформаторов тока по условиям к.з., сведем данные к таблице 9-1. Там же отобразим выбор разрядников и предохранителей.

Таблица 9-1

Место установки Расчетные данные Электрооборудование: ТТ-тр-ры тока, ТН- тр-ры напряжения, Р-разрядники, П-предохранители Каталожные данные  
РУ ВН Imax=0,6кА Uуст=110кВ ТТ   ТФЗМ-110У1 Iном=600А  
Uном=110кВ    
ТН НКФ-110-58  
Р РВМГ-110МУ1  
Цепи нейтралей трансформаторов связи   ТТ ТВТ-110-200/1 Iном=200А  
Uном=110кВ  
Р РВС-110МУ1  
Цепи НН тр-ров связи Imax=5,16кА Uуст=6,3кВ ТТ ТШВ-15-6000 Iном=6000А Uном=15кВ  
Цепи генераторов Imax=3,85кА Uуст =6,3кВ ТТ ТШВ-15-6000 Iном=6000А Uном=15кВ  
ТНПШ-3У Iном=7200А Uном=10,5кВ  
ТПШЛО-10-1500/5 Iном=1500А Uном=10кВ  
ТН НТМИ-6-66 Uном=6кВ  
Шины ГРУ Uуст =6,3кВ ТН НТМИ-10-66УЗ Uном=10кВ  
Р РВО-10-У1  
П ПКТ-101-10  
Цепь СР Imax=2,2кА Uуст =6,3кВ ТТ ТЛШ-10/3000 Iном=3000А Uном=10кВ  
Цепь ЛР Imax=1,76кА Uуст =6,3кВ ТТ ТЛШ-10/2000 Iном=2000А Uном=10кВ  
Цепи СН со стороны ГРУ Imax=920А Uуст =6,3кВ ТТ ТЛШ-10/1000 Iном=1000А Uном=10кВ  

 

 

9.2 Выбор измерительных приборов.

Таблица 9-2







Последнее изменение этой страницы: 2016-12-16; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.207.137.4 (0.099 с.)