ударный ток на шинах генераторного напряжения должен быть не меньше 300 кА,

2020-03-17

308

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий. Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок, при этом используют только турбогенераторы.

Структурные схемы выдачи электроэнергии для обоих рассматриваемых вариантов приведены на рис. 1.1 и 1.2.

Рис. 1.1

Рис. 1.2

1.1 Выбор генераторов

При выборе числа и мощности генераторов руководствуются следующими соображениями:

Число генераторов, присоединённых к ГРУ - не должно быть меньше двух и больше четырёх,

ударный ток на шинах генераторного напряжения должен быть не меньше 300 кА,

суммарная мощность выбранных генераторов должна быть в пределах от -5% до +10% от заданной мощности станции с учётом отбора мощности на собственные нужды.

Для первого варианта выбираем два генератора типа:

ТВФ-120-2У3 (U_Н = 10,5 кВ, S = 125 МВ*А, cosj = 0,8., n = 3000 об/мин., x''_d = 19,2%, Цена: 350 тыс. у.е.).

Для второго варианта выбираем генераторы типа:

2 ТВФ-63-2У3 (U_Н = 10,5 кВ, S = 78,5 МВ*А, cosj = 0,8., x_d = 1,199, n = 3000 об/мин., Цена: 268 тыс. у.е.),

ТВФ-32У3 (U_Н = 10,5 кВ, S =40 МВ*А, cosj = 0,8., x_d = 2,648, n = 3000 об/мин., Цена: 250 тыс. у.е.)

1.2 Выбор трансформаторов связи

Вариант №1:

Так как питание потребителей осуществляется через КРУ-10 кВ, то выбор трансформаторов производим, как для блочной станции.

Расход мощности на собственные нужды (СН) одного турбогенератора для первого варианта S_СН находим по формулам (по заданию Р_СН = 8%):

Р_СН = (Р_СН% / 100) Р_УСТ.

где Р_СН% - расход на собственные нужды, принимаем 8%;

Руст. - установленная мощность генератора, МВт.

Р_СН = (8/100) 100 = 8 МВт.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме минимальных нагрузок, по формуле:

.расчт.= (åРг - Рн.min_НН - Рн.min_CН - 2 Рсн)/cosj =

=(2 100 - 22,5 - 75 - 2 8)/0,8 = 108,1 МВ А.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме максимальных нагрузок:

.расчт.= (åРг - Рн.max_НН - Рн.max_CН -2 Рсн)/cosj =

=(2 100 - 30 - 100 - 2 8)/0,8 = 67,5 МВ А.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме, при отключении одного генератора (аварийный режим):

авар.расчт.= (Рг - Рн.max_НН - Рн.max_СН - Рсн)/cosj =

=(100 - 30 - 100 - 8)/0,8 = - 47,5 МВ А.

Знак ”-” говорит о том, что поток мощности поменял своё направление.

Мощность автотрансформатора связи с учётом перегрузки 40%:

тр-ра = Sном (0,6 0,7)ном.= Sтип./k_ВЫГ.

где Sтип. - типовая мощность обмоток автотрансформатора, равная протекающей мощности самого тяжёлого режима;_ВЫГ. - коэффициент выгодности автотрансформатора:_ВЫГ.= 1- 1/(Uв/Uс) = 1-1/(330/110) = 0,66

Sтр-ра = 108,1 0,6/0,66 = 98,3 МВ А

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125000/330/110.

Данные трансформатора заносим в таблицу 2.

Вариант №2:

Выбор автотрансформаторов производим аналогичным способом что и для первого варианта:

режим минимальных нагрузок:

.расчт.= (åРг - Рн.min_НН- Рн.min_СН -- Рсн)/cosj =

= (2 63 - 22,5-16,1-10,1)/0,8 = 19,1 МВ А.

режим максимальных нагрузок:

.расч.= (åРг- Рн.max_НН -Pсн)/cosj= =(2 63 - 30 - 10,1)/0,8 = 107,4 МВ А.

аварийный режим:

авар.расчт.= (Рг - Рн.max_НН - Рн.max_СН - Рсн)/cosj =

=(63 - 30 - 41,2 - 10,1)/0,8 = - 22,9 МВ А.тр-ра = 116,75 0,6/0,66 = 106,1 МВ А.

Выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125000/330/110.

Выбираем трансформаторы (Т3 и Т4) для блока генератор-трансформатор питающих нагрузку на среднем напряжении:

Рсн = (Рсн% / 100) Руст= (8/100) 32 = 2,6 МВт._.

Во всех режимах через трансформаторы будет протекать одинаковая мощность:

тр-ра = 0,6 (åРг - 2 Pсн) /cosj = 0,6 (32 2 - 2 2,6)/0,8 =44,1 МВ А.

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТРДН-63000/110.

1.3 Выбор трансформаторов СН

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

где S_ГН - мощность генератора, МВ·А;_СН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Для варианта №1

выбираем два трансформатора типа ТДНС-10000/35

Резервный трансформатор СН выбираем по условию:

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/330.

Для варианта №2

- для ГРУ

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/10.

для блока генератор-трансформатор

выбираем два трансформатора типа ТМ-4000/10,

Резервный трансформатор СН выбираем, как и для первого варианта, с расщеплённой обмоткой типа ТРДНС-15000/330. Поскольку в каталожных данных типовых трансформаторов с такими параметрами нет, то они будут изготавливаться на заводе по специальному заказу (трансформаторы ТРДНС-15000/330 и ТРДНС-15000/10).

Данные трансформаторов заносим в таблицу 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 Номинальные данные выбранных трансформаторов

Тип	Номинальное напряжение		Потери, кВт		Uкз%	Iхх%	Цена, тыс. у.е.
	ВН	НН	Pхх	Pкз
ТРДН-63000/110	110	10,5	50	245	10,5	0,5	110
ТДНС-10000/35	10,5	6,3	12	60	8	0,75	43
ТРДНС-15000/330	330	6,3-6,3	80	180	11/28	0,8	120
ТРДНС-15000/10	10,5	6,3-6,3	25	115	10,5/30	0,65	68
ТМ-4000/10	10,5	6,3	5,2	33,5	7,5	0,9	8,4

Таблица 1.2 Номинальные данные автотрансформатора

Тип	Номинальное напряжение			Потери, кВт		Uкз%			Iхх%	Цена, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	Pxx	Pкз(в-н)	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН -125000/330/110	330	110	10,5	100	345	10	35	24	0,45	238,5

1.4 Предварительный выбор реакторов

Вариант 1

питающий реактор:

Выбираем реактор РБДГ-10-2500-0,25У3.

Вариант 2

секционный реактор:

Выбираем реактор РБ-10-1600-0,25У3.

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

З = Ен К + И,

где К - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.;

Ен = 0,125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. у.е.

И = Иа + Иру = (Ра + Ро) К/100 + b ∆Э 10^-5,

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание

для оборудования примем Ра = 6,4%, Ро = 3%;

∆Э - потери энергии, кВТ ч;

b = 0,008 у.е. - стоимость 1 кВт ч потерянной энергии.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

∆Э = ∆Рхх Т + ∆Рк (Sm/Sном)² τ,

Потери в автотрансформаторе:

∆Э = ∆Рхх Т + ∆Рк.вн (Sm.вн/Sн.вн)² τ + ∆Рк.сн (Sm.сн/Sн.сн)² τ +

+ ∆Рк.нн (Sm.нн/Sн.нн)² τ,

где - ∆Рхх - потери холостого хода, кВт;

∆Рк - потери короткого замыкания, кВт;ном - номинальная мощность трансформатора, МВ А;- максимальная нагрузка трансформатора, МВ А;

Т - число часов работы трансформатора (Т = 8760 ч.);

τ - число часов максимальных потерь (τ = 4500 ч.).

Капиталовложения определяются по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты подсчёта капиталовложений приведены в таблице:

Таблица 2.1 Вариант №1

№ п/п	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.	Кол-во, шт.	Стоимость	Итого, тыс. у.е.
1	ТВФ-120-2У3	350	2	700	1809,58
2	АТДЦТН-125000/330/110	238,5	2	715,5
3	ТДНС-10000/35	43	2	129
4	РБДГ-10-2500-0,25У3	1,18	6	7,08
5	ОРУ - 110 кВ	42	4	168
6	КРУ - 10 кВ	15	9	90

Следует отметить, что при расчёте капиталовложений в трансформаторы учитывается коэффициент доставки К = 1,5.

Таблица 2.2 Вариант №2

№ п/п	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.	Кол-во, шт.	Стоимость	Итого, тыс. у.е.
1	ТВФ-63-2У3	268	2	536	2748,415
2	ТВФ-32У3	250	2	500
3	АТДЦТН-125000/330/110	238,5	2	715,5
4	ТРДН-63000/110	110	2	330
5	ТРДНС-15000/10	68	2	204
6	ОРУ - 110 кВ	42	6	252
7	РБ-10-1600-0,25У3	1,905	3	5,715
8	КРУ - 10 кВ	15	12	180
9	ТМ-4000/10	8,4	2	25,2

Стоимости ячеек ОРУ-330 кВ не учитываем, потому что их в обоих вариантах равное количество. Количество отходящих линий РУ всех напряжений определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

Протяжённость ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в табл. 2.1 [3].

Произведём расчёт приведённых затрат для первого варианта:

1) потери энергии в трансформаторах ТДНС-10000/35:

∆Э = 2 12 8760+1/2 60 (10/10)² 4500 = 345240 кВТ ч;

) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

∆Ркзв = ∆Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

∆Ркзс = ∆Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

∆Ркзн = ∆Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1-1/330/110) = 261,4 кВт.

∆Э = 2 100 8760 + 1/2 (172,5 (116,75/125)² + 172,5 (116,75/125)² +

+261,4 (116,75/125)²) 4500 = 2942242,5 кВт ч.

) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3) 1809,58/100 + 0,8 (345240+2942242,5) 10^-5 = 231 тыс. у.е.

) приведённые затраты:

З₁ = 0,125 1809,58 + 231 = 457,2 тыс. у.е.

Произведём расчёт приведённых затрат для второго варианта схемы:

1) потери энергии в трансформаторах ТРДН-63000/110:

∆Э = 2 50 8760+1/2 245(44,1/63)² 4500 = 1146112,5 кВТ ч;

) потери энергии в трансформаторе ТРДНС-15000/10:

∆Э = 25 8760+115 (12,6/25)² 4500 = 350453,3 кВТ ч;

) потери энергии в трансформаторах ТМ-4000/10:

∆Э = 2 5,2 8760+1/2 33,5(3,2/4)² 4500 = 139344 кВТ ч;

) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

∆Ркзв = ∆Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

∆Ркзс = ∆Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

∆Ркзн = ∆Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1-1/330/110) = 261,4 кВт.

∆Э = 2 100 8760 + 1/2 (172,5 (116,75/125)² + 172,5 (116,75/125)² +

+261,4 (116,75/125)²) 4500 = 2942242,5 кВт ч.

) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3) 2748,415 /100 + 0,8 (1146112,5 + 350453,3 + 139344 +

+2942242,5) 10^-5 = 294,98 тыс.у.е.

) приведённые затраты:

З₂ = 0,125 2748,415 + 294,98 = 638,53 тыс.у.е.

Как видно из проведённых расчётов первый вариант схемы ТЭЦ дешевле второго на 25%.

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

генератор трансформатор теплоэлектроцентраль ток

Расчёт токов короткого замыкания производим для выбора шин, проверки параметров электрооборудования, а так же для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Выбор числа и мест точек короткого замыкания обуславливается конфигурацией схемы и наиболее тяжёлыми режимами для выбираемого в последствии оборудования. На рис. 3.1 и 3.2 представлены расчётная схема и схема замещения для расчёта токов к.з.

На рис. 3.2 каждый элемент схемы замещён своим параметром, который влияет на величину тока к.з. В его обозначении в числителе указан его порядковый номер, в знаменателе - величина его сопротивления в относительных единицах.

Для расчётов сопротивлений элементов сети задаёмся базисной мощностью Sб = 100 МВ А. Сопротивление элементов схемы определяются по приведённым ниже формулам.

Сопротивление системы:

Сопротивление генераторов:

Сопротивление автотрансформаторов:

Хв = 1/200 (Uk.в-с + Uk.в-н - Uk.с-н) Sб/Sном.т;

Хс = 1/200 (Uk.в-с + Uk.с-н - Uk.в-н) Sб/Sном.т;

Хн = 1/200 (Uk.в-н + Uk.с-н - Uk.в-с) Sб/Sном.т.

Сопротивление линий:

где Ѕнг, Ѕнт - номинальные мощность генератора и трансформатора; Uк - напряжение к.з. трансформатора; Хо - удельное сопротивление линии (Хо=0,4 Ом/км); l - длина линии.

Определим сопротивление элементов схемы:

генераторов Г1 и Г2:

автотрансформаторов Т1 и Т2

Х_Т1В= Х_Т2В= (1/200) (38+10,5-25) 1000/200 = 0,587;

Х_Т1Н= Х_Т2Н= (1/200) (38+25-10,5) 1000/200 = 1,312;

Х_Т1С= Х_Т2С= (1/200) (10,5+25-38) 1000/200 ≈ 0;

линий:

трансформаторов собственных нужд:

ЭДС генераторов определяется по формуле:

Принимаем на ГРЭС-600 установку блоков генератор-трансформатор, где генераторы типов ТВВ-320-2ЕУ3, трансформаторы типов ТЦ-400000/330.

Определяем сопротивления генераторов:

ЭДС генераторов ГРЭС:

Определяем сопротивления трансформаторов:

Вычислим сопротивление системы:

ЭДС энергосистемы принимается Е_С= 1;

Базисный ток определяется из выражения

где Uср.ном. - среднее номинальное напряжение в точке КЗ.

В ходе расчета необходимо определить следующие составляющие токов короткого замыкания.

) периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени

где - ЭДС i-ого эквивалентного источника ветви схемы замещения;

Хi - сопротивление i-ой ветви схемы замещения.

) ударный ток

у = √2*Ку*Inо;

где Ку - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания (Та) апериодической составляющей тока к.з., определяемый по [2];

) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

τ = τ_РЗ+τ_СО,

где τ_РЗ - время действия релейной защиты (τ_РЗ =0,01 с);

τ_СО - собственное время отключения выключателя.

Периодическая составляющая определяется по соотношению Ini/Inо, которая определяется по кривым [2] в зависимости от ее мощности, приведенной к ступени напряжения, где находится точка к.з.:

’ном = Рном/(√3*Uср.н соsφн).

Если I_ПО /I’ном < 1, то принимаем Ini = I_ПО.

)апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени τ:

аτ = √2 * I_ПО *е^- ^τ/τ ^а.

Преобразуем схему замещения и производим расчет токов к.з. для точки К1.

Для начала упростим схему замещения энергосистемы:

Рис. 3.1 Шины высшего напряжения проектируемой ТЭЦ

Х_ГРЭС= (Х_Г1+Х_Т1) (Х_Г2+Х_Т2)/(Х_Г1+Х_Т1+ Х_Г2+Х_Т2) = 0,3735;

Е_ГРЭС= 1,092 т.к.

Произведём расчёт токов короткого замыкания в точке 1:

Х_Г1,2= Х_ТВ1,2+Х_ТН1,2+ Х_Г1,2= 0,587+1,312+2,44=4,339;

После соответствующих преобразований схема примет вид: (рис. 3.2)

Рис. 3.2

Найдём периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени:

Базисный ток:

_ПО1 = I_ПОС1+ I_ПОС2+ I_ПОГ1+ I_ПОГ2=1,147+2,17+0,44+0,44 = 4,2 кА.

Ударный ток: для системы связанной с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ К_У = 1,78, а для блока турбогенератор - повышающий трансформатор при мощности турбогенератора 100 МВт К_У = 1,965._Уc1 = √2 1,147 1,78 = 2,89 кА;_Уc2 = √2 2,17 1,78 = 3,45 кА;_Уг1= i_Уг2 = √2 0,56 1,965 = 1,55 кА;_У = 2,89+3,45+2 1,55= 11,44 кА;

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени τ:

Для того чтобы определить τ_СО,необходимо выбрать высоковольтный выключатель. Выбор выключателя производим по номинальным напряжению U_НОМ > U_{Р. МАХ}, току I_НОМ > I_{Р. МАХ}и току отключения I_ОТКЛ > I_ПО , а также по роду установки и конструктивному исполнению.

где S_НОМ и U_СР.НОМ- номинальная мощность и средненоминальное напряжение присоединения; К - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок (для трансформатора работающего в блоке с генератором К=1,5.

Выбираем элегазовый выключатель ВГУ-330Б-40/3150У1 у которого собственное время отключения τ_СО = 0,04 с.:

τ = τ_РЗ+τ_СО= 0,01+0,04=0,05 с.;

Из отношения Inо/Iр.ном по кривым [рис. 3.1,[5]] определяем К:

Для ветвей генераторов Г1 и Г2 0,56/0,33 = 1,7 2 получим К=0,95_Г1,2 = 0,95 0,56 = 0,52 кА,

Для системы Ini = I_ПО : Ini_C1 = I_ПОC1 = 1,147 кА;

Ini_C2 = I_ПО _C2 = 2,17 кА. = 1,147+2,17+2 0,52 = 4,357 кА.

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени τ:

iаτ_С1 = √2 1,147 е^-0,05/0,04 = 0,46 кА,аτ_С2 = √2 2,17 е^-0,05/0,04 = 0,88 кА,аτ_Г1,2 = √2 0,56 е^-0,05/0,04 = 0,46 кА,

Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з.:

_КС1 = √2 Ini_C1+ iаτ_С1 = √2 1,147+0,46 = 2,08 кА,_КС2 = √2 2,17+0,88 = 3,94 кА,_КГ1,2 = √2 0,52+0,65 = 1,38 кА._К = 2 1,38+3,94+2,08 = 8,78 кА.

Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 3.1.

Так как точка К4 находится за ТСН, то при расчете составляющих тока к.з. необходимо учесть двигатели, присоединенные непосредственно к шинам данной секции и к другим секциям, связанным с расчетной через магистрали резервного питания.

По [Л-1, с. 189] для оценок тока к.з. применяют мощность двигателей при питании от резервного трансформатора:

I_ПОД. = 4 åР_НОМ_./Uном. = 4 8 / 6,3 = 5,08 кА.

Составляющие тока к.з. от двигателей определяются по формулам:

1) периодическая составляющая тока в момент времени τ:

Inτ = 4 (1,25 Sном.тсн.)/Uном.= 4 (1,25 10) / 6 =8,3 кА;,

где Sном.тсн. - номинальная мощность ТСН, МВ А;

1) ударный ток:

iу.под. = √2 Ку Inо = √2 1,65 5,08 = 11,8 кА.

2) апериодическая составляющая тока к.з.:

iаt = √2 Inо e^{- t/T} ^д = √2 5,08 е^-0,1/0,05 =0,97 кА,

где Тд - постоянная времени затухания тока к.з. (периодической составляющей) от двигателей Тд = 0,05 с.;

3) апериодическая составляющая тока к.з.(максимальное значение):

i_К. = √2 Inо e^{- t/Taд} + iаt = √2 5,08 е^-0,1/0,05 + 5,08=6.

Для расчёта точки к.з. на КРУ-10 кВ (точка К5) необходимо выбрать реактивность реактора. Для этого необходимо выполнить следующие операции.

Рассчитать результирующее сопротивление схемы при отсутствии реактора:

Рассчитать требуемое сопротивление реакторов для ограничения токов к.з.

Хр = Хрез. - Хсх = 0,303 - 0,097 = 0,206 Ом.

Выбран реактор типа РБУ 10-1600 - 0,25У3.

Проверим выбранный реактор на стойкость в режиме к.з.:

) ток электродинамической стойкости imax = 49 кА, что больше ударного тока iу = 45,41 кА;

) термическая стойкость: заводом гарантирована термическая стойкость=19,3 кА в течение 8 с.,

тогда Вк^зав =19,3² 8 > Вк ^расч = 16,7² (0,105+0,125);

Выбранный реактор удовлетворяет всем требованиям.

Таблица 3.1 Результаты расчёта токов к.з.

Точка К.З.	Источник	Iб, кА	Ino, кА	Int, кА	Iat, кА	iу, кА	iК, кА
К1	Система 1	1,67	1,147	1,147	0,46	2,89	2,08
	Система 2		2,17	2,17	0,88	5,45	3,94
	Генератор 1,2		0,56	0,52	0,65	1,55	1,38
	Суммарный		4,44	4,357	-	11,44	7,4
К2	Система 1	5,026	2,2	2,2	1,88	6	4,98
	Система 2		4,27	4,27	3,65	11,62	9,67
	Генератор 1,2		2,03	1,95	1,74	5,52	4,5
	Суммарный		10,53	10,37	-	28,7	23,65
К3	Система	52,55	19,9	19,9	9,66	54,3	37,7
	Генератор 1		3,31	3,31	2,52	9,2	7,2
	Генератор 2		39,4	32,3	40,3	110	85,8
	Суммарный		62,6	55,1	-	173,5	130,7
К4	Система	91,75	3,6	3,6	2,98	9,8	8,06
	Генератор 1		0,6	0,6	0,62	1,66	1,466
	Генератор 2		7,1	5,112	3,19	18,5	10,4
	Нагрузка		5,08	8,3	0,97	11,8	6
	Суммарный		16,38	17,6	-	41,76	25,9
К5	Система	52,55	5,3	5,3	3,2	14,41	10,67
	Генератор 1		0,9	0,9	0,54	2,4	1,8
	Генератор 2		10,5	7,9	6,4	28,6	17,54
	Суммарный		16,7	7,03	-	45,41	14,98

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

Выбор выключателей и разъединителей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям с последующей проверкой их работоспособности в аварийном режиме. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

Таблица 4.1

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
Iраб.max, кА	Iном, кА	Iном, кА
Uу, кВ	Uном, кВ	Uном, кВ
Int, кА	Iотк, кА	-
√2*Int + iat, кА	√2Iотк(1+bн), кА	-
iу, кА	iп.св, кА	iп.св, кА
Inо, кА	Iп.св, кА	-
Вк = I2nо(tотк + Та), кА2с	Вт = I2ttt, кА2с	Вт = I2ttt, кА2с

В таблице 4.1 приняты следующие величины:

· Iраб.max - максимальный рабочий ток аппарата;

· Uу - напряжение установки;

· Iном - номинальный ток аппарата:

· Uном - номинальное напряжение аппарата;

· Int - периодическая составляющая тока к.з. в момент времени t;

· Inо - начальное значение периодической составляющей тока к.з.;

· iу - ударный ток к.з.;

· Вк - расчетный тепловой импульс тока к.з.;

· Iотк - номинальный ток отключения аппарата;

· iп.св. - предельный сварной ток;

· Вт - нормированный тепловой импульс аппарата;

· bн - содержание апериодической составляющей;

· tотк = tр.з. + tс.отк. - время отключения тока к.з.

Результаты выбора электрических аппаратов для разных цепей схемы приведены в табл. 4.2-4.6.

Таблица 4.2 Выбор аппаратов в цепи генератора

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель МГУ 20-90/9500-УЗ

Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ

Iраб.max =7,22 кА

Iном = 9,5 кА

Iном = 8 кА

Uу = 10 кВ

Uном = 20 кВ

Int = 55,51 кА

Iотк = 90 кА

√2*Int + iat = 130,7 кА

2*Iотк*(1+bн) = 145 кА

Iу = 173,5 кА

iп.св =300 кА

iп.св = 320 кА

Inо = 62,6 кА

Iп.св = 105 кА

Вк = 690,85

2020-03-17

308

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

Обсуждение в статье: ударный ток на шинах генераторного напряжения должен быть не меньше 300 кА,

Обсуждений еще не было, будьте первым... ↓↓↓