Выбор трансформаторов напряжения 220кВ 

 

-Содержание

 

Аннотация……………………………………..........…………….……….

1.Выбор генераторов…………………………………………….....……..

 

2.Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции………………………………………………….…..…….

 

3.Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции……………………………………………….……..…….

 

4.Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции…………………..…………………………….…..…….

 

5.Выбор схем распределительных устройств разных напряжений

 

6.Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов СН………….

 

7.Расчет токов короткого замыкания……………………………….....

 

8.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ………………………… …………………..……..

 

9.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ……………………………… …………………..……..

 

10.Выбор способа синхронизации…………………………..……….....

 

11.Расчёт релейной защиты для заданной цепи……………………….

 

12.Описание конструкции ОРУ 220 кВ…………..

 

13.Описание конструкции ОРУ 110 кВ

 

14.Расчет заземляющего устройства…………..……………………...

 

15.Охрана труда…………………..……………….….………………...

 

16.Специальное задание. Эксплуатация элегазовых выключателей    

 

17.Экономическая часть………………………………...........................

 

18.Список литературы……….…………………………………………...

 

                                         

Аннотация

Дипломный проект”Электрическая часть КЭС–960 МВТ ” выполнен на основании задания на проектирование.

Вид сжигаемого топлива на газ. На станции установлено 3 генератора типа

Т3В–320–2. 

Нагрузка питается от шин ОРУ–110 кВ по 5 воздушным линиям , связь с системой осуществляется с помощью 5 линий. Два блока генератор – трансформатор присоединены к ОРУ–220 кВ, тип трансформатора – ТДЦ-400000/220, и один блок генератор – трансформатор присоединены к ОРУ–110 кВ, тип трансформатора - ТДЦ-400000/110

Связь между ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ осуществляется с помощью двух автотрансформаторов связи типа АТДЦТН-200000/220/110.

На электростанции в соответствии НТП КЭС на ОРУ-220 кВ принята схема «две рабочие системы шин» на ОРУ-110 кВ принята схема «две рабочие системы шин».

  В цепи трансформатора связи 220 кВ установлены элегазовые выключатели типа ВГТ-220 и разъединители типа РГП-220/2000 УХЛ1 .

  На сборных шинах 220 кВ установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОГ-М-220-1УХЛ4. Ошиновка за пределами ОРУ-220 кВ ячейки трансформатора связи выполняется гибким сталеалюминевым проводом марки 2АС-700/86

  В цепи трансформатора связи 110 кВ установлены элегазовые выключатели типа ВГТ-110  и разъединители типа РГ-110/3150 УХЛ1.

  На сборных шинах 110 кВ установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОГ-М-110-1УХЛ4. Ошиновка за пределами ОРУ-110 кВ ячейки линии выполняется гибким сталеалюминевым проводом марки АС-400/22, ошиновка в цепи линии в пределах ОРУ-110 кВ выполняется гибким сталеалюминевым проводом марки АС-400/22. Ошиновка за пределами ОРУ-110 кВ в цепи трансформатора выполняется гибким сталеалюминевым проводом марки 2АС-600/72.

На станции установлены 3 трансформатора собственных нужд ТРДНС-25000/20/6,3-6,3 и два ПРТСН-2 типа ТРДНС-25000/20/6,3-6,3. ПРТСН-1 типа ТРДН-25000/115/6,3-6,3 нормально не присоединяется к источнику питания, устанавливается на фундаменте и готов к перекатке. ПРТСН-2 типа ТРДНС-25000/20/6,3-6,3

     

-Капиталовложения в строительство КЭС-10336000 тыс. руб.

 -Себестоимость отпускаемой электроэнергии – 52,31 коп/кВтч

                                                                                                                       

 

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

                                                    

1.1 Для выработки электроэнергии на станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Выбор генератора производится по его мощности. Принимаем к установке четыре генератора типа:

 

 

 Таблица 1 [9]

Тип турбогенератора

P ном,

МВт

S

ном,

МВа

Cos f

град

U

ном,

кВ

n

ном,

об/мин

КПД

 

%

xd

I

ном,

 кА

Сист.

возб.

Охлаждение

об

стат

об

рот

стали

Т3В-320-2

375,5

0,85

98,84

0,173

10,88

ТС

Нвд

Нв

д

Вд

 

 

Охлаждение

 

НВД - непосредственное водяное охлаждение

ВД - водяное охлаждение

 

Принципиальная схема независемого тирристорного возбуждения генераторов

 

 

                                                               

 Рис.1

 

Принципиальная схема системы независемого тирристорного возбуждения

 

VS 1 – рабочая группа тиристоров

VS 2 – форсировачная группа тиристоров

G – синхронный генератор

LG – обмотка возбуждения СГ

GE – возбудитель это генератор постоянного тока к которому подключены обмотки возбуждения CГ , LG

LGE – обмотки возбуждения возбудителя

 

 

На одном валу с генератором G располагается синхронный вспомогательный генератор GE который имеет на стороне трех фазную обмотку с отпайкой .

В схеме показанной на рис.1 иметься две группы тиристоров : рабочая VS 1 и форсировачная VS 2 .

На стороне переменного тока они включены на разное напряжение , на стороне постоянного тока параллельно .

Возбуждение генератора в нормальном режиме обеспечивает рабочая группа тиристоров VS 1 которые открываются подачей на открывающийся электрод соответствующего потенциала .

Все генераторы с рассмотренными выше возбудителями имеют специальную конструкцию для подвода тока и обмотки ротора .

Она представляет собой контактные кольца на валу ротора , к которым ток подается с помощью щеток .

Такая конструкция система недостаточно надежна .

Этот недостаток особенно проявляется при таких возбуждениях 3000 А и более . 

 

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ .

 

Вариант 1

 

 

 

 

Рис. 2

 

На КЭС установлено три генератора типа Т3В-320-2. Три блока генератор-трансформатор подключены на шины РУ 220 кВ, а на шины РУ 110 кВ не подключено ни одного блока. Связь РУ 220 кВ с РУ 110 кВ осуществляется по двум автотрансформаторам. Связь с системой осуществляется по воздушным линиям с шин РУ 220 кВ. Нагрузка питается с шин РУ 110 кВ.

 

 

Вариант 2

 

 

Рис.3

 

 

 На КЭС установлено три генератора типа Т3В-320-2. Два блока генератор-трансформатор подключены на шины РУ 220 кВ и один блок генератор-трансформатор подключен на шины РУ 110 кВ. Связь РУ 220 кВ и РУ 110 кВ осуществляется по двум автотрансформаторам. Связь с системой осуществляется по воздушным линиям РУ 220 кВ. Нагрузка питается с шин РУ 110 кВ.

 

3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОАВ

 

Вариант 1

 

3.1 Выбор блочных трансформаторов .

 

Блочный трансформатор выбирается по мощности генератора за вычитанием собственных нужд .

 

  ,МВА           (1)

 

где: P_G  - активная мощности генератора

  Q_{G -} реактивная мощности генератора

  Р_{СН –} активная мощности собственных нужд

  Q_{CH -} реактивная мощности собственных нужд.

 

 

,МВА                                            (2)

 

где: n% - это процент расходуемой электрической энергии на собственные нужды .  Зависит от типа станции и от вида топлива .

Kc – коофицент спроса .

По формуле (2)

 

МВА

 

Р_СН=S_СН´Cosj_СН        МВт                                                 (3)    

По формуле (3)               

Р_СН=13,6´0,8=10,88       МВт

Q_CH =P_CH´tgj_CH          Мвар                                           (4)

По формуле (4)

Q_CH =13,6´0,75=10,2       Мвар 

Q_G=P_G´tgj,                    Мвар           

По формуле (5)

Q_G= 320´0,62=198,4      Мвар                                           (5)

                                

По формуле (1)

=  = 358,82 МВА

 

К установке принимаем трансформаторы

Т1-3 ТДЦ-400000/220 

3.2 Выбор автотрансформаторов связи

 

Мощность трансформаторов связи выбирается по наибольшему перетоку мощности между распределительными устройствами высокого и среднего напряжения из трех режимов

 

3.2.1. Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле:

 

 ; МВА  (6)

 

по формуле (6)

 

 ; МВА

Мощность автотрансформаторов Т4 и Т5 с учетом допустимой аварийной перегрузки:

 

 ; МВА (7)                                                     

где:

1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора (40%)

 

Мощность автотрансформаторов Т4 и Т5 с учетом допустимой аварийной перегрузки:

 

 МВА (7)

Принимаются к установке трансформаторы типа:

Т4,Т5 – АТДЦТН-200000/220/110

 

 

Вариант 2

 

3.3 Выбор блочных трансформаторов

 

Аналогично Варианту 1

 

Т1-2 -ТДЦ-400000/220

Т3 - ТДЦ-400000/110

 

3.4. Выбор автотрансформаторов связи

 

Мощность трансформаторов связи выбирается по наибольшему перетоку мощности между распределительными устройствами высокого и среднего напряжения из 3 трех режимов.

 

3.4.1. Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле

 

 ; МВА (8)  

где:

n – число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G – активная и реактивная мощности генераторов;                    

P_H.MAX и Q_H.MAX – активная и реактивная мощности нагрузки.

 

P_H.MAX = P_MAX · n · K_ОДН  ; МВт (9)    

 

где:

Р_МАХ – нагрузка одной линии в максимальном режиме;

n – число линий; 

К_ОДН – коэффициент одновременности. 

 

К_ОДН = 0,91 (по заданию)

 

Q_H.MAX = P_H.MAX · tgj ; Мвар   (10)

 

по формуле (9)

Р_Н.МАХ = 50 · 5 · 0,91 = 227,5 МВт

 

по формуле (10)

Q_H.MAX = 227,5 · 0,51 = 116,025 Мвар

 

по формуле (8)

 

 ;МВА

 

3.4.2. Переток мощности в режиме минимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле

 

 

 ; МВА  (11)

где:

n – число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G – активная и реактивная мощности генераторов;

P_H.MIN и Q_H.MIN – активная и реактивная мощности нагрузки.

 

P_H.MIN = P_MIN · n · K_ОДН ; МВт (12)

где:

Р_МIN – нагрузка одной линии в минимальном режиме;

n – число линий;

К_ОДН – коэффициент одновременности.

 

Q_H.MIN = P_H.MIN · tgj ; Мвар (13)

 

по формуле (12)

Р_Н.МIN = 40 · 5 · 0,91 = 182 МВт

 

по формуле (13)

Q_H.MIN=182· 0,51=92,82 Мвар

 

По формуле (11)

 ; МВА

 

3.4.3. Переток мощности в аварийном режиме на РУСН рассчитывается по формуле (6)

 ; МВА  

по формуле (7)

 ; МВА  

Принимаем к установке автотрансформаторы типа:

Т4,Т5 – АТДЦТН-200000/220/110 

Технические характеристики трансформаторов:

Таблица 2 [10] с.615

             

                                             

 

Тип

трансформатора

Номинальное

Напряжение кВ

Потери кВ

Напряжение

кз %

Примечания

 

ВН

 

СН

 

НН

 

ХХ

  КЗ

Напряжние

Кз %

Вариант

1

Вариант

2

ВН-

СН

ВН-

НН

СН-

НН

ВН-

СН

ВН-

НН

СН-

НН

ТДЦ-400000/220

 

___

 

20

 

       

    870

___

 

___

Т1,Т2,Т3

 

ТДЦ-400000/110

 

___

 

10,5

 

       

    900

___

 

10,5

___

Т1,Т2

Т3

АТДЦТН-200000/220/110

 

 

 

 6,3

 

 

 

 

 

 

 

Т4,Т5

Т4,Т5

 

4. Техника – экономическое сравнение вариантов схем проектируемой Электростанции.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами.

 

З=P_Н´К+И+У ,^{тыс.руб.}/_год  (14)                          

 

К – капиталовложение на сооружение электростанции, тыс. руб

P_{Н -} нормативный коэффициент экономической эффективности равный  0,12

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, ^{тыс. руб.}/_год

 

Капиталовложение при выборе оптемальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по упрощенным покозателям стоимость элементов схемы .

 

b_DW´10^-3 ,^{тыс.руб.}/_год (15)    

 

где: Р_А и Р_О – отчисления на амортизацию и обслуживание; %;

_DW – потери электроэнергии, кВт´ч;

b - стоимость 1 кВт´ч потерь электроэнергии;  кол ( кВт * ч )

 

                                     Вариант 1

4.1 Потери электро энергии в двухобмоточном трансформаторе определяют по формуле кВт * ч

_DW=P_XХ´T+P_н t ,кВт´ч     (16) 

где: Р_ХХ – потери холостого хода, кВт;

Рн – потери мощности кз кВт

S_MAX – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

S_НОМ – номинальная мощность трансформатора, МВА;

Т – продолжительность работы трансформатора; ч.  

Т=8760 ч

t - продолжительность максимальной потерь , определяются по кривой , в зависимости от продолжительности использования мах нагрузки Тмах .

 

для блочных трансформаторов: Т_МАХ=7000,ч;

 

t ,ч        (17)

по формуле (17)           

t = 5948  ч

По формуле (16)

_DW_Т1=_DW_T2 = _DW_{Т3 =}  кВт´ч

4.2 Потери мощности в автотрансформаторе

 

Определение потерь электроэнергии в автотрансформаторах.

_DW=P_XХ´T+P_КЗ.В t_В+ P_КЗ.С t_С ,кВт´ч     (18)

Индексами В и С обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высокого и среднего напряжения.

Величины t_В и t_С определяются по соответствующему Т_МАХ.

по формуле (17)

 

для автотрансформаторов: Т_МАХ=5000 ,ч.

t ,ч                        

,кВт (19)                       

,кВт (20)                   

где: К_ВЫГ – коэффициент выгодности

К_ВЫГ=      (21)

по формуле (21)                        

К_ВЫГ=                                       

по формуле (19)               

кВт

по формуле (20)

  кВт

по формуле (17)

t  ,ч   

по формуле (18)             _DW_Т4=_DW_T5=  кВт´ч

 

4.3 Полные потери мощности

 

S_DWобщ = _DW1+_DW2+W3 (22)

 

_DW1 – потери электро энергии в трансформаторе подключенной к шинам ВН

_DW2 – потери электро энергии в трансформаторе  подключенной к шинам СН

_DW3 – потери электро энергии в автотрансформаторах связи .

 

по формуле (22)

 

S_DWобщ = кВт*ч

 

Вариант 2

 

4.4 Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах

_DW_Т1=DW_Т2 =  кВт * ч

 

по формуле (16)

_DW_Т3=  кВт * ч

 

4.5 Потери мощности в автотрансформаторах.

 

по формуле (21)

К_ВЫГ=  =                         

по формуле (19)

 кВт

по формуле (20)

 кВт

по формуле (17)                        

t  ,ч                        

по формуле(18)

_DW_Т4=_DW_T5=  кВт´ч

 

4.6 Полные потери мощности

По формуле (22)

 

S_DWобщ =    кВт*ч

4.7 Техника экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Таблица 3 [10] с.615-638

 

Тип оборудования

Стоимость

единицы

тыс.руб.

Вариант1

Вариант2

Кол-во

Единиц

Общая

стоимость

тыс.руб.

Кол-во

единиц

Общая стоимость тыс.руб.

ТДЦ-400000/220

420*80 =33660

ТДЦ-400000/110

420*80 = 33600

АТДЦТН-200000/220/110

290*80 = 23200

Ячейка ОРУ-220кВ

76*80= 6080

Ячейка ОРУ-110кВ

38*80 = 3040

ИТОГО

 

 

                   

                     

Отчисления на амортизацию

,^тыс./_руб.

 15429,12

=

14152,32

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

b_DW´10^-3 ,^тыс./_руб.

 63000

58800

Годовые эксплуатационные издержки

b_DW´10^-3,^{тыс.руб.}/_год

 

15429,12+63000 = 78429,12

14152,32+58800 = 72952,32

Приведенные затраты.

З=Е_м´К+И ,^{тыс.руб.}/_год

 

0,12´183680+78429,12 = 100470,72

0,12´168480+72952,32=93169,92

 

 

Вывод : Из расчета приведенных затрат видно что вариант 2 экономичнее , в дальнейших расчетах будет использовать его как более экономичный .

 

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕНЫХ СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ

 

 

5.1 Выбор числа воздушных линий на 220 кВ .

 

Число линий связи с системой выбирается по максимальной мощности отдаваемой в систему и мощности одной линии.

 ; МВт (23)

где:

- активная мощность генераторов;

 - активная мощность собственных нужд;

 - минимальная активная нагрузка на генераторном напряжении;

 n – количество блоков на станции.

 

(24)

где:

Р_в.сист – активная мощность, отдаваемая в систему;

Р_W - активная мощность одной линии.

 

Р_W = 200 МВт [9] с. 13 справочные материалы

 

по формуле (23)   

 МВт

 

по формуле (24)   

 

 

Для связи распределительного устройства высокого напряжения 220 кВ с системой принимаем 5 воздушные линии.

 

 

5.2 Выбор и обоснование упрощенной схемы ОРУ-220 кВ

Рис. 4

 

       Достоинства

1. При коротком замыкание на любой из шин, присоединение этих шин могут быть переведены на другую систему шин .

2. Схема гибкая в отношение расширение

3. Релейная защита проста и надежна

4. Схема экономична, на каждое присоединение один выключатель .

Недостаток

 

1. Большое число разъединителей .

2. Шинные разъединителей-оперативные аппараты.

3. При повреждение шинного выключателя, отключается вся схема.

 

5.3 Выбор и обоснование упрощенной схемы ОРУ-110 кВ

 

 

Рис. 5

 

Достоинства и недостатки смотри пункт 5.2

5.4 Выбор схемы блока

 

 

Рис.6

 

   В схеме блоков генератор-трансформатор устанавливается выключатель между генератором и трансформатором. Рабочий трансформатор собственных нужд присоединяется отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается. Генераторный выключатель необходим по следующим соображениям:

При отключении генератора сохраняется питание собственных нужд.

Уменьшается количество операций выключателем высокого напряжения т.к.                

останов и пуск генератора производится генераторным выключателем.

Достоинства:

1. При повреждении в генераторе отключается Q2, и питание собственных нужд осуществляется через трансформатор.

Недостатки:

1. Удорожание схемы в связи с использованием выключателя.

 

 

6. ВЫБОР СХЕМЫ СН И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕНЫХ НУЖД ( ТСН ) .

 

6.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

 

 

Kc (2)           МВА

По формуле (2)

   МВА                                                  

 

К установке принимаем ТРДНС – 25000

 

 

6.2 Выбор резервных трансформаторов ПРТСН .

 

 

Выбор трансформаторов ПРТСН 2 осуществляется по генераторному напряжению т.к. установлены генераторные выключатели .

S_ПРТСН=S_ТСН

 

S_ПРТСН=S_ТСН = 13,6 МВА

 

К установке принимаем ТРДНС –25000/20

 

 

Выбор трансформаторов ПРТСН 1 осуществляется по напряжению на стороне шин СН ТРДН-25000/110

 

К установке принимаем

Рабочие ТСН присоединяются отпайкой от энергоблоков РУСН выполняется с одной секционированной системой шин .

Количество секций СН 6 кВ принимаем равным двум для каждого блока .

Каждая секция присоединяется к рабочему ТСН .

Резервное питание секций СН осуществляется от резервных магистралей которые связаны с резервным трансформатором СН .

 

Для увеличения гибкости и надежности резервные магистрали секционируются через 2-3 энергоблока .

Число резервных трансформаторов СН 2 т.к. в схеме присутствуют генераторные выключатели .

 

Таблица 4 [10] с. 614

 

Тип трансформатора

 

Напряжение  кВ

 

Потери кВт

 

Uкз %

 

 

Примечания

 

 

 

 

ВН

 

 НН

 

 ХХ

 

 КЗ

ТРДНС-25000/20

20

6,3-6,3

25

115

10,5

ТСН1,ТСН2,ТСН3,

ПРТСН2

ТРДН-25000/110

115

6,3-6,3

25

120

10,5

ПРТСН1

 

                           СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД

 

 

Рис.7

 

 

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

Расчет токов кз производится для правильного выбора оборудования и токоведущих частей .

 

Расчетная схема.

            

Рис.8

 

 

7.1 Схема замещение

                                                       Рис.9

 

7.2 Определение сопротивлений элементов схемы в относительных единицах .

 

 

Принимаем  Sб = 1000 МВА

 

Сопротивление системы

 

=

 

Сопротивление трансформатора

 

 

х=                                      

где: U_K% - напряжение КЗ ,%;

S_НОМ.Т – номинальная мощность трансформатора.

 

Х₁=Х₃=                                      

 

Х₅=                                      

 

Сопротивление генератора

 х=х”d_(НОМ)´                             

где: х”d – сверхпереходное индуктивное сопротивление;

 S_НОМ.G – полная мощность генераторов.

 

Х₂= Х₄ =Х₆=

 

Сопротивление автотрансформаторов

 

 

    

Х₈ =Х₉=0,5 ( Uкв-н%+Uкв-с% - Uкс-н % )

Х₈ =Х₉=0,5 ( 32+11-20 ) = 0,5*23 = 11,5 %

Х₁₀ =Х₁₁=0,5 (Uкв-н% + Uкс-н % - Uкв-с% )

Х₁₀ =Х₁₁= 0,5 ( 32+20 – 11 ) = 0,5*41 = 20,5 %

Х₁₂ =Х₁₃= 0,5 (Uкв-с% + Uкс-н % - Uкв-н% )

Х₁₂ =Х₁₃=0,5 ( 11+20-32 ) = 0,5* ( -1 ) = 0 %

 

Х₈ = Х₉=

 

Х₁₂= Х₁₃=

 

Х₁₀= Х₁₁=

 

=

 

Х₁₅ =Х₁₆ =

 

Преобразование системы в точку К-1 .

 

 

    Рис. 10

 

 

X₁₇= X₁ + X₂=0,275+0,46 = 0,735

X₁₈= X₃ + X₄=0,275+0,46 = 0,735

X₁₉= X₅ + X₆=0,263+0,46 = 0,723

X₂₀= X₈ + X₁₀=0,575+1,025 = 1,6

X₂₁= X₉ + X₁₁=0,575+1,025 = 1,6

 

                    

 

                                                              Рис.11

X2₂= X₁₇ // X₁₈

 

X₂₂=

 

 

X₂₃= X₂₀ // X₂₁

 

X₂₃=

   

                      

 

                                                     Рис.12

 

X₂₄= X₂₃ + X₁₉=0,8+0,723 = 1,523

 

 

                            

                                                     Рис.13

 

 

X₂₅=

 

                                               

                                                           Рис.14

 

 

 

                                                                                               

 

 

Таблица расчетов токов короткого замыкания в точке К-1

   

Таблица 5 [10] с.150

 

C+G3

G1+G2

∑I

Базовая мощность ,S_б МВА

 

Среднее U, U_ср

 

Номинальная мощность ист., S_ном МВА

375,5+2000 = 2375,5

2×375,5=751

 

Результирующее сопротивление,

Х_{0 рез} о.е.

0,107

0,3675

 

I_б=  ,кА базовый ток

2,51

 

 о.е.

1,13

 

I_по = ∙ I_б , кА

23,46

7,72

31,28

I_ном=  , кА

5,96

1,89

 

3,94

4,08

 

t=(0,01+t)

0,072

 

γ

0,89

0,89

 

I_nt= γ∙ I_по , кА

20,88

6,87

27,75

К_у

1,78

1,97

 

Т_А

0,04

0,32

 

I_у =  I_поК_у , кА

59,05

21,5

80,55

 , с

0,16

0,8

 

i_аt=  I_по  , кА

26,54

8,73

35,27

 

Расчет точки К-2

 

 

 

Рис.15

 

 

X₂₆= X₇ // X₂₂=

 

 X₂₇=X₂₆ + X₂₃=0,088+0,8=0,888

 

                                     

                      

Рис.16

 

 

Таблица расчетов токов короткого замыкания в точке К-2

 

Таблица 6. [10 ]c.150-159

 

 

C+ G1+G2

G3

∑I

Базовая мощность ,S_б МВА

 

Среднее U, U_ср

 

Номинальная мощность ист., S_ном МВА

2×375,5+2000 = 2751

375,5

 

Результирующее сопротивление,

Х_{0 рез} о.е.

0,888

0,723

 

I_б=  ,кА базовый ток

          5,02

 

 о.е.

1,13

 

I_по = ∙ I_б , кА

5,65

7,85

13,5

I_ном=  , кА

13,81

1,89

 

0,41

4,15

 

t=(0,01+t)

0,03

 

γ

0,9

0,82

 

I_nt= γ∙ I_по , кА

5,085

             4,633

 9,718

К_у

1,717

1,97

 

Т_А

0,03

0,32

 

I_у =  I_поК_у , кА

13,72

15,74

29,46

 , с

0,36

0,9

 

i_аt=  I_по  , кА

2,96

0,72

3,68

 

   

 

 

Расчет точки К-3

 

 

                               

Рис.17

X₂₈ = X₁₄+ X₁₆ =0,525+7,35=7,875

 

X₂₉=X₂₇// X₁₉=

 

X₃₀ = X₂₈+ X₂₉ =0,4+7,875=8,275

 

                                                 

Рис.18

 

 

 

 

I_ПО=  ,кА (25) 

по формуле (25)

I_ПО= ,кА

7.3 Расчет токов однофазного короткого замыкания .

Производится для расчета заземляющего устройства 110 кВ.

 

Сопротивление прямой последовательности

                            

                                                    Рис.19

 

 Ом

 

Т.к. токи прямой и обратной последовательности протекают одним и тем же путем, поэтому .

 

                                          

                                                       Рис.20

 

 

Сопротивление нулевой последовательности .

 

Рис.21

 

Х31= Х1// Х3=0,275х0,275/0,275+0,275=0,14

Х32= Х8// Х9=0,575х0,575/0,575+0,575=0,23

Х33= Х10// Х11=1,025х1,025/1,025+1,025=0,51

                                       

                                                           Рис.22

 

Х34= Х31// Х7=0,14х0,115/0,14+0,115=0,07

 

 

Рис.23

 

Х35=( Х33//Х32)+Х31=(0,29х0,21/0,29+0,51)+0,07=0,25

 

Рис.24

 

 

Хрез0= Х35// Х5=0,263х0,25//0.263+0.25=0.13

Рис.25

 

Iпо =  (26)

по формуле (26)

Iпо =  кА

 

 

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППОРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ В ОРУ 220 кВ.

 

 

8.1 Расчет уставок для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей по режиму кз и продольному режиму .

 

Таблица 7 [10] с.230

Расчетные формулы

Цепь трансформатора

Цепь линии

U_ном, кВ

220 кВ

I_норм=I_мах=  , А

 

I_норм =  , А                      I_мах =  

 

430,65

538,21

I_п.о , кА

31,18

_Iу , кА

80,55

_Iаt , кА

35,27

I_nt , кА

20,88

B_к = I_по²(t_отк + Т_а) , кА²с

163,32

 

8.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи линии.

 

                

Таблица 8 [9]

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

РГП-220/2000/ УХЛ1

ВГТ-220

U_уст£U_ном, кВ

I^’_норм£I_ном, А

I_max£I_ном, А

430,65

538,31

I_пt£I_{откл.ном}, кА

20,88

-

i_at£i_а.ном, кА

35,27

-

i_у≤ i_{пр скв} , кА

80,55

В_к£I_тер²t_тер, кА²с

163,32

40²∙3 = 4800

40²∙3 = 4800

Привод

 

ПД-14УХЛ1

BLG – 1002

 

8.3 Выбор выключателей и разъединителей в цепи трансформатора.

Таблица 9 [9]

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

РГП-220/2000 УХЛ1

       ВГТ-220

U_уст£U_ном, кВ

I^’_норм£I_ном, А

I_max£I_ном, А

I_п£I_{откл.ном}, кА

20,88

-

i_at£i_а.ном, кА

35,27

-

i_уt£i_{пр скв} кА

80,55

В_к£I_тер²t_тер, кА²с

163,32

40²∙3 = 4800

40²∙3 = 4800

Привод

 

ПД-14 УХЛ1

BLG-1002

 

8.4  Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи трансформатора.

Таблица 10 [9]

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

ТГФ- 220

1. U_уст£U_ном, кВ

2. I_норм£I_ном, А

I_max£I_ном, А

3. По классу точности

0,5

0,5

4. i_y£i_дин, кА

80,55

5. В_к£I_тер²t_тер, кА²с

163,32

50²∙3 = 7500

6. Z₂£Z_2ном, Ом

0,945

1,2

 

Вторичная номинальная нагрузка ТА

Таблица 11[10] cтр.362-368

Прибор

Тип

Нагрузка

 

Амперметр

 

Э – 335

А

В

С

          -

0,5

-

 

Расчет сечения соединительных проводов

r_приб=    (27)        

по формуле (27)

r_приб =  = 0,02 Ом                                                                                

r_конт=0,05 Ом, т.к 1 прибор                                                                      

z_2ном=   (28)

по формуле (28)

z_2ном =  = 1,2 Ом                                                                                      

r_пров= z_2ном- r_приб-r_конт (29)                                                                                                                                                                                                                

по формуле (29)  

r_пров =1,2-0,02-0,05 = 1,13 Ом                                            

q=ρ∙  (30)

по формуле (30)

q =  = 3,09 мм²                                                                    

Принимаем КВВГ – 4

r_пров=   (31)

по формуле (31)

r_пров =  = 0,875 Ом

Z₂=r_приб+r_конт+r_пр  (32)

по формуле (32)

Z₂=0,875+0,02+0,05 = 0,945 Ом                                                 

 

 

Схема включения

                                                                                                                           

Рис.26

 

Где: z₂-вторичная нагрузка Та

z_2ном – номинальная допустимая нагрузка Та в выбранном классе точности

l_расч – расчетная длина соединительных проводов

ρ_cu – 0,0175  

8.5 Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи линии.

Таблица 12 [9]

 

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

ТГФ-220

1. U_уст£U_ном, кВ

2. I_норм£I_ном, А

I_max£I_ном, А

430,65

538,31

3. По классу точности

0,5

0,5

4. i_y£i_дин, кА

80,55

5. В_к£I_тер²t_тер, кА²с

163,32

50²∙3 = 7500

6. Z₂£Z_2ном, Ом

1,04

1,2

 

 

Вторичная номинальная нагрузка ТА

 

 Таблица 13 [10]

 

Приборы

Тип

Нагрузка на фазу ,ВА

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

САЗ-U680

2,5

-

2,5

Счетчик активной энергии

САЗ-U680

2,5

-

2,5

Итого

0,5

 

 

Расчет сечения соединительных проводов

по формуле (27)

r_приб=  = 6/25 = 0,24 Ом                                                                                

Сопротивление контактов(r_{конт_}) принимаем равным 0,1 Ом так как число приборов больше четырех

по формуле (28)

z_2ном=                                                                                                                         

по формуле (29)

r_пров= z_2ном- r_приб- r_конт=1,2-0,24-0,1 = 0,86 Ом                                            

по формуле (30)

g= =2,04 мм²

Принимаем провод с медными жилами КВВГ-2,5 мм²

по формуле (31)

r _ПРОВ=  Ом   

по формуле (32)

Z₂=r_приб+r_пров+r_конт=0,24+0,7+0,1 = 1,04 Ом                                                 

 

 

  

 

                                                                                                                        

Рис. 27

8.6 Выбор токоведущих частей в цепи линии 220 кВ

8.6.1. За пределами ОРУ 220кВ

1)По экономической плотности тока

 мм²                                                                                                                                                                       (33)

где;  [11]                                                                                                                

по формуле (33)

 мм²

Принимаем АС – 500/64                                          

2)Проверка сечения на нагрев по допустимому току

I_доп≥ I_max

945А ≥ 538,31 А

3)Проверка сечения на термическую стойкость

мм²                                                                                                 (34)                                                                     

по формуле (34)

 мм²

q = 500 мм²

q_min ≤  q

140,43≤500

4)Проверка на схлестывание

т.к. I_по=31,18≥20 кА

Сила взаимодействия между фазами

 Н/м                                                                                            (35)

по формуле (35)

 Н/м

Сила тяжести 1 м токопровода

q=9,8∙m∙1,1                                                                                                            (36)

АС-500=1,9кг

по формуле (36)

q=9,8∙1,9∙1,1=23,4 мм²

Принимаем время действия релейной защиты.

t_з=0,1 t_эк=0,1=0,05=0,15с

(37)

Где h – стрела провеса

по формуле (37)

(38)

по формуле (38)

По диаграмме для значений 18/7,84=2,2 находим b\h=0,32, отсюда В=0,32*1,5=0,9

Допустимое отклонение фазы

b_доп=   (39)

d_доп – наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения

по формуле (39)

b≤b_доп

0,5≤1,51

Схлестывание не произойдет

5)Проверка по условиям короны

 кВ/см (40)

 кВ/см (41)

 см (42)

по формуле (42)

 см

по формуле (40)

 кВ/см

по формуле (41)

 кВ/см

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙22,89≤0,9∙31

24,44≤27,9

Провод АС-500/64 удовлетворяет всем требованиям.

 

8.7.2. В пределах ОРУ 220кВ

1)Выбор по нагреву

Принимаем АС – 240/56

I_доп = 610 А,

I_доп≥ I_max

610 А ≥ 538,31 А

2)Проверка сечения на термическую стойкость

по формуле (34)

мм²                                                                             

q = 240 мм²

q_min≤ q

140,43 мм² 240 мм²

3) На схлестывание не проверяем т.к. стрела провеса 30см.

4)Проверка по условиям короны

 По формуле (40):

 кВ/см

По формуле (41):

 кВ/см

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙29,5≤0,9∙31,86

31,6>28,7

Провод АС-240/56 не проходит по условию короны.

Принимаем провод типа АС-300/66

По формуле (40):

 кВ/см

По формуле (41):

 кВ/см

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙27,39≤0,9∙31,24

29,3>28,1

Провод АС-300/66 не проходит по условию короны.

Принимаем провод типа АС-400/64

По формуле (40):

 кВ/см

По формуле (41):

 кВ/см

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙24,47≤0,9∙30,9

26,2≤27,6

Провод АС-400/64 удовлетворяет всем требованиям.

 

8.7.3 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора.

За пределами ОРУ 220кВ

1)По экономической плотности тока

По формуле (33):

 мм²                                                                                                                                      

Принимаем АС-700/86                                              

2)Проверка сечения на нагрев по допустимому току

I_доп≥ I_max

2360А ≥ 1050А

3)Проверка сечения на термическую стойкость

По формуле (34):

мм²                                                                              

q = 700 мм²

q_min ≤  q

140,43<1400

4)Проверка на схлестывание

т.к. I_по=32,62≥20 кА

Сила взаимодействия между фазами

По формуле (35)

 Н/м                                         

Сила тяжести 1 м токопровода

АС-700-2,6кг

по формуле (36)

q=9,8∙2,6∙1,1=28 мм²

Принимаем время действия релейной защиты.

t_з=0,1 t_эк=0,1=0,05=0,15с

по формуле (37)

Где h – стрела провеса

по формуле (38)

По диаграмме для значений 18/7,84=2,2 находим b\h=0,32, отсюда В=0,32*1,5=0,9

Допустимое отклонение фазы

по формуле (39)

b_доп=                                                  

d_доп – наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения

b≤b_доп

0,5≤1,48

Схлестывание не произойдет

5)Проверка по условиям короны

По формуле (40):

 кВ/см

 кВ/см (43):

где;  (44)

по формуле (44)

 (45)

по формуле (45)

по формуле (43)

 кВ/см 

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙14,52≤0,9∙30,36

15,54<27,3

Провод АС-700/86 по всем параметрам удовлетворяет требованиям.

 

 

8.7.4. В пределах ОРУ 220 кВ

1)Выбор по нагреву

Принимаем АС – 600/72

I_доп = 1050 А,

I_доп≥ I_max

1050А≥ 1050 А

2)Проверка сечения на термическую стойкость

по формуле (34)

мм²                                                                             

q = 600 мм²

q_min≤ q

140,43 600

3) На схлестывание не проверяем т.к. стрела провеса 30см.

4)Проверка по условиям короны

 По формуле (40):

 кВ/см

По формуле (41):

 кВ/см

1,07Е≤0,9Е₀

1,07∙21,42≤0,9∙30,6

23<27,54

Провод АС-600/72 по всем параметрам удовлетворяет требованиям.

 

 

8.8 Выбор изоляторов в цепи трансформатора и линии 220 кВ

В ОРУ 220 кВ для крепления проводов принимаются опорные изоляторы

Выбираем опорный изолятор  ОСК 8-220-А-4 УХЛ1

F_разр = 10000 Н

F_доп = 0,6 F_рез = 0,6∙10000 = 6000 Н

по формуле (46)

F_расч = ∙  = 2565,66 Н

где: F_расч – сила, действующая на изолятор

F_доп – допустимая нагрузка на головку изолятора

F_расч  F_доп          

2565,66  6000

 

 

Таблица 14 [9]

Приборы

Тип

Мощность

одной

обмотки

Число

обмоток

Cosj

Sinj

Число

приборов

Общая потребляемая

мощность.

Р ,Вт

Q ,вар

Вольтметр

Э-395

-

Ваттметр

Д-325

1,5

-

Варметр

Д-335

1,5

-

Счетчик активной Энергии

САЗ-И 676

1,5

0,38

0,925

ФИП

ФИП

-

Регистрирующие приборы

Частотомер

Н-397

7

1

1

0

1

7

-

Вольтметр

Н-394

10

1

1

0

1 

10

-

Ваттметр

Н-395

10

1

1

0

1

10

-

Приборы синхронизации

Частотомер

Н-362

1,5

-

Вольтметр

Н-394

-

Итого

 

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

S_2Σ= ,ВА (47)               

где: S_2Σ – нагрузка всех измерительных приборов

P_ПРИБ и Q_ПРИБ – активная и реактивная нагрузка измерительных приборов.

 

 

по формуле (47)

S_2Σ= ,ВА    

          

Таблица 15 [10]

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные