Электрическая часть ТЭЦ 500 МВт

Страницы работы

Содержание работы

 

                                                            АННОТАЦИЯ

Темой курсового проекта является «Электрическая часть ТЭЦ 500 МВт».

Были рассмотрены два варианта схемы электростанции, и на основании технико-экономического сравнения вариантов к дальнейшим расчётам выбран  второй вариант как более экономичный.

На основании НТП электрических станций на напряжение 220 кВ были выбраны следующие электрические схемы:

-  на напряжение 220 кВ – схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин;

-  на 10 кВ – с одной системой сборных шин с секционным выключателем.

Для заданных точек был произведён расчёт токов трёхфазного КЗ, и на основании этих расчётов произведён выбор электрических аппаратов и токоведущих частей ОРУ 220 кВ. Приняты к установке:

-  маломасляные выключатели типа ВМТ-220Б-25 /1250 с приводом ППК-2300У1;

-  разъединители типа РДЗ-1,2-220 / 1000У1 с приводом ПД-1У1;

-  трансформаторы тока типа ТФЗМ-220-У1;

-  трансформаторы напряжения типа НКФ-220-58.

В качестве ошиновки приняты сталеалюминевые провода марки АС- 400/22  на опорных изоляторах типа СЧ- 950-1УХЛ

Было проведено описание ОРУ 220 кВ и выполнены:

-  схема электрическая принципиальная электрической части ТЭЦ;

-  конструктивный чертёж ячейки линии и трансформатора ОРУ 220 кВ.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

                                     1.  ВЫБОР ГЕНЕРАТОРА

Для выработки электроэнергии на станции применяется синхронный генератор трёхфазного переменного тока. Генераторы выбираются по заданной мощности.

            Тип

Pном

Sном

cos

Uном

nном

к.п.д.

x"d

Iном

Сист.

Охлаждение

  турбогенератора

МВт

МВА

град

кВ

об/мин

%

кА

возб.

Обм.

Обм.

Стали

статора

ротора

статора

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

 ТВФ-120-У3

100

125

0,8

10,5

3000

98,4

0,192

6,872

ВЧ

КВр

НВр

Вр

Система возбуждения генератора - высокочастотное возбуждение.

Охлаждение обмотки статора косвенно водородное.

Охлаждение обмотки ротора непосредственно водородное.

Охлаждение стали статора -водородное.

Принципиальная схема высокочастотного возбуждения

             

                                           Рис.1 Высокочастотное возбуждение

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 

1

 

В генераторах серии ТВФ применяется высокочастотное возбуждение. Возбудитель – трёхфазный высокочастотный генератор индукторного типа, который находиться на валу вместе с генератором.

   Трёхфазная обмотка переменного тока и три обмотки возбуждения заложены в пазах статора, т.е.

неподвижны. Ротор набран из листов электротехнической стали и представляет собой зубчатое колесо с десятью зубцами. Переменная эдс наводиться в трёхфазной обмотке от пульсации величины магнитной индукции в пазах статора, вызванного изменением воздушного зазора между статором и ротором при вращении ротора.

   LGE 1 включается последовательно LG и обеспечивает основное возбуждение возбудителя.

   LGE2 и LGE 3 питаются от высокочастотного возбудителя GEA через выпрямители. Под-возбудитель высокочастотная машина с постоянными магнитами. Регулирование тока в LGE 2 и LGE 3 осуществляется с помощью АРВ (автоматическая регулировка возбуждения) и УБФ (устройство бесконтактной форсировки)

G- синхронный генератор.

   Основное достоинство этого способа состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является более надёжным.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1. Вариант 1

                 

Рис.2

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

На ТЭЦ три генератора типа ТВФ-120-У3 включены на шины ГРУ, а два генератора того же типа в блоке с трансформатором включены на шины РУВН. Нагрузка питается с шин ГРУ по тридцати (30) кабельным линиям. Связь ГРУ с РУВН осуществляется по двум трансформаторам связи. Связь с системой осуществляется по линиям 220 кВ. 

2.2. Вариант 2

               

Рис.3

 На ТЭЦ два генератора типа ТВФ-120-У3 включены на шины ГРУ, а три генератора того же типа в блоке с трансформатором включены на шины РУВН. Нагрузка питается с шин ГРУ по тридцати (30) кабельным линиям. Связь ГРУ с РУВН осуществляется по двум трансформаторам связи. Связь с системой осуществляется по линиям 220 кВ.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

   Вариант 1.

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные  трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.

Sт≥ Sрасч=√(PG-PСН)2+(QG-QСН)2                                        (1.)

    где: PG и QG – активная и реактивная мощность генератора.

           PСН и QСН- активная и реактивная мощность собственных нужд.

Расход мощности собственных нужд определяется по формуле

Sс.н. =

n%

* PG * KC  

100

   где: КС – коэффициент спроса

        КС = 0.8 [ ] c.12

        n% =7 [ ] c.12

По формуле (2) определяем мощность собственных нужд

Sс.н. =

7

*100 *0,8= 5,6 МВА

100

 PCH =cos φ*SCH=0,8*5,6 = 4,48 MB A

      tg φG =0,75           tg φСН =0,75

Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд

        QG= PG.* tg φG = 100*0,75 = 75 Мвар

        Qс.н = Рс.н.* tg φСН = 4,48*0,75 = 3,36 Мвар

Определяем переток мощности по формуле (1)

Sт ≥ Sрасч=√(100-4,48)2+(75-3,36)2=√9124,08 + 5132,3 = 119,4 МВ А

 К установке принимаем трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 125000/220

3.2 Выбор трансформаторов связи.

Связь ГРУ с РУВН осуществляется двумя трансформаторами Т1 и Т2. Они                                                            выбираются по наибольшему из трёх перетоков в разных режимах.

Считаем max. и min. активную мощность нагрузки трансформатора

P H max =п* Pmax* Кодн              (3)                                          

P H min =п* Pmin* Кодн              (4) 

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 

     где  n – число кабельных линий

          P H max и P H min - max. и min. активная мощность нагрузки трансформатора                                      

                   Кодн  - коэффициент одновременности

Считаем переток в максимальном режиме работы

S1 расч=√(nPG- P H max - nPCН)2+(nQG- Q H max - nQCН)2                         (5.)

где: PG и QG – активная и реактивная мощность генератора.

     PСН и QСН- активная и реактивная мощность собственных нужд.

    PHmax и QH max-max. активная и реактивная мощность нагрузки трансформатора                                      

Считаем переток в минимальном режиме работы

S2 расч=√(nPG- P H min - nPCН)2+(nQG- Q H min - nQCН)2                         (6.)

Считаем переток в аварийном режиме работы

S3 расч=√[(n-1)PG- P H max – (n-1)PCН]2+[(n-1)QG- Q H max – (n-1)QCН]2        (7.)

Наибольший переток выбирается по формуле

Sт =

S1 расч(S2расч  или S3 расч)

           1,4

Считаем max. и min. реактивную мощность нагрузки трансформатора

QH max = PH max* tg φ         (9.)

QH min = PH min* tg φ         (10.)

По формуле (3) считаем max. активную мощность трансформатора

PH max= 30*3,5*0,9=94,5 МВт

По формуле (4) считаем min. активную мощность трансформатора

PH min= 30*3,2*0,9=86,4 МВт

По формуле (9) считаем max. реактивную мощность трансформатора

QH max= 94,5*0,51=48,2 Мвар

По формуле (10) считаем min. реактивную мощность трансформатора

QH max= 86,4*0,51=45 Мвар

По формуле (5) считаем переток в max. режиме работы

S1 расч=√(3*100-94,5 -3*4,48)2+(3*75-48,2 -3*3,36)2 = √36887,04+ 27795,56 = 254,3 МВ А                         

По формуле (6) считаем переток в min. режиме работы

S2расч=√(3*100-86,4 -3*4,48)2+(3*75-45 -3*3,36)2 = √40064,03+ 28872,8 = 262,6 МВ А                         

По формуле (5) считаем переток в аварийном режиме работы

S3 расч=√(2*100-94,5 -2*4,48)2+(2*75-48,2 -2*3,36)2 = √9320+ 9040= 135,5 МВ А

КП 1001 311 09 ПЗ

1

 По формуле (8) считаем наибольший переток

Sт.

262,6

= 188 МВ А

 1,4

   Трансформаторы такой мощности производством не выпускается, тогда устанавливаем три трансформатора параллельно

Sт.

262,6

= 93,7 МВ А

(3-1)*1,4

Принимаем к установке трансформаторы связи Т1 ,Т2 и Т3 типа

 ТРДЦН- 100000/220.

   Схема будет иметь вид

                   

Рис.4

 Вариант 2.

3.3 Выбор блочных трансформаторов

Блочные  трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 
 

По формуле (2) определяем мощность собственных нужд

Sс.н. =

7

*100 *0,8= 5,6 МВА

100

 PCH =cos φ*SCH=0,8*5,6 = 4,48 MB A

      tg φG =0,75           tg φСН =0,75

Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд

        QG= PG.* tg φG = 100*0,75 = 75 Мвар

        Qс.н = Рс.н.* tg φСН = 4,48*0,75 = 3,36 Мвар

Определяем переток мощности по формуле (1)

Sт ≥ Sрасч=√(100-4,48)2+(75-3,36)2=√9124,08 + 5132,3 = 119,4 МВ А

 К установке принимаем трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 125000/220

   3.4 Выбор трансформаторов связи

По формуле (5) считаем переток в max. режиме работы

S1 расч=√(2*100-94,5 -2*4,48)2+(2*75-48,2 -2*3,36)2 = √9320+9040= 135,5 МВ А                         

По формуле (6) считаем переток в min. режиме работы

S2расч=√(2*100-86,4 -2*4,48)2+(2*75-45 -2*3,36)2 = √10949,5+9659= 143,6 МВ А                         

По формуле (5) считаем переток в аварийном режиме работы

S3 расч=√(1*100-94,5 -1*4,48)2+(1*75-48,2 -1*3,36)2 = √1,05+549,4= 23,5 МВ А

 По формуле (8) считаем наибольший переток

Sт.

143,6

= 102,6 МВ А

 1,4

   Принимаем к установке трансформаторы связи Т1 и Т2 типа

ТРДЦН-100000/220.

    Таблица параметров выбранных трансформаторов

                                                                                             Таблица 2 [6] с 617

Тип трансформатора

Номинальное напряжение

Потери, кВт

Uк ,

%

iхх ,

%

Вариант

ВН

НН

Холостого хода

короткого замыкания

ТДЦ-125000/220

242

10,5

120

380

11

0,55

ТРДЦН-100000/220

230

11-113

102

340

12,5

0,6

1-Т1,Т2,Т3

2-Т1,Т2

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

4. ТЕХНИКО- ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными    приведёнными затратами

           З = рнК + И + У ,тыс руб /год                         (11)

    где:

 К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.

рн – нормативный коэффициент экономической эффективности,

 равный 0,12

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

При курсовом проектировании ущерб не учитываем так как считаем      что варианты равноценны.

И=

РА + РО

 ·КИ +β ΔW 10 5 , тыс. руб./год

100

   где:

     РА = 6,4 % и РО = 2 % отчисления на амортизацию и обслуживание [  ] с 429               ΔW – потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ч

   β =75 коп. стоимость 1 Квт ч потерь электроэнергии

   КИ = 35 коэффициент инфляции

Вариант 1

4.1. Определяем потери электроэнергии в трансформаторах связи Т1, Т2,Т3

ΔW = РхТ + Рк (

Smax

)2

Sном

где:

Рх – потери мощности холостого хода, кВт·ч

Рк  – потери короткого замыкания, кВт·ч

Smax – расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА

Т – продолжительность работы трансформатора, ч (8760)

          – продолжительность максимальных потерь.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

= 0,124 +(

Тmax

)2 * 8760

 

10 4

= 0,124 +(

5100

)2* 8760 = 3521,13 кВт·ч

10 4

Потери определяем по формуле (13)

ΔWТ = 102 *8760 + 340 * (

263/3

)2* 3521,13  »

   

100

   

» 19*10 5 кВт·ч

ΔWТ1 = ΔWТ2 = ΔWТ3 = 19*10 5 кВт·ч

Определяем потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т4 и Т5.

= 0,124 +(

6500

)2* 8760 = 5248 кВт·ч

10 4

Потери определяем по формуле (13)

ΔWТ = 120 *8760 + 380 * (

119,4

)2* 5248  »

   

125

   

» 28,6*10 5 кВт·ч

ΔWТ4 = ΔWТ5  = 28,6*10 5 кВт·ч

Суммарные годовые потери составляют

ΔWТ =3*19*10 5+ 2*28,6*10 5  = 114,2 кВт·ч

Вариант 2

4.2. Определяем потери электроэнергии в трансформаторах связи Т1-Т2

ΔWТ = 102*8760 + 340*(

143,6/2

)2*3521,13  »

   

100

   

» 15*10 5 кВт·ч

ΔWТ1 = ΔWТ2 = 15*10 5 кВт·ч

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе Т3, Т4 и Т5.

по формуле (13)

ΔWТ = 120 *8760 + 380 * (

119,4

)2* 5248  »

   

125

   

» 28,6*10 5 кВт·ч

ΔWТ3=ΔWТ4 = ΔWТ5  = 28,6*10 5 кВт·ч

Суммарные годовые потери составляют

ΔW =  2*15*10 5 + 3*28,6*10 5 = 115*10 5 кВт·ч

4.3. Капитальные затраты

                                                                              Таблица 3 [6] c 638

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. руб.

Варианты

Первый

Второй

Количество единиц

Общая стоимость, тыс. руб. 

Количество единиц

Общая стоимость, тыс. руб. 

Блочный трансформатор

ТДЦ-125000/220

243х35

2

17010

3

25515

Трансформатор связи

ТРДЦН-100000/220

251х35

3

26355

2

17570

Ячейка ОРУ 220

78х35

5

13650

5

13650

Ячейка генератор трансформатор связи

15 х35

6

3150

4

2100

Ячейка секционного выключателя с реактором

21х35

3

2205

2

1470

Итого К тыс. руб.

62370

60305

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

                                                                                              Таблица 4

Отчисления на амортизацию и обслуживание

 ра + р0* КИ   , тыс.руб./год

        100

6,4 + 2*62370 =

       100

      = 5239,08

6,4 + 2*19215=

          100

= 5065,62

Стоимость потерь электроэнергии

ΔW* 10-5 тыс.руб./год

 75*114,2*10 5*10-5 = =85655

75*115,8*105*10-5 =

= 8685

 Годовые эксплуатационные издержки

U = ра + р0* КИ + ΔW* 10-5

     100

тыс.руб./год

 5239,08 +8565=13804,08

5065,62+ 8685= 13750,62

Минимальные приведённые затраты

З = Ен* КИ + И тыс.руб./год

0,12*62370 +13804,08= =21288,48

0,12*60305+13750,62=

=20987,22

На основании технико-экономического сравнения вариантов схем делаем вывод – второй вариант более экономичен и его принимаем к дальнейшим расчётам.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

5. Выбор И ОБОСНОВАНИЕ упрощённых схем РУ разных напряжений

5.1. Выбор числа связи с системой

Количество линий выбирается по максимальной мощности отдаваемой в систему.

           Рв сист = n* РG – Рнагр.min – n* Рс.н.            (14)

n =

Рв сист

+ 1

РW

             где n- число вл                                                                                                            РW= 150  [ ] c.

По формуле (14) определяем максимальную мощность отдаваемую в систему

Рв сист = 5*100 –86,4 – 5*4,48=391,2 МВт

    По формуле (15) определяем число вл

n =

391,2

+ 1 = 3,6»4

150

Принимаем четыре ВЛ.

5.2. На основании НТП электрических станций на напряжение 220 кВ в соответствии с числом присоединений принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин.

Рис. 5   РУ- 220 кВ

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Достоинства: 1. Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения потребителей.

                2. Ремонт любого выключателя без перерыва электроснабжения потребителей.

                3. Гибкая схема в отношении расширения.

                4. При аварии на шинах перерыв электроснабжения будет лишь на время перевода на другую систему шин.

Недостатки: 1. Повреждение шиносоединительного выключателя приводит к отключению всех присоединений.

2.Отказ выключателя при повреждении элемента (линий ,

трансформаторов) приводит к отключению системы шин.

3. Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

4. Возрастает стоимость РУ из-за большого количества разъединителей.

5. Усложняется эксплуатация РУ из-за низкой наглядной схемы.

6. Сложные блокировки между выключателем и разъединителем.

5.3. Выбор схема  ГРУ 10 кВ

На основании НТП ТЭС на напряжение 10 кВ в соответствии с числом присоединений принимаем схему с одной системой сборных шин с секционным выключателем. Число кабельных линий равно 30

                        

                                                     Рис. 6 ГРУ 10 кВ

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Достоинства: 1. Экономичность- на каждое присоединение один выключатель.

2. Разъединитель- изолирующие аппараты.

3. При ремонте выключателя цепи – цепь остаётся в работе.

4.При ремонте сборных шин присоединения остаются в работе

Недостатки: 1. При ремонте выключателя в цепи прерывается электроснабжение

2. Для ремонта секции необходимо отключить все присоединения на этой секции на все время ремонта.

5.4. Выбор схемы блока

                  

              Рис.7 Схема блока

Принята схема блока генератор- трансформатор с генераторным выключателем. Это позволяет отключать генератор не затрагивая РУ высокого напряжения.

6. ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ

СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1  ТЭЦ имеет ГРУ и блоки, следовательно собственные нужды питаются часть от ГРУ, а часть отпайкой от блока.

6.2  Мощность рабочих ТСН выбираются по условиям

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

6.2.1  Для блочной части.

По формуле (2) считаем SТСН БЛ

SТСН =

7

*100 *0,8= 5,6 МВА

100

       Принимаем к установке ТМНС-6300/10

6.2.2  Для не блочной части.

Сначала рассчитывается мощность отпускаемой на с.н.

Sс.н н/бл. =

n%

*∑ PG * KC  , МВ А     (15)

100

 

Затем определяется мощность ТСН

SТСН =

SСН Н/бл

   К

              где: Sс.н н/бл- мощность расходования на с.н в не блочной части ТЭЦ

                   К- число секций с.н не блочной части ТЭЦ

Число секций К определяется по количеству котлов К=5 

По формуле (15) считаем мощность расходования на с.н. в не блочной части ТЭЦ

Sс.н н/бл. =

7

*(5*100)*0,8= 28 МВ А

100

По формуле (16) считаем мощность рабочих ТСН в не блочной части ТЭЦ

SТСН. =

28

= 5,6 МВ А

5

Принимаем к установке ТМНС-6300/10

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Таблица параметров выбранных трансформаторов.                                                  

                                                              Таблица 5[5]c.614

            ТИП

Ном. напряжение кВ

        Потери кВт

Uк.з.

Iх.х.

ВН

НН

Рх.х.

Рк.з.

      ТМНС-6300/10

10,5

6,3

8

46,5

8

0,8

6.3. Выбор схемы с.н.

                                                  

Рис. 8 Схема с.н. ТЭЦ 500 МВт

7. ВЫБОР СЕКЦИОННЫХ РЕАКТОРОВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 Кв

Реакторы выбираются по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

7.1 Выбор реактора по номинальному напряжению

                         UУСТ≤UНОМ

                         U=10 кВ

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

7.2 Выбор реактора по номинальному току

                       IНОМ. Р≥ 0,5*IНОМ.G

                      4000 ≥ 0,5*6,872*1000

                      4000 ≥3436

К установке принимаем реактор типа РБДГ 10-4000-0,18

                                                                 Таблица 6[6]с.622

Потери на фазу

Электродинамическая стойкость

Термическая стойкость

кВт

кА

             кА

27,7

65

25,6

8. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора электрооборудования и токоведущих частей. Расчёт ведётся в относительных единицах. SБ=1000 МВ А

8.1  Расчётная схема

Рис.9 Расчётная схема токов КЗ

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

8.2  Схема замещения.

Рис.10

8.3  Расчёт сопротивлений в о.е.

Сопротивление генераторов G1, G2, G3, G4, G5

х1 = х2 = х3= х4 = х5  = х”*d. ном *

Sб

        (17)

Sном

Сопротивление реактора

х6  = х”*d. ном*

Sб

        (18)

U 2СР

Сопротивление трансформаторов связи Т1 и Т2

  х7 = х89 = х10

1,75*Uк%*Sб

100*Sном

х11 = х12

0,125*Uк%*Sб

100*Sном

Сопротивление блочных трансформаторов Т3, Т4, Т5

х13 = х14 15

Uк%*Sб

100*Sном

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 

Сопротивление трансформаторов с.н.

х16

Uк%*Sб

100*Sном

Сопротивление энергосистемы

       х17 = х” ном с*

Sб

Sном

По формуле (17) считаем сопротивления генераторов

х1 = х2 = х3= х4 = х5 = 0 ,192*

1000

= 1,5

125

По формуле (18) считаем сопротивления реактора

 х6 = 0 ,18*

1000

= 1,6

10,5 2

По формуле (19) и (20) считаем сопротивления трансформаторов связи

 х7 = х89 = х10

1,75*12,5*1000

= 2,2

100*100

             Х11 = х12

0,125*12,5*1000

= 0,2

 

100*100

 

По формуле (21) считаем сопротивления блочных трансформаторов

                  Х1314 = х15

11*1000

= 0,88

100*100

По формуле (22) считаем сопротивления трансформаторов с.н.

                  х16

8*1000

= 12,7

100*6,3

По формуле (23) считаем сопротивления энергосистемы

х17 = 0 ,25*

1000

= 0,125

2000

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 
 

8.4  Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

                                               Рис.11

х18 = х19

х78

х78

х18 = х19

2,2*2,2

=1,1

2,2+2,2

Рис.12

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

                     х2021 = х1118 = 0,2+1,1= 1,3

х22

х313

3

х22

1,5+0,88

=0,8

3

Рис. 13

                        х2324 = х119 = 1,5+1,3= 2,8

Рис.14

Х25

х2324

Х2324

Х25

2,8*2,8

=1,4

2,8+2,8

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Таблица расчётов токов КЗ в точке К1

                                                         Таблица 7 [  ]c 150

Формулы  Источник     

G1+G2

G3+G4+G5

С

S

 

Ucp ,кВ

230

 

Е*, о.е.

1

1,08

1

 

хрез. ,о.е.

1,4

0,8

0,125

 

Iб=Sб/√3*Ucp , кА

1000/√3*230 = 2,5

 

Iпо= Е**Iбрез.

2,5*1 /1,4= 1,8

2,5*1,08/0,8=3,4

2,5*1 /0,125=20

25,2

 

kу (с 150)

1,965

1,965

1,717

 

Та (с 150)

0,26

0,26

0,03

 

iу=Ö2*Iпо*kу, кА

Ö2*1,8*1,965=4,99

Ö2*3,4*1,965=9,4

Ö2*20*1,717=48,9

62,79

 

  t, с

0,2

0,2

0,2

 

 

е-t/Та

0,46

0,46

0,001

 

Iа,τ=Ö2*Iп,о-t/Та,кА

Ö2*1,8*0,46 = 1,17

Ö2*3,4*0,46 = 2,21

Ö2*20*0,001=0,03

3,41

 

I’ном=S/√3*Ucp

125*2/√3*230=0,64

125*3/√3*230=0,95

2000/√3*230=5,09

 

Iп,о / I’ном

1,8/0,64=2,81

3,4/0,95=3,58

20/5,09=3,93

 

γ= Iп,t /Iп,о

0,86

0,81

0,8

 

Iп,t= γ*Iп,о

1,8*0,86=1,548

3,4*0,81=2,754

20*0,8 =16

20,302

17,17

8.5  Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

                                                                Рис. 15

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Рис.16

х26

х2021

х2021

х26

1,3*1,3

=0,65

1,3+1,3

х27 28

х620

х62021

х27 28

1,6*1,3

=0,5

1,6+1,3+1.3

Рис.17

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

х29

х1722

х1722

х29

0,125*0,8

=0,108

0,125+0.8

                       х30127= 1,5+0,5=2

Рис.18

х31 28

х2930

х2930

х31 =0,5+ 

0,108*2

=0,602

0,108+2

Таблица расчётов токов КЗ в точке К2

                                                                       Таблица 8 [  ]c 150

Формулы  Источник     

G2

С+G1+G3+G4+G5

S

Ucp ,кВ

10,5

Е*, о.е.

1

1

хрез. ,о.е.

1,5

0,602

Iб=Sб/√3*Ucp , кА

1000/√3*10,5 =55

Iпо= Е**Iбрез.

55*1 /1,5=36,7

55*1/0,602=91,4

129,6

kу (с 150)

1,965

1,85

Та (с 150)

0,26

0,06

iу=Ö2*Iпо*kу, кА

Ö2*36,7*1,965=101,7

Ö2*91,4*1,855=238,4

340,1

t, с

0,2

0,2

е-t/Та

0,46

0,04

Iа,τ=Ö2*Iп,о-t/Та,кА

Ö2*36,7*0,46=24,2

Ö2*91,4*0,04 = 4,6

28,8

I’ном=S/√3*Ucp

125/√3*10,5=6,9

2000+125*4/√3*10,5=137,6

Iп,о / I’ном

36,7/6,9=5,4

91,4/137,6=0,7

γ= Iп,t /Iп,о

0,7

1

Iп,t= γ*Iп,о

36,7*0,7=25,69

91,4*1=91,4

117,09

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

8.6 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

                                                             Рис.19

х33

х13* х14

/3

х1314

х33

0,88*0,88

/3 =0,15

0,88+0,88

х34

х3* х4

/3

х34

х34

1,5*1,5

/3 =0,25

1,5+1,5

                                                             Рис.20

х35 32

х1725

х1725

х35 =0,15+ 

0,125*1,4

=0,26

0,125+1,4

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Рис.21

х36 16

х3534

х35 34

х31 =12,7+ 

0,25*0,26

=12,83

0,25+0,26

Таблица расчётов токов КЗ в точке К3

                                                                       Таблица 9 [  ]c 150

Формулы  Источник     

С+G1+G2+G3+G4+G5

М

S

Ucp ,кВ

6,3

Е*, о.е.

1

1

хрез. ,о.е.

12,83

12,83

Iб=Sб/√3*Ucp , кА

1000/√3*6,3 =91.75

Iпо= Е**Iбрез.

91,75 /12,83=7,15

4*6,3/6,3= 4

12,15

kу (с 178)

1,81

kуд (с 178)

1,65

Та (с 179)

0,045

Тад (с 179)

0,04

IУ=Ö2*IПО*kУ+ Ö2*IПО* kуд

Ö2*7,15*1,81+Ö2*4*1,65=27,556

27,556

t, с

0,2

0,2

е-t/Та

0,01

0,007

Iа,τ=Ö2*Iп,о-t/Та+

+Ö2*Iп,о-t/Та

Ö2*7,15*0,01+Ö2*4*0,007 =0,14

0,14

Iп,о= Iп,о+ Iп,о-t/Та

7,15+4*0,06= 7,39

7,39

Тд

0,07

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

9. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ

9.1 Расчётные условия для проверки аппаратуры и токоведущих частей по режиму КЗ

        В цепи линии       

Iнорм=

476,4*103

=313 А

4*√3*220

Iмах=

476,4*103

=417,2

3*√3*220

    В цепи трансформатора

Iнорм=

125000

=328,4

√3*220

Iмах=

125000

=328,4

√3*220

                                                            Таблица 10 [6] с 206 

 

Расчетные данные

Цепь линии

Цепь трансформатора

 
 

Uном , кВ

220

220

 
 

Iнорм , А

313

328,4

 
 

Imax , А

417,2

328,4

 
 

Iп,0 , кА

25,2

25,2

 
 

iу, кА

62,79

62,79

 
 

Iп  , кА

20,302

20,302

 
 

I a, , кА

3,41

3,41

 
 

Вк , кА2·с

215,9

215,9

 

   Sмах =√

(5*100 – 5*4,48- 86,4)2  + (5*45 – 5*3,36- 86,4)2=476,4 МВА

     Вк =I2п,0 · (tотк а) = 25,2 2*(0,2 + 0,14) = 215,9 кА2·с

Та = 0,14 [6] c.190

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

9.2 Выбор разъединителей и выключателей в цепи линии.

                                                             Таблица 11 [6]  с 628

Расчётные условия

Каталожные данные

Выключатель

ВМТ-220Б-25/1250

разъединитель

РДЗ-1,2-220/1000У1

Uуст ≤ Uном

220

220

220

Iнорм ≤ Iном , А

313

1250

1000

Imax ≤ Iном , А

417,2

1250

1000

Iп,τ ≤ Iотк, кА

20,302

25

-

Ia,τ ≤ Iа ном, кА

3,41

12,69

-

Iп,0 ≤ Iдин, кА

25

25

-

iу ≤ iдин, кА

62,79

65

100

Вк ≤ I2тер ·t тер , кА2·с

215,9

252 ·3 =1875

402 ·3 =4800

Привод

ППК – 2300У1

ПД – 1У1

Принимаем к установке маломасляный выключатель ВМТ-220Б-25 /1250 и разъединитель РДЗ-1,2-220/1000У1

9.2 Выбор разъединителей и выключателей в цепи трансформатора.

                                                             Таблица 12 [6]  с 628

Расчётные условия

Каталожные данные

Выключатель

ВМТ-220Б-25/1250

разъединитель

РДЗ-1,2-220/1000У1

Uуст ≤ Uном

220

220

220

Iнорм ≤ Iном , А

328,4

1250

1000

Imax ≤ Iном , А

328,4

1250

1000

Iп,τ ≤ Iотк, кА

20,302

25

-

Ia,τ ≤ Iа ном, кА

3,41

12,69

-

Iп,0 ≤ Iдин, кА

25

25

-

iу ≤ iдин, кА

62,79

65

100

Вк ≤ I2тер ·t тер , кА2·с

215,9

252 ·3 =1875

402 ·3 =4800

Привод

ППК – 2300У1

ПД – 1У1

Принимаем к установке маломасляный выключатель ВМТ-220Б-25 /1250 и разъединитель РДЗ-1,2-220/1000У1

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

9.4 Выбор трансформаторов тока в цепи линии.

                                                             Таблица 13 [6]  с 632

Расчётные условия

Каталожные данные ТФЗМ220-У1

Uуст ≤ Uном

220

220

Iнорм ≤ Iном , А

313

1000

Imax ≤ Iном , А

417,2

1000

По конструкции и классу точности

0,5/10Р/10Р/10Р

iу ≤ iдин, Ка

62,79

100

Вк ≤ I2тер ·t тер , кА2·с

215,9

39,22 · 3 = 4609,92

Z2 расч ≤ Z2 ном

1,05

1,2

Определяем нагрузку трансформатора тока

                                                                         Таблица 14 [6]  с 631

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА

Фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

-

0,5

-

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Счётчик активной энергии

СА3-И681

2,5

2,5

Счётчик реактивной энергии

СА3-И681

2,5

2,5

Итого:

6

0,5

6

Наиболее загружены фаза А и С

               Z2  = rприб + rпр + rк

               rприб = Sприб /I22,             (24)

                                        где Sприб- мощность потребляемая приборами

                                                 I2 – вторичный номинальный ток прибора

По формуле (24) считаем сопротивление приборов

              rприб = 6/52 =0,24  Ом

                 rпр = Z2 ном - rприб - rк       (25)

По формуле (25) считаем сопротивление провода     

                rпр = 1,2 – 0,24 – 0,1 = 0,86 Ом

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

                 q =

ρ*lрасч

,мм2 (26)

rпр

                            где: ρ- удельное сопротивление материала провода (Al= 0,0283)

                                lрасч- расчётная длина зависящая от схемы соединения                             трансформаторов тока  (lрасч=150)

 По формуле (26)                                           

 q =

0,0283*150

= 5 мм2

0,86 

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением        4х6

rпр =

ρ*lрасч

,ом

q

rпр =

0,0283*150

= 0,7 Ом

6

Z2 = 0,7 + 0,24 + 0,1 = 1,05 Ом

Принимаем к установке трансформатор тока ТФЗМ220-У1

Рис. 22 Схема включения приборов ТА в цепи линии

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

9.5 Выбор трансформатора тока в цепи трансформатора

                                                              Таблица 15 [6]с. 632

Расчётные условия

Каталожные данные ТФЗМ220-У1

Uуст ≤ Uном

220

220

Iнорм ≤ Iном , А

328,4

1000

Imax ≤ Iном , А

328,4

1000

По конструкции и классу точности

0,5/10Р/10Р/10Р

iу ≤ iдин, кА

62,79

100

Вк ≤ I2тер ·t тер , кА2·с

215,9

39,22 · 3 = 4609,9

Z2 расч ≤ Z2 ном

1,01

1,2

Определяем нагрузку трансформатора тока

                                                               Таблица 16 [6]с.635

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА

фазы

А

В

С

Амперметр

Д-335

0,5

Итого:

0,5

По формуле (24) считаем сопротивление приборов

              rприб = 0,5/52 =0,02  Ом

              Z2 ном=30/52=1,2

                 rк=0,05 т.к. 1 прибор      

По формуле (25) считаем сопротивление провода     

                 rпр = 1,2 – 0,02 – 0,05 = 1,13 Ом

q =

ρ*lрасч

,мм2 (26)

rпр

                            где: ρ- удельное сопротивление материала провода (Al= 0,0283)

                                lрасч- расчётная длина зависящая от схемы соединения                             трансформаторов тока  (lрасч=200)

 По формуле (26)                                          

 q =

0,0283*200

= 5,01 мм2

1,13 

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением        4х6

rпр =

ρ*lрасч

,ом

q

rпр =

0,0283*200

= 0,943 Ом

6

Z2 = 0,943 + 0,02 + 0,05 = 1,01 Ом

Принимаем к установке трансформатор тока ТФЗМ220-У1

Рис. 23 Схема включения приборов ТА

в цепи трансформатора

9.6 Выбор трансформаторов напряжения.

                                                               Таблица 17[5] с. 287

Расчётные условия

Каталожные данные НКФ-220-58

Uуст ≤ Uном , кВ

220

220

S2 расч ≤ S2 ном , ВА

166,7

400

По конструкции и соединению обмоток

1/1-0

класс точности

0,5

0,5

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения

                                                                       Таблица 18 [6] c 634

Прибор

Тип

Р одной обмотки, Вт

Число обмоток

Cosφ

Sinφ

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р, Вт

Q, вар

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

5

15

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

Варметр

Д-335

2

2

1

0

5

20

ФИП

4

1

1

0

5

20

Счётчик активной энергии

СА3-И670

2

2

0,38

0,925

9

13,6

33,3

Счётчик реактивной энергии

СР4-И676

1,5

2

0,38

0,925

1

1,14

2,77

Регистрационные приборы

Частотомер

Н-397

7

2

1

0

1

14

Вольтметр

Н-394

10

1

1

0

1

10

Суммирующий ваттметр

Д-395

10

2

1

0

1

20

Приборы синхрониз.

Частотомер

Э-362

1

2

1

0

2

4

Вольтметр

Э-335

1,5

1

1

0

2

3

Синхроноскоп

Э-327

10

2

1

0

2

40

Осцилограф

--

--

--

--

--

3

--

--

Итого:

162,7

36,07

S2Σ=√

P2 +  Q2

(27)

По формуле (27) определяем

S2Σ=√

162,72 +36,072

=166,7 ВА

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-220-58

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 
 

Рис.24 Схема включения приборов ТV

9.7 Выбор токоведущих частей ячейки линии до ОРУ 220 кВ

9.7.1  По экономической плотности тока

qэ=

Iнорм

j

                                                 где: qэ- экономическая плотность тока    

                                                      j- нормированная плотность тока равная 1

По формуле (28)

qэ=

313

= 313 мм2

1

Выбираем провод АС-400/22

    d= 26,6 мм ; Iдоп= 835 А ; m= 1,3 кг

9.7.2 Проверка сечения на нагрев по динамическому току

Iдоп  ≥ Imax

Iдоп = 835 А > Imax = 417,2 А

Условие выполняется

9.7.3 Проверка на термическую стойкость                 

                            q ≥ qmin

qmin=

Вк

С

                                             где: qmin- минимальное сечение по термической

                                                        стойкости

                                                  С=91 [6] c.192

По формуле (29) определяем

qmin =

215,9*106

= 161,5 мм2

91

q =400 мм2 > qmin = 161,5 мм2

Условие выполняется.

 

КП 1001 311 09 ПЗ

 

Похожие материалы

Информация о работе