close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

4498 lenkov yu. a. barukin a. s proektirovanie elektricheskih stanciy

код для вставкиСкачать
621.31
Л46
Ю. А. Леньков, А. С. Барукин
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Павлодар
м
621.31
721433
Л46 Леньков Ю. А.,Барукин А. С.
Проектирование электрических стан- !*
ций: учебное пособие для студентов*^
электроэнергетических спец.
2016
3185.00
Ш
зз
ш ж
А К
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова
Ю. А. Леньков, А. С. Б ару кин
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Учебное пособие для студентов
электроэнергетических специальностей
Павлодар
Кереку
2016
У ДК 621.311.2,001.63(075.8)
Л 46
Рекомендовано к изданию Ученым советом Павлодарского
государственного университета им. С. Торайгырова
Рецензенты:
B. П. М арковский - канд. техн. наук, профессор;
Г. X. Хожин - канд. техн. наук, профессор А лматинского
университета энергетики и связи;
C. С. И сенов - канд. техн. наук, профессор, А О К азахский
агротехнический университет им. С. Сейфуллина
Леньков Ю. А.
Л46 П роектирование электрических станций: учебное пособие для
студентов электроэнергетических специальностей /
Ю. А. Леньков, А. С. Барукин - Павлодар: Кереку, 2 0 1 6 .-2 8 1 с.
18ВЫ 978-601-238-687-5
Гг
||
В учебном пособии рассмотрены вопросы проектирования
электрической части тепловых электростанций, вопросы выбора
структурных схем, методика технико-экономических расчетов с
учетом
надежности,
выбор
коммутационных
аппаратов
и
проводников, выбор схем распределительных устройств и схем
собственных нужд.
Учебное
пособие
предназначено
для
студентов
^ Ж к тргонёРЕбтйческих специальностей и может быть использовано
с 1^ецигЬШ?кЙДЬ^лёктроэнергетиками.
а ты н д а^ ы П М У
( а к а д е м и к С .Н е й
аты нд^м
•
1 К1ТАПХАКАС-:
Г8В1Я 978-601-238-687-5
УДК 621.311.2.001.63(075.8)
Шчзз
© Леньков Ю. А ., Барукин А. С., 2016
0 111У им. С. Торайгырова, 2016
За достоверность материалов, грамматические и орфографические ошибки
ответственность несут авторы и составители
Введение
Дисциплина «Проектирование электрических станций» является
завершающей перед выполнением курсового и дипломного проектов
студентами, обучающимися по направлению Электрические станции.
Данная дисциплина предназначена для закрепления и углубления
знаний, полученных студентами при изучении таких дисциплин, как
Электрическая часть станций, Распределительные устройства
электрических станций и Надежность схем электрических станций.
Проектирование электрической части электростанций является
сложной задачей выработки и принятия решений по схемам
электрических соединений и составу электрооборудования. Данная
задача может быть решена только при выполнении условий
системного подхода к объекту проектирования, при использовании
результатов новейших исследований в области науки и техники,
передового опыта проектных, строительных, монтажных и
наладочных организаций и максимальной автоматизации проектных
работ с помощью ЭВМ.
В учебном пособии рассмотрены вопросы:
- выбора вариантов структурных схем проектируемых тепловых
электростанций, типа КЭС и ТЭЦ;
- расчета перетоков мощности через трансформаторы связи и их
выбор и проверка по перегрузочной способности;
- технико-экономического сравнения вариантов структурных
схем проектируемых электростанций с учетом ущерба от
ненадежности;
- выбор целесообразных способов ограничения токов короткого
замыкания;
- расчет токов короткого замыкания;
- выбор токоведущих частей, коммутационных аппаратов и
измерительных трансформаторов;
- выбора схем собственных нужд;
- выбора схем распределительных устройств с учетом
показателей надежности.
Учебное пособие проиллюстрировано конкретными примерами
по выбору токоограничивающих реакторов, коммутационных
аппаратов и проводников, измерительных трансформаторов, схем
распределительных устройств с учетом надежности.
Авторы
считают,
что
изложенный
материал
окажет
существенную помощь студентам вузов при выполнении курсовых и
дипломных проектов.
3
1 Составление структурных схем электрических станций
1.1 Общие сведения
Любая проектируемая электростанция индивидуальна, так как
индивидуальны исходные условия и техническое задание на ее
проектирование [2]. Проектируемая электростанция является
составляющей энергетической системы и поэтому состоит из
элементов, которые повторяются на электростанциях разных видов.
Электрические станции типа КЭС сооружаются непосредственно
у источника топлива и воды и предназначены для выработки
электрической
энергии,
которую
выдают
в
прилегающую
электрическую сеть энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.
На КЭС, как правило, имеется два распределительных устройства
повышенного напряжения. Распределительное устройство (РУ)
среднего
напряжения
(СН)
служит для
электроснабжения
потребителей местного района. Распределительное устройство
высшего напряжения (ВН) служит для выдачи мощности в
систему [ 1, 2 ,3 ].
Электрические станции типа ТЭЦ сооружаются непосредственно
у потребителей и предназначены для комбинированной выработки
тепловой и электрической энергии. На ТЭЦ может быть два
распределительных
устройства
повышенного
напряжения
и
генераторное распределительное устройство (ГРУ).
ГРУ 6 - 10 кВ служит для электроснабжения местной нагрузки.
По условию ограничения токов КЗ к ГРУ подключается не более двух
генераторов мощностью 100 МВт или четырех генераторов
мощностью по 63 МВт. Другие генераторы присоединяются по схеме
блока к РУ повышенных напряжений.
РУ среднего напряжения 35 или 110 кВ служат для
электроснабжения потребителей местного района. Распределительное
устройство высшего напряжения (ВН) 110 -5- 220 кВ служат для
выдачи мощности в систему.
В блоке между генератором и двухобмоточным повышающим
трансформатором,
согласно
[4],
должен
устанавливаться
генераторный выключатель. При отсутствии выключателя на
соответствующий
ток
отключения
допускается
применение
выключателя нагрузки.
При проектировании электрической станции составляются
варианты структурных схем, которые показывают распределение
генераторов или блоков между распределительными устройствами и
связь между распределительными устройствами.
4
1.2
Структурные схемы конденсационных электростанций
В основу построения схем КЭС положен блочный принцип. На
рисунке 1.1 приведены различные схемы исполнения блоков [1,2, 3].
Наличие генераторного выключателя в блоке снижает количество
операций с выключателями в РУ повышенного напряжения и в РУ
собственных нужд, повышая тем самым надежность этих РУ [1, 2, 3].
Пуск и останов блока осуществляется с помощью рабочего
трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя.
Кроме того рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд
имеют одинаковую мощность.
РУВН
РУВН
РУ СН
Р У ВН
а - блок с двухобмоточным трансформатором и генераторным
выключателем; б - блок с автотрансформатором; в - объединенный
блок
Рисунок 1.1 - Схемы исполнения блоков
При установке в блоках с генераторами повышающих
трехфазных трансформаторов, согласно НТП [4], предусматривается
резервный неприсоединенный трехфазный трансформатор, один на
шесть и более однотипных рабочих трансформаторов.
Если в блоке с генератором, устанавливается группа из
однофазных трансформаторов в этом случае, предусматривается
резервная фаза, которая поставляется с первым блоком.
Схема с повышающими блочными автотрансформаторами,
рисунок 1.1,6, применяется в том случае, если в РУ среднего
напряжения имеется избыток генерирующей мощности. Это
обусловлено тем, что повышающий автотрансформатор по условию
загрузки общей обмотки, при номинальной нагрузке третичной
5
обмотки, допускает передачу дополнительной мощности со стороны
СН на сторону ВН.
Объединенный блок применяется на КЭС на напряжении 330 кВ
и выше, что приводит упрощению схемы повышенного напряжения.
Структурные схемы КЭС составляются путем варьирования
количества блоков подключенных к РУ высокого и среднего
напряжения, а также путем изменения связи между РУ.
Если с шин РУ повышенного напряжения мощность КЭС
выдается в сети с эффективным заземлением нейтрали, то для их
связи
устанавливаются
трехфазные
или
однофазные
автотрансформаторы без подключения или с подключением к их
третичной обмотке генераторов.
Согласно Н И 1 [4] для связи РУ повышенных напряжений
устанавливаются,
как
правило,
по
два
трехфазных
автотрансформатора.
В
случае
отсутствия
трехфазных
автотрансформаторов необходимой мощности применяются группы
из однофазных автотрансформаторов. При установке одной или двух
групп однофазных автотрансформаторов связи должна одновременно
устанавливаться резервная фаза.
В схеме с отдельными автотрансформаторами связи суммарная
мощность блоков, присоединенных к РУ среднего напряжения,
должна
примерно
соответствовать
максимальной
мощности
потребителей местного района [5].
Варианты структурных схем КЭС представлены на рисунках 1.2
и 1.3.
РУВН
РУСН
Рисунок 1.2 - Структурная схема КЭС с автотрансформаторами
связи
6
Рисунок 1.3 - Структурная
автотрансформаторами связи
схема
КЭС
с
блочны ми
13 Структурные схемы теплоэлектроцентралей
Структурная схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) зависит от
соотношения установленной мощности станции и минимальной
мощности местной нагрузки.
Возможны три варианта построения структурных схем ТЭЦ:
- неблочного вида с шинами ГРУ 6-10 кВ, рисунки 1.4,1.5 и 1.6;
- блочного вида, рисунок 1.7;
-смешанного вида, рисунок 1.8.
РУ НО -220 кВ
РУ 35 кВ
<2П
^ У Г Р У б - ю кВ*
ой
О
©
< 3 0
"<
о
Рисунок 1 .4 - 1
-Структурная схема ТЭЦ с
Трансформаторами связи
7
ТРехобмоточными
РУ 220 кВ
РУ Н О кВ
Рисунок 1.5 - Структурная схема ТЭЦ с автотрансформаторами
связи
Р У Н О -220 кВ
РУ 35 кВ
Рисунок 1.6 - Структурная схема ТЭЦ с двухобмоточными
трансформаторами
Если мощность местной нагрузки составляет не менее 50%
установленной мощности ТЭЦ, то целесообразно сооружать РУ
генераторного напряжения 6 •=• 10 кВ, к которому подключаются
генераторы и кабельные линии сети местной нагрузки. Число
генераторов подключенных к шинам ГРУ должно быть таким, чтобы
8
при отключении одного из генераторов, не требовалось получать
электроэнергию с шин РУ повышенного напряжения [2,3].
РУ 220 кВ
РУ 110 кВ
Рисунок 1.7 - Структурная схема ТЭЦ блочного вида
РУ 220 кВ
РУ П О кВ
Рисунок 1 .8 - Структурная схема ТЭЦ смешанного вида
При наличии местной нагрузки не только на генераторном, но и
на среднем напряжении, связь между РУ повышенных напряжений
может осуществляться:
трёхобмоточными трансформаторами при напряжениях
11вн = 110 или 220 кВ и 11сн = 35 кВ, рисунок 1.4;
9
- автотрансформаторами
рисунок 1.5;
при
11вн = 2 2 0 кВ и Цен = 110 кВ,
- двухобмоточными
трансформаторами,
если
мощность,
выдаваемая на одном напряжении менее 15% мощности выдаваемой
на другом напряжении, рисунок 1.6 .
В том случае если мощность местной нагрузки на шинах ГРУ 6 10 кВ составляет не более 30% установленной мощности ТЭЦ, то
рекомендуется строить структурную схему по блочному принципу,
рисунок 1.7 или смешанного вида, рисунок 1.8. П ри этом питание
местной нагрузки и собственных нужд, в схеме рисунок 1.7,
осуществляется путём ответвлений от генераторов с установкой
реакторов или понижающ их трансформаторов, рисунок 1.7.
10
2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи
Для выбора трансформаторов связи для каждого варианта
структурной схемы необходимо рассчитать перетоки мощности через
их обмотки в следующих режимах:
- нормальный зимний режим (генераторы работают по заданному
графику выработки мощности);
- нормальный летний режим (предусматривает отключение
одного генератора или блока со стороны потребителя в ремонт, или
снижение вырабатываемой мощности на 2 0 %, а потребителя на 15%,
т.е. Р?е т =0,8- Р?и м , а РДВхр = 0.85 • Р ^ р );
- аварийный зимний режим (отключается самый мощный
генератор или блок со стороны потребителя, а оставшиеся генераторы
работают по заданному графику);
- аварийный летний режим (все генераторы увеличивают
мощность до номинального значения, за исключением ночного
времени с 24 до 6 часов).
Переток
мощности
через
блочный
трансформатор
рассчитывается по выражению
^т, расч — т](рг, ном “ Рсн)
+ ( 0 г, ном ~ О сн) »
( 2 .1 )
где Рр, ном. 0 г, ном ~ активная и реактивная мощности
генератора;
Рен. Осн - активная и реактивная нагрузки собственных
нужд.
Если от блочного трансформатора ТЭЦ, рисунок 1.7, питается
местный потребитель, в этом случае переток мощности через блочный
трансформатор определяется по выражению
^т, расч =
=
(Рг, ном — Рен — Р п о тр )
^ Ч О г н о м ^ ^ с н ^ ^ п о т р ) • ( 2 -2 )
где Рпотр» 0 потр - активная и реактивная мощности
потребителя.
При
работе
генератора
в
блоке
с
повышающим
автотрансформатором, расчетная мощность последнего определяется
11
максимальной нагрузкой обмотки низкого напряжения [2]
5трасч = Рг' И° М~ — ■
»Р
С05 фр • КтиП
С2.3)
где ктип = кВы г = ^обм /^т-ном - коэффициент типовой
мощности автотрансформатора или коэффициент выгодности.
Перетоки мощности через обмотки высокого и среднего
напряжения автотрансформаторов связи КЭС определяется по
выражению
с
_ с В Н _ с СН _
эт.расч - ь0бм ~ ьобм “
-
- рп 8 г Р ) 2 -
СН
й
- « а - « а д 2.
гн
где Рр^ ,
- суммарные значения активной и реактивной
мощности генераторов блоков подключенных к РУ среднего
напряжения;
РСНГ ' РснЕ — суммарный расход активной и реактивной
мощности на собственные нужды генераторов блоков подключенных
к РУ среднего напряжения;
СН
СН
Рпотр» ^п о тр ~ активная и реактивная мощности
потребителя РУ среднего напряжения.
Если к обмотке низкого напряжения автотрансформатора
связи подключен генератор, в этом случае переток мощности через
обмотку высокого напряжения определяется по выражению
,ВН
обм
(РНН +рСН И Г ТЖн , ПСН Л2
1робм + робм>/ + 1Чобм + ^обм^ '
С2*5)
НН
нн
где Робм’ ^обм ~ перетоки активной и реактивной мощности
через обмотку низкого напряжения автотрансформатора связи;
Робм’ ^обм ~ перетоки активной и реактивной мощности
через обмотку среднего напряжения автотрансформатора связи.
12
Переток мощности через обмотки низкого напряжения
трансформаторов связи на ТЭЦ определяются по выражению
сНН _
обм
№ н - рЩ - НЙУ2 - («ЯР - «?й -
« й й - р ) 2 ■с а д
нн
нн
где Рг2? , (}г2 - суммарные значения активной и реактивной
мощности генераторов подключенных к ГРУ;
НН
нн
^сн Г ’ Ф ен! ~ суммарный расход активной и реактивной
мощности на собственные нужды генераторов подключенных к ГРУ;
,НН
Рпотр, (Зпотр “ активная и реактивная мощности
потребителя РУ низкого напряжения.
13
3
Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи
и их проверка по нагрузочной способности
Выбор трансформаторов включает в себя определение типа,
числа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы
проектируемой электроустановки.
Расчет требуемой мощности блочных трансформаторов
производится в соответствии с выражениями (2.1) или (2.2). Блочные
трансформаторы, как правило, не должны перегружаться.
Мощность блочного автотрансформатора связи рассчитывается
по
(2.3).
После
этого
проверяют
возможность
работы
автотрансформатора связи в комбинированном режиме.
Комбинированный режим передачи мощности из обмоток
высокого и низкого напряжения в обмотку среднего напряжения
ограничивается загрузкой общей обмотки 50 и может быть допущен
при условии [6 ]
5о ^ 5тйп = квыг ' 5ном*
(3-1)
Мощность общей обмотки автотрансформатора рассчитывается
по выражению
р>Н
Р |4
нн
нн
где Р0 бм -^обм 1 активная и реактивная
передаваемые из обмотки ВН в обмотку СН;
мощности,
Робм*Ообм» 1 активная и реактивная мощности,
передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.
В комбинированном режиме передачи мощности из обмоток
среднего и низкого напряжения в обмотку высокого напряжения,
наиболее загруженной обмоткой является последовательная обмотка
§п| Данный режим допустим если
5П < 5ТИП = 5^1^ = квыг • 5т, номМощность последовательной
рассчитывается по выражению
14
обмотки
(3-3)
автотрансформатора
5п — к в ы г
СН
(*обм
, рНН у
обм/
Если комбинированный реж им недопустим, то изм еняю т число
блоков, присоединённых к РУ среднего напряж ения или число
автотрансформаторов, или их мощность.
М ощ ность автотрансформаторов связи, обеспечиваю щ их связь
между РУ ВН и СН , определяю т н а основе анализа перетоков
мощности между ними в нормальном и аварийном реж имах. При
выборе числа автотрансформаторов связи учиты ваю т требуемую
надёжность электроснабжения потребителей сети РУ С Н и
допустимость изолированной работы блоков на этом напряжении.
Если нарушение связи между РУ высш его и среднего напряжения
влечёт за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или
окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технического
минимума мощности отделивш ихся блоков, то предусматриваю т два
автотрансформатора связи [5].
Технические минимумы нагрузки энергоблоков приведены в
[3 ,7 ] и в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Технические минимумы нагрузки энергоблоков
Минимальная нагрузка, М Вт, энергоблоков для
котлов
С^
\ЛПт
ЬбЛ’ м и т
Тип шлакоудаления
газомазутные
твердое
жидкое
160
8 0 -9 0
1 0 0 -1 0 5
6 0 -7 0
220
1 1 0 -1 4 0
1 0 0 -1 4 0
80 - 120
320
1 5 0 -2 1 0
1 8 0 -2 2 5
1 0 0 -1 9 0
500
320
325
800
450
270 - 440
1200
700
Т
Выбор
номинальной
мощности
трансформаторов
связи
производят, ориентировочно, с учётом его нагрузочной способности:
$пер, макс „ „ „
^_
$т, расч —-----^
—0*7 ■5пер, макс ^ $ном»
(3-5)
где 5пер >макс ~ максимальное значение перетока мощности
15
через трансформатор связи в нормальном зимнем или летнем режиме.
Затем
производят
проверку
трансформатора связи
по
нагрузочной способности при отключении одного трансформатора,
если их два, а также в аварийном зимнем и летнем режиме. При
рассмотрении аварийного зимнего и летнего режимов учитывают, что
оба трансформатора связи находятся в работе.
Для оценки возможности систематической и аварийной
перегрузки трансформатора связи необходимо суточный график
перетока мощности преобразовать в эквивалентный (в тепловом
отношении) двухступенчатый график [8 ].
Проверка производится по наиболее нагруженной обмотке
трансформатора нормального режима работы.
Преобразование суточного графика перетока мощности в
эквивалентный двухступенчатый график производят в следующей
последовательности:
проводят на заданном графике перетока мощности
горизонтальную линию, соответствующую номинальной мощности
выбранного трансформатора (рисунок 3.1);
5 МВ-А
*1
5 2 =5э^макс
I
*2
! 13
1 * 4 !
*5
ч
Рисунок 3.1 - Преобразование многоступенчатого
перетока мощности в эквивалентный двухступенчатый
графика
если заданный график имеет один максимум (рисунок 3.1). то
он принимается за эквивалентный максимум, т. е. 3Э| макс = 5макс =
= § 2 . а оставшаяся часть графика учитывается в эквивалентной
начальной нагрузке 5Э>нач, которая определяется по выражению
(3.6)
16
Если заданный график содержит два максимума (рисунок 3.2), не
следующие друг за другом, то за эквивалентный максимум
2
принимается тот максимум, у которого 5 •{ больше, а второй
максимум учитывается в эквивалентной начальной нагрузке, которая
определяется по выражению (3.6).
„
ь эм а ч
8 5 = 8 3 .м акс
1
т 5 х. н о м
Рисунок 3.2
Преобразование многоступенчатого графика
перетока мощности в эквивалентный двухступенчатый
-
Если заданный график перетока мощности имеет два максимума
следующие друг за другом (рисунок 3.3), в этом случае необходимо
определить эквивалентный максимум по выражению (3.1) за
промежуток времени, в течение которого он превышает номинальную
мощность [8].
Рисунок 3.3 - Преобразование исходного графика перетока
мощности в двухступенчатый
После преобразования заданного графика перетока мощности в
эквивалентный
двухступенчатый
нЬоботдймб'^.^.оп^дел^ть
коэффициент начальной нагрузки
и коэ<|>1фициен^ПреД^/5итедьной
'
аварийной перегрузки Ко эквивалентного
1 .
Ын
ИсДадП
аОтТы
гы
икап
академ ич
и гл*
С .ь е
?
а т ы н д а г м г м л » .17
К 1Т А П Х А Н А С
(3.7)
В первых двух случаях, рисунок 3.1 и 3.2, принимают К2 =
Дня исходного графика перетока мощности, рисунок 3.3, необходимо
/
сравнить значение К 2 с Км акс = Зм акс/ 5 Т| ном исходного графика.
Если К 2 > 0,9 • Кмакс следует принять К 2 = К 2 . В том случае если
/
К2 < 0,9 ■Кмакс следует принять К 2 = 0,9 • Км акс, а длительность
перегрузки определить по выражению [8 ]
*макс —
(0.9 Кмакс)2 ’
(3.8)
Далее необходимо определить среднюю температуру воздуха для
каждого периода времени года, когда имеет место перегрузка
трансформатора.
Эквивалентные температуры охлаждающего воздуха по городам
Республики Казахстан приведены в таблице 3.2.
Нагрузочная
способность
трансформаторов
оценивается
допустимыми коэффициентами систематической Кд 0 п. сист. и
аварийной Кд0п. ав. перегрузки, которые зависят от ранее найденных
величин коэффициента К^ начальной нагрузки, продолжительности
максимума нагрузки *макс> вида охлаждения трансформатора и
эквивалентной температуры охлаждающей среды 9охл- Нормы
систематических нагрузок и аварийных перегрузок масляных
трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно приведены в
таблицах 1 + 14 ГОСТ 14209-85 [8 ] и в Приложении А.
Условия допустимости
систематической
или
аварийной
перегрузки трансформатора записываются так:
Кдоп. сист. ^ К2 или Кдоп.ав. ^ К 2 ,
где К 2 - коэффициент перегрузки трансформатора.
При проверке трансформаторов учёт их нагрузочной способности
зависит от режима, определившего его расчётную мощность. Если
вероятность расчётного режима достаточно велика (аварийное
отключение одного генератора на станции, авария в системе летом),
18
то при выборе номинальной мощности нужно использовать
коэффициент допустимой систематической перегрузки. В тех случаях,
когда расчётный режим маловероятен (отказ одного из
трансформаторов связи), используют для проверки коэффициент
аварийной допустимой перегрузки.
Таблица 3.2 - Эквивалентные температуры охлаждающего воздуха по
городам Республики Казахстан___________________________________
Эквивалентная температура, °С
Город
годовая
зимняя
летняя
9,9
18,8
Астана
-16,3
Актебе
12,1
-14,1
20,9
Алматы
14,3
-5,9
22,2
Атырау
15,5
-8,3
24,3
Караганды
10,1
18,9
-14,3
Кекшетау
9,6
-15,1
18,3
Костанай
8,6
-15,5
17,1
Кызылорда
16,3
-7,7
24,7
Оскемен
11,2
-15,0
19,9
12,5
Орал
- 12,8
21,3
Павлодар
10,9
-16,7
19,8
Петропавл
8,8
-17,3
17,5
Семей
12,0
-15,0
20,9
Тараз
14,2
-4,6
22,1
Талдыкорган
13,5
-15,1
21,7
Темиртау
13,3
-13,4
22,3
Шымкент
17,0
25,1
- 1,2
.Согласно ГОСТ 14209-85 допустимые аварийные перегрузки для
трансформаторов напряжением свыше 110 кВ при температуре
охлаждающей среды не более 20°С необходимо определять по
таблицам 8-14 или таблицам А.4 - А .6 пособия, но для значения Оохл»
увеличенной на 20°С. Для температуры охлаждающей среды 30°С и
40°С значения коэффициента К2 необходимо определять по таблицам
15 и 16 [8 ] или по таблицам А.7 и А .8 пособия.
19
4 Технико-экономическое сравнение вариантов структурных
схем проектрируемых электроустановок
4.1 Общие сведения
Выбор наиболее экономичного варианта проектируемой
электростанции производится на основании технико-экономического
сравнения приведенных затрат по каждому варианту структурных
схем по выражению
Зпр = Ен ■К + Иа + И0 + Ипот + Ус = Ец • К + И + Ус, (4.1)
где
Ен = 0,12 1/год
нормативный
коэффициент
эффективности капиталовложений в электроэнергетике;
Иа = а ■К - амортизационные отчисления;
И0 = в • К
издержки
на
обслуживание
электроустановки;
а = 0,064 - норма амортизационных отчислений;
в = 0,03 - норма отчислений на обслуживание для
электрооборудования напряжением до 150 кВ;
в = 0,02 - норма отчислений на обслуживание для
электрооборудования напряжением 220 кВ и выше;
К - капитальные затраты для рассматриваемого
варианта структурной схемы выдачи мощности, тыс. тенге;
Ипот 1 стоимость потерь энергии в трансформаторах
рассматриваемого варианта структурной схемы выдачи мощности,
тыс. тенге;
Ус 1 ожидаемый системный ущерб от ненадёжности
элементов рассматриваемого варианта структурной схемы, тыс. тенге.
В качестве расчетного варианта проектируемой электростанции
принимается вариант с наименьшими приведенными затратами.
Если приведенные затраты двух сравниваемых структурных схем
проектируемой электростанции отличаются друг от друга менее, чем
на 5% и КХ > К2 , а
< И2 сравнение экономической
эффективности двух вариантов производят по сроку окупаемости
капиталовложений Т по выражению [9]:
Кл - к 2
т= ^ щ -
<М>
Полученное значение срока окупаемости капиталовложений Т
сравнивается с нормативным сроком окупаемости Тн = 1 /Е н .
20
Если Т < Тн , то экономически целесообразен вариант с
большими капиталовложениями.
Если Т > Тн , то экономически целесообразным считается
вариант с меньшими капиталовложениями.
Капиталовложения для каждого варианта структурной схемы
проектируемой электростанции складываются из двух составляющих
[2 ] суммарной расчетной стоимости блочных трансформаторов,
трансформаторов связи и резервных трансформаторов собственных
нужд, если в рассматриваемых вариантах структурных схем меняются
места их подключения, Кт и суммарной расчетной стоимости ячеек
выключателей
Квы к л , в цепях силовых трансформаторов,
генераторов, ячеек секционных, потребительских и линейных
реакторов.
К = Кт + Кв ы к л .
(4.3)
Капитальные затраты для каждого варианта структурной схемы
проектируемой электростанции определяются по укрупнённым
показателям, приведённым в справочной литературе [9,10,11].
Таким образом, капитальные затраты для варианта схемы выдачи
мощности составят:
-д л я ТЭЦ
п
I= 1
т
Р
-т,1 а расч, ("*■ 2
ся ч ,;+ ^
СР .* ;
/ —1
к = 1
- для КЭС
п
ГС= ^
т
^т, I ' а расч, I + ^
1=1
^яч,7*
;= 1
где Ср I - заводская стоимость / - го трансформатора, млн. тенге;
а расч, I 1 расчётный коэффициент для I — го силового
трансформатора, учитывающий дополнительные затраты на его
транспортировку и монтаж. Значение коэффициента ар асч приведено
в таблице 4.1;
Сяч ,• - стоимость^ - й ячейки выключателя, млн. тенге;
21
Ср ^ - стоимость к реактора, млн. тенге.
й ячейки токоограничивающего
Таблица 4.1 - Значение коэффициента Орасч для перерасчета
заводской стоимости трансформаторов к расчетной стоимости_______
Параметр
Значение параметра
пВН „о
°ном<кв
35
150
110
5ном»
МВ • А
< 16
> 16
<32
> 32
<63
>63
а расч
2,00
1,60
1,70
1,50
1,50
1,35
330
220
Ином- КВ
500
$ном>
МВ-А
< 160
>160
<200
> 20 0
Одно­
фазные
Трех­
фазные
Драен
1,40
1,30
1,40
1,35
1,30
1,35
Капитальные затраты по каждому варианту структурной схемы
заносятся в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Капиталовложения по варианту структурной схемы
Суммарная
Наименование
Кол - Стоимость,
стоимость,
Ярасч
оборудования
млн.тг.
во
млн.тг.
Итого
4.2
Расчет потерь электроэнергии в элементах структурных
схем
Стоимость потерь электроэнергии в элементах структурных схем
проектируемой электростанции определятся как:
ИПот = Р -Л % ,
22
(4.4)
где
- суммарные годовые потери активной энергии в
трансформаторах, кВт ч/год;
Р - себестоимость 1 кВт-ч потерь энергии, тенге/ кВт-ч.
Годовые потери в блочных трансформаторах и трансформаторах
связи структурной схемы электростанции определяются для
нормального режима работы.
Годовые
потери
активной
энергии
в
трехфазных
трансформаторах, работающих по ступенчатому графику, определяют
по следующему выражению:
- для трёхобмоточных
Л ^ п о т = п - Р х - ( 8 7 6 0 - Тр ) +
где
Тр
продолжительность
планового
ремонта
трансформатора, ч;
□
количество
параллельно
работающих
трансформаторов;
Рх - потери холостого хода трансформатора, кВт;
N3, Г4Л - количество дней работы трансформатора в году
по зимнему и летнему графикам нагрузки, N3 = 2 0 0 , а Мл =
165 дней;
I}, I. - длительность ступеней соответственно зимнего и
летнего графиков нагрузки, ч;
к, т - количество ступеней в зимнем и летнем графиках
нагрузки.
5 В, 1' 5 В. I*5 С, 1»5 С, 1' 5 Н. 1»5 Н» I
23
”
нагрузки
обмоток
Ср ^ - стоимость к реактора, млн. тенге.
й ячейки токоограничивающего
Таблица 4.1 - Значение коэффициента Ярасч Для перерасчета
заводской стоимости трансформаторов к расчетной стоимости_______
Параметр
Значение параметра
35
Чном> кВ
150
110
$ном>
МВ • А
< 16
> 16
< 32
>32
< 63
> 63
а расч
2,00
1,60
1,70
1,50
1,50
1,35
330
220
^ном" кВ
500
$ном>
МВ-А
< 160
> 160
<200
> 200
Одно­
фазные
Трех­
фазные
«расч
1,40
1,30
1,40
1,35
1,30
1,35
Капитальные затраты по каждому варианту структурной схемы
заносятся в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Капиталовложения по варианту структурной схемы
Суммарная
Наименование
Кол - Стоимость,
стоимость,
а расч
оборудования
во
млн.тг.
млн.тг.
Итого
4.2
Расчет потерь электроэнергии в элементах структурных
схем
Стоимость потерь электроэнергии в элементах структурных схем
проектируемой электростанции определятся как:
Ипот = Р ‘
22
(4.4)
где
- суммарные годовые потери активной энергии в
трансформаторах, кВт-ч/год;
Р - себестоимость 1 кВт ч потерь энергии, тенге/ кВт-ч.
Годовые потери в блочных трансформаторах и трансформаторах
связи структурной схемы электростанции определяются для
нормального режима работы.
Годовые
потери
активной
энергии
в
трехфазных
трансформаторах, работающих по ступенчатому графику, определяют
по следующему выражению:
- для трёхобмоточных
ДУУПот = п - Р х - ( 876° - Тр ) +
где
Тр
продолжительность
планового
ремонта
трансформатора, ч;
п
количество
параллельно
работающих
трансформаторов;
Рх ~ потери холостого хода трансформатора, кВт;
N3, Мл - количество дней работы трансформатора в году
по зимнему и летнему графикам нагрузки, N3 = 2 0 0 , а Мл =
165 дней;
I],
- длительность ступеней соответственно зимнего и
летнего графиков нагрузки, ч;
к, ш - количество ступеней в зимнем и летнем графиках
нагрузки.
5 в , 1>5 в , ) ' 5 с, 1>5 с , 1' 5 н , р 5 н,}
23
~
нагрузки
обмоток
высокого, среднего и низкого напряжений 1-й и }-й ступеней
соответственно зимнего и летнего графиков нагрузки, МВ А;
Рк д, Рк с, Рк н ~ потери короткого замыкания в обмотках
высокого, среднего и низкого напряжений трансформатора, кВт,
которые рассчитываются по выражениям:
рк, В = °*5 ' ( рк, В —С + рк, В — Н “ рк, С - н)*
рк,С = ° -5 ‘ ( рк, В — С + рк,С - Н “ рк,В - н ) '
(4 -6>
рк,Н = °«5 • ( рк,В — Н + рк,С - Н “ рк,В - с ) '
где Рк в —С» рк В — Н< рк С — Н потеРи в обмотках
трёхобмоточного трансформатора, полученные из опытов короткого
замыкания с попарным участием обмоток высшего (В), среднего (С) и
низшего (Н) напряжений, которые берутся из справочной
литературы [9, 10].
Заводы - изготовители выпускают так же трёхобмоточные
трансформаторы с уменьшенными допускаемыми нагрузками на
обмотки среднего и низшего напряжений (0,67 • 8 ном ). Поэтому
потери в обмотках высокого, среднего и низшего напряжений таких
трансформаторов определяются по выражению:
рк, В = °>5 • ( рк, В - С + р к, В - Н “ р к, С - н)*
Рк, С = 0*5 • (Р к< В - С + рк, С - Н " рк, В - н ) • 0-67,
(4.7)
рк, Н = 0 >5 ' ( рк, В - Н + рк, С - Н ~ рк, В - с ) ' О-67В том случае, если в справочной литературе для трёхобмоточных
трансформаторов указаны лишь потери короткого замыкания на
основном ответвлении для основной пары обмоток Рк В — С> то тогда
рк, В = рк, С = рк, Н = О*5 ‘ рк,В —С- для автотрансформаторов
ДШП0Т = п • Рх • (8760 - Тр) +
24
к, В
‘к. С
к
«з-
/ с
\ 2
X№
-)
^
\ ь т , НОМ/
К
/
с
т
.„ +
«,
(1л . 2 (\ ът,^н о м
I=
тш
\ 2
* * . 1 (\ ЬТ,
г нЧ
ом/
‘1+ « л -
X
.
)=
/
С
^
х^т, ном
ш
к,Н
N3-
I 6 й) ■*+* ' 2 (^ 1)
1 = 1 ' обм'
•
(4.8)
) = 1 ' обм'
При этом потери короткого замыкания в обмотках высокого,
среднего и низкого напряжений автотрансформатора определяются по
выражениям:
_
|р
рк , В - Н
р к ,С - Н
рк,В = °<5 ( р к,В —С + — --------------- 2-----"в ы г
квыг
/
рк
рк, С -—1Н
р к,С = 0.5- РК(В- С + - Ь Г - !
'
квыг
р
пг / рк , в - н
рк ,Н - ^ I
2
'
КВЫГ
р к ,С - Н
рк, В — Н
(4.9)
'в ы г
р
2
\
к,В —С г
КВЫГ
'
- для двухобмоточных
Д ^ п о т = п ' рх ‘ (8760 — Тр) +
к
К
п
/,
с_
.ч22
Ш
г Ч + * * - Х & ном
.(4.10)
Годовые потери активной энергии в группе однофазных
трансформаторов, работающих по ступенчатому графику, определяют
по формуле (4.8) для трехобмоточных трансформаторов и по формуле
(4.10) для двухобмоточных трансформаторов с увеличением потерь
холостого хода Рх и потерь короткого замыкания Рк в 3 раза.
25
Полные потери активной энергии, в каждом варианте
структурной схемы проектируемой электростанции, определяются
суммированием потерь в трансформаторах связи и блочных
трансформаторах.
4.3 Оценка надежности структурных схем КЭС
Учитываемыми элементами при оценке надежности структурных
схем КЭС являются:
- блочные трансформаторы,
- автотрансформаторы связи,
- генераторные выключатели.
Ожидаемый ущерб, в блоке с генераторным выключателем,
рисунок 1.1,а, от отказов блочного трансформатора и генераторного
выключателя рассчитывается по выражению [3]
Тг, уст
убл = Уу.с| 8760 ‘ Рг.ном х
Х [Шт " С^в-т р Тпуск. 1 ) +
‘ (Тв. в + Тпуск. 2)] х
х ( 1 - Ч р , 6л ) .
(« Ц
где уу. с - удельный системный ущерб, тенге/кВт ч;
Тг, уст 1 число часов использования установленной
мощности генератора, рассчитывается по графику выработки
мощности в нормальном зимнем и летнем режимах, ч;
о)т.Тв. т - параметр потока отказов, 1/год и среднее время
восстановления блочного трансформатора, ч;
мв»Тв.в —параметр потока отказов, 1/год и среднее время
восстановления генераторного выключателя, ч;
Тпуск. 1 ~ продолжительность пуска блока после его останова
длительностью, равной Тв. т , ч;
Тпуск. 2 к продолжительность пуска блока после его останова
длительностью, равной Тв в, ч;
Яр бл 1 вероятность нахождения блока в ремонте.
Вероятность нахождения блока в ремонте определяется по
выражению
' Тв + Рпл,* ‘ Тпл *
где а>* - расчетный параметр потока отказа блока, приведенный к
календарному году, 1/агрегато —год;
Тв - среднее время восстановления блока, ч;
Цпл,* ~ расчетная частота плановых остановов блока,
приведенная к календарному году, 1/год;
ТПл,* - расчетная продолжительность планового простоя,
приведенная к календарному году, ч/год.
Продолжительность работы блока в течение календарного года
вычисляется по выражению
Тагр. год = 8760 —Т^ап “ ш ' Тв>
(4-13)
где Ткап - среднее время капитального ремонта блока, ч/год;
со - параметр потока отказов блока, 1/агрегато —год.
Расчетный параметр потока отказа блока
расч, приведенный
к календарному году, вычисляется по выражению
8760
^бл, расч ~ (й* —ш ' -г
■
г
1агр. год
Расчетная частота плановых остановов блока рпл
(4.14)
расч,
приведенная к календарному году, определяется по выражению
8760
Ипл, бл, расч - Ипл,* - Икап ' ™
.
г
*агр.год
(4.15)
где Ркап “ частота плановых остановов блока, 1/год.
Расчетная продолжительность планового простоя блока
Тпл.бл.расч’ приведенная к календарному году, определяется по
выражению
ф
__ гр
_
‘ ш ь б л ^ а с ч ~ *пл,* —
г
^ к а п *8760
.т
(л л / \
Цкап 1агр. год
Показатели надежности трансформаторов и выключателей
приведены в [1,12] и в таблицах 4.3 и 4.4.
Продолжительность пуска энергоблоков после их останова в
зависимости от их исходного теплового состояния приведены в [3] и в
таблице 4.5.
27
Ожидаемый ущерб от ненадежности работы блочного
трансформатора в схеме блока без генераторного выключателя
рассчитывается по выражению [3]
у бл Г Уу.с -
^
• р г,н ом ■“ т • (Т в .т + т пуск. 1 ) х
х
1*ном>
о>,1 /г о д
Тв ,ч
10
0,005
35
0 ,0 1 0
60
50
кВ
110
0 ,0 2 0
100
200
(4.17)
~ Ч р ,бл )-
Цкап,
Т кап »4
1 /г о д
Цтек,
Тт е к , 4
1 /г о д
6
10
12
100
200
300
0,17
2
14
350
15
250
330
0,040
400
500
500
60
1
0,1 0
0,030
Более
490
625
500
Примечание:
1. Для одной фазы группы однофазных
трансформаторов (автотрансформаторов) о) уменьшается на 2 0 %.
.2 2 0
Таблица 4.4 - Показатели надежности
Тип
О),
Чл,
Ином,
выключателя
кВ
1 /г о д 1 /г о д
До 20
0,04
0,04
35
0,08
110
0,05
0,1 0
220
0,06 0,15
Воздушные
330
0,07
0,2 0
500
0,08
Более
0,1 2
0,30
500
Тип
<д>,
Миом*
<*>л,
выключателя
кВ
1 /г о д 1 /г о д
10
Масляные
35
110
22 0
0,01
0,01
0,02
0,03
0,07
28
выключателей
Тв , Цкап, Ткап, Цтек, Т тек,
ч
ч 1 /г о д ч 1 /г о д
10
80
12
25
40
60
90
120
6
100
0,2 0
0 ,1 2
230
500
750
900
2 ,0
10
1,0
24
36
90
1200
0,5
325
Тв , Цкап, Ткап, Итек, Т тек,
ч 1 /г о д
ч 1 /г о д
ч
10
30
6
12
40
0,17
2 ,0
25
160
12
40
250
24
Ущерб от ненадежности элементов объединенного
рисунок 1. 1, в, рассчитывается по выражению
,Г'УСТ. р
блока,
у
у бл ~ 2 'Уу.с' "8760" Рг’ н о м *
“ т ■( т в. т + Т п у ск . 1 ) + “ в • ( Т В. в + Т п у с к . 2 ) +
+ 2 ■(а)т + а)в ) ■Т Пу с к . 3
(4.18)
Х С1 “ ЧР»бл)»
где
ТПуск. 3
~
продолжительность
пуска
блока
после
кратковременного останова (менее 1 часа), которая принимается 1,5 ч.
Таблица 4.5 - Продолжительность пуска энергоблоков в зависимости
от их исходного состояния
Мощность энергоблоков, МВт
Режим пуска
160
320
800
500
Из состояния горячего резерва
1,0
1,0
1,0
1,0
(простой менее 1 ч)
Из состояния горячего состояния
3,3
1,4
2,1
1,8
(простой менее 6 - 10 ч)
Из неостывшего состояния
5,3 4 ,0 - 5 ,3
5,3 4 ,2 - 5 ,5
(простой от 6 - 10 ч до 70 - 90 ч)
Из холодного состояния (простой
10,0
5,7
9,5 6 ,7 - 7 ,5
более 70 - 90 ч)
Ущерб от ненадежности автотрансформатора и генераторного
выключателя в блоке генератор-автотрансформатор связи, рисунок
1 . 1, 6 , рассчитывается по выражению
г(Т г,уст' Рг, ном + Тен, макс1^СН, макс) х ]
у бл = Уу.с •
' < х [ - у + “ т • (Тв.т + Тпуск. 1 )] + Тг.уст X >X
к
Х Рг, НОМ ’ ШВ ’ ( т в. в + ТПуск. 2 )
29
2
х ^ - Ч р .б л ) -
(« 9 )
Показатели надежности агрегатов электростанций приведены в
[1,12] и в таблице 4.6.
Таблица 4.6 - Показатели надежности агрегатов электростанций
(О,
Цкап» Ткап » 4 Итею Т тек » 4
Рг, МВт
Тв, ч
1 /г о д
1 /г о д
1 /г о д
100
50
700
4
20
200
60
900
и
л
300
6
90
0,50
1100
30
500
8
100
1400
50
2
Более 500
10
110
200 0
90
Менее 100
50
0,25
700
3
15
100 и более
н
70
0 ,20
1000
Ущерб от ненадежности элементов в схеме двух блочных
автотрансформаторов связи рассчитывается по выражению [3,5]
Г/Т
/ Т г, у с т • Рг, ном
V
+ Т ен, м а к с ' РСН, м акс\ „ "
8760
)
‘ Чр, а т ' ТПуСК| з + о>т ■Яр, а т х
Убл = 2
X (0,5 ■Тр, а т + ТпусК| 4 ^
шв ■("Тв. в + ТПуск, 2 ) +
*г,уст
8760
г, ном
+о)т • ( т в. т + Тпуск# 1 )
(4.20)
где ТпусК) 4 - продолжительность пуска блока после его останова
продолжительностью, равной 0,5 • Тр, атВ том случае, если связь между РУ высокого и среднего
напряжений осуществляется с помощью одного трехфазного
30
автотрансформатора связи, то его отказ вызывает ущерб от нарушения
перетока мощности между РУ, который рассчитывается по
выражению
г, у с т
/
у б л = У у. С ■ 8 у 6 0 ■Р п е р е т , м а к с ' ш а т ' т в . а т * ( 1 “
4.4
\
Чр, б л )
■ С4 -2 1 )
Оценка надежности структурных схем ТЭЦ
При определении ущерба от ненадежности элементов
структурных' схем блочных ТЭЦ учитываемыми элементами
являются [3, 5]:
- отказы выключателей высокого напряжения;
- отказы блочных трансформаторов;
- отказы генераторных выключателей;
- отказы трансформаторов собственных нужд;
- отказы выключателей трансформаторов собственных нужд;
- отказы выключателей в ветвях реакторов местной нагрузки.
Учитываемыми элементами при определении ущерба от
ненадежности элементов
структурных схем ТЭЦ с шинами
ГРУ 6 - 10 кВ являются:
- отказы выключателей низкого напряжения трансформаторов
связи;
- отказы выключателей трансформаторов собственных нужд;
- отказы генераторных выключателей;
- отказы секционных выключателей;
- отказы секций сборных шин ГРУ;
- отказы выключателей в ветвях реакторов местной нагрузки.
Результаты расчета ущерба от ненадежности элементов
структурных схем ТЭЦ с шинами ГРУ сводятся в таблицу 4.7.
Значение ожидаемого ущерба Ус от ненадежности элементов
схемы выдачи мощности ТЭЦ определяются по выражению [3]
Ус = Уу.с ( 1 - Ч р , г ) -
2
( ^ г .Г ^ ^
1= 1
и гТ вД
(4.22)
7
где ДРГ } - снижение мощности, выдаваемой в систему, в 1-й
аварийной ситуации, кВт;
• ТВ( | - продолжительность в году 1-й аварийной
ситуации, ч;
о
Яр, г ~ вероятность нахождения турбогенератора в ремонте.
31
Таблица 4.7 - Результаты расчета ущерба от ненадежности элементов
структурных схем ТЭЦ с шинами ГРУ
____________ _______
Отключив­
Количест­
шаяся гене­
во отка­
рирующая <Ор
Отказавший элемент
завших
мощность, 1/год ТВ1,4
элементов
МВт
трансформаторов связи
Рг
генераторных
Рг
секционных
2РГ
трансформаторов
Рг
собственных нужд
в ветвях линейных
Рг
реакторов
Отказы секций системы
Рг
сборных шин
Результаты расчета ущерба от ненадежности
структурных схем блочных ТЭЦ сводятся в таблицу 4.8.
ч/год
элементов
Таблица 4.8 - Результаты расчета ущерба от ненадежности элементов
структурных схем блочныхТЭЦ __________ ____________ _______
Отключив­
Количест­
шаяся гене­
ф|, т в1,4
во отка­
Отказавший элемент
рирующая
завших
1/год
ч/год
мощность,
элементов
МВт
Отказы
высоковольтных
Рг
выключателей
Отказы блочных
Рг
трансформаторов
Отказы генераторных
Рг
выключателей
Отказы
трансформаторов
Рг
собственных нужд
Отказы выключателей
трансформаторов
Рг
собственных нужд
32
Окончание таблицы 4.8
Отключив­
Количест­
шаяся гене­
во отка­
00{, ТВ1,4
рирующая
Отказавший элемент
завших
1/год
мощность,
элементов
МВт
Отказы выключателей
ветвях линейных
Рг
реакторов
ч/год
Результаты расчета ущерба от ненадежности элементов
структурных схем ТЭЦ смешанного вида сводятся в таблицу 4.9.
Таблица 4.9 - Результаты расчета ущерба от ненадежности элементов
структурных схем ТЭЦ смешанного вида___________ ______ ________
Отключив­
Количест­
шаяся гене­
СО}, ТВ1,4
во отка­
Отказавший элемент
рирующая
завших
1/год
ч/год
мощность,
элементов
МВт
Неблочная часть
Отказы выключателей
трансформаторов
Рг
связи
Отказы генераторных
Рг
выключателей
Отказ секционного
2РГ
выключателя
Отказы выключателей
Рг
ТСН
Отказы секций
Рг
системы сборных шин
Отказы выключателей
в ветвях линейных
Рг
реакторов
Блочная часть
Отказы
высоковольтных
Рг
выключателей
Отказы блочных
Рг
трансформаторов
33
сдвоенного реактора, используемого в качестве линейного, должен
быть таким, чтобы выполнялось условие
1р, ном ^ 1макс*
(р
(Ь
Т Й
ф
ф
1
г
ф ф ф
Т т т
(5.2)
Ф
Ф
Т У Т
т т т
ш
Рисунок 5.1 - Схемы включения линейных реакторов
Индуктивное сопротивление линейного реактора определяется
исходя из следующих двух условий: ограничения тока КЗ до
величины номинального тока отключения выключателя 1отк. ном или
тока термической стойкости кабеля 1Т, присоединенного к сборным
шинам ГРУ электростанции. Сопротивление реактора должно быть
таким, чтобы выполнялись условия
*п0 — •отк, ном»
(5*3)
5 • С • 10“3
1п 0 < 1т = - т ~ — т— г - .
( 5 .4 )
или
у го тк + *а
где
5 -
сечение
кабеля, присоединенного
к
шинам
ГРУ
2
электростанции, мм ,
С - параметр, значения которого для кабелей приведено в
[13] и в таблице 5.1, А - с ^ / м м ^ ;
*отк = *р. з + *полн. отк. в “ время отключения тока КЗ, с;
1р>3 - время действия основной релейной защиты, которое
36
принимается длительностью 0,1 с;
*полн. отк. в - полное время отключения выключателя в
рассматриваемой цепи
Та - постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока КЗ, значения которой приведены в [6 , 14] и в
таблице 5.2.
Таблица 5.1 - Значения параметра С для кабелей
Характеристика кабелей
с,
А ■с ^ / м м ^
Кабели напряжением до 10 кВ с медными жилами
Кабели напряжением до 10 кВ с алюминиевыми
жилами
Кабели напряжением 20 - 30 кВ с медными жилами
Кабели напряжением 20 - 30 кВ с алюминиевыми
жилами
Кабели
и
изолированные
провода
с
полихлорвиниловой или резиновой изоляцией:
с медными жилами
с алюминиевыми жилами
Кабели
и
изолированные
провода
с
поливинилхлоридной изоляцией:
с медными жилами
с алюминиевыми жилами
140
90
105
70
120
75
103
65
Из двух значений определяемых выражениями (5.3) и (5.4)
следует выбрать меньшее значение.
Требуемое сопротивление цепи для ограничения тока КЗ до
величины 1по т р е б равно
хрезб = - к — -------- •
^
(5.5)
' *п0 , треб
Требуемое сопротивление реактора равно
треб
Р
треб
р ез
„
хрез»
,е , л
(5-6)
где Хрез * результирующее сопротивление цепи КЗ до установки
реактора, которое определяется по выражению
37
(5.7)
Х рез=^ й
'
где 1по - величина тока КЗ до установки линейного реактора.
Таблица 5.2 — Значения
постоянной
времени
затухания
апериодической составляющей тока КЗ Т | и ударного коэффициента
Ку для характерных ветвей__________________ ________ ______________
Ку
Та , с
Элемент или часть энергосистемы
Турбогенераторы мощностью, МВт:
Т2-6-2
Т2-12-2
ТВС-32
ТВФ-60-2
0,106
1,913
ТВФ-63-2ЕУЭ
ТВФ-110-2ЕУЗ
ТВФ-120-2УЗ
ТВВ-160-2ЕУЗ
ТВВ-220-2ЕУЗ
ТВВ-320-2ЕУЭ
ТВМ-ЗОО-УЗ
ТВВ-500-2ЕУЗ
ТВВ-800-2ЕУЗ
Блок, состоящий из турбогенератора
мощностью
63
МВт
и
трансформатора,
при
номинальном
напряжении
генератора,кВ:
6,3
0,249
0,245
0,390
0,240
0,247
0,410
0,400
0,408
0,307
0,388
0,392
0,340
0,330
1,961
1,960
1,975
1,959
1,960
1,976
1,975
1,976
1,968
1,974
1,975
1,971
1,970
0 ,2 0 0
10,0
0,150
1,950
1,935
0,260
0,320
0,350
0,300
1,965
1,970
1,973
1,967
ТВФ-63-2УЭ
Блок, состоящий из турбогенератора
и повышающего трансформатора,
при мощности генератора, МВт:
1 0 0 -2 0 0
300
500
800
38
)
Окончание таблицы 5.2
Та , с
Система, связанная со сборными
шинами, где рассматривается КЗ,
воздушными линиями напряжением,
ухания
кВ:
циет
35
110-150
IСистема, связанная со сборными
шинами, где рассматривается КЗ,
воздушными линиями напряжением,
кВ:
220-330
500 - 750
' Система, связанная со сборными
шинами, где рассматривается КЗ,
через трансформаторы единичной
мощностью, МВА:
80 и выше
3 2 -8 0
________ 5,6-32___________
Ветви, защищенные реактором с
номинальным током, А:
1000 и выше
630 и ниже
Распределительные сети
напряжением 6 - 10 кВ
3 !-
)ра.
После расчета х ? е
0,020
0,020 - 0,030
0.030-0,040
0,060 - 0,080
1,608
1 .6 0 8-1,717
1,717-1,780
1,850-1,895
0,060 - 0,150
0,050 - 0,100
0,020-0,050
1,850-1,935
1 ,820-1,904
1,6 0 -1 ,8 2 0
0,230
0,100
1,956
1,904
0,010
1,369
выбирают тип реактора с большим
ближайшим индуктивным сопротивлением
и рассчитывают
действительное значение периодической составляющей тока КЗ за
реактором.
Номинальный ток секционного реактора ТЭЦ, рисунок 5.2,
должен соответствовать наибольшей мощности, передаваемой от
секции к секции в следующих режимах: нормальном или аварийном,
при отключении одного трансформатора связи или самого мощного
генератора, подключенного к шинам ГРУ.
В нормальном режиме работы через каждый секционный реактор
протекает мощность
39
Рг “ Р п о тр
РЬК1 = РЬК2 = РЬКЗ = РЬК4 =
О!
02
Рен
2
03
04
Рисунок 5.2 - Схема ТЭЦ
При отключении одного генератора через каждый секционный
реактор протекает мощность
РЬ К 1 1 РЬК2 = РЬКЗ = РЬК4 =
При отключении одного трансформатора, например Т1, через
каждый секционный реактор протекает мощность
п
0
Рг —Рпотр ~ Рен
Р Ь К 1 = Р Ь К 2 = ------------- 2 ------------- '
РЬКЗ = РЬК4 = РЬКЗ = РЬК4
рг “ рпотр “ Рен-
При разрыве кольца, например, отключен реактор ЬЯ4, через
секционные реакторы протекает мощность
РЬК1 = рг
Рпотр “ Рен»
Н ю -П и *—
40
У Ч
Сопротивление секционного реактора выбирается из условий
наиболее эффективного ограничения токов КЗ [6,15]. Обычно
сопротивление секционного реактора принимается таким, чтобы
падение напряжения на реакторе при протекании по нему
номинального тока было не более (0,08 -г 0 , 1 2 ) ■Ином* т-е>/3 • Хр • 1НОм
----- -------------= 0,08 н- 0,12.
Ином
(5.8)
Выбранный
реактор
необходимо
проверить
на
электродинамическую и термическую стойкость при протекании через
него тока КЗ.
Реактор будет электродинамически стойким, если выполняется
условие
*дин — 1у>
(5-9)
где 1у - ударный ток трехфазного КЗ за реактором;
1дин - ток электродинамической стойкости реактора.
Проверка реактора на термическую стойкость проводится по
условию
Вк ^ Вт е р доп.
(5.10)
грез
рез
где Вк - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за
реактором;
ВТер, доп ~ допустимый импульс квадратичного тока КЗ для
проверяемого реактора.
Необходимо также определить потерю напряжения е% в реакторе
в нормальном и утяжеленном режимах и остаточное напряжение
Ност% на шинах ГРУ электростанции при КЗ за реактором,
Потеря напряжения в реакторе определяется по выражениям:
для одинарного реактора
Ц
л / 3 х п 1 - 100 • 5ш ф
------- т | ---------------- '
°и ом
для сдвоенного реактора
41
С5.11)
е
л/з ■Хп • (1 - кСв) • I ■100 • 51П Ф
= --------^
^
и ном
( 5. 12)
где I - ток, протекающий через реактор;
к св = 0,4 -г 0,6 - коэффициент связи сдвоенного реактора;
Оном
“
номинальное
напряжение
установки,
где
используется реактор.
Допустимая потеря напряжения в нормальном режиме не
должна превышать 1,54 -2 ,0 %, а в утяжеленном режиме - 3 -5-4 %.
Остаточное
напряжение
на
шинах
генераторного
распределительного устройства при КЗ за реактором определяется по
формуле:
л /З -х р ■1по ' Ю 0
и 0 ст% = --------ТГ- ^ --------!
ином
(5-13)
где 1по 1 периодическая составляющая трехфазного тока КЗ за
реактором.
Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором
должно быть не менее 65-ь70 % от номинального значения.
5.2 Примеры выбора токоограничивающих реакторов
Пример 5.1 Выбрать групповой линейный реактор для
ограничения тока КЗ в распределительной
сети
10 кВ,
присоединенной к сборным шинам генераторного распределительного
устройства ТЭЦ. Распределительная сеть состоит из шести кабельных
линий
сечением
3x150
мм
каждая.
Максимальный
ток
продолжительного режима работы для кажаой линии 1макс = 255 А.
Ток КЗ на шинах ГРУ составляет 1пд = 45 кА. Н а отходящих
кабельных линиях установлены выключатели типа ВВЭМ -10-20/630 с
током отключения 1ном, отк = 20 кА. Полное время отключения КЗ
*отк = 1>5 с. Коэффициент мощности потребителя соз ф = 0,87.
Намечаем к установке сдвоенный реактор на номинальное
напряжение ЮкВ. К каждой ветви реактора подключено по три линии
и поэтому ток кажаой ветви составляет 1ветви = 3 • 255 = 765 А.
Намечаем, согласно таблице Б2, к установке сдвоенный
токоограничивающий реактор типа РТС ТС -Ю на номинальный ток
ветви
^ном = Ю 00 А > 1Ветви = 765 А
42
Параметры сухих токоограничивающих реакторов приведены в
[16 - 20] и в таблицах Б1 и Б2, приложения Б.
Определяем результирующее сопротивление цепи КЗ при
отсутствии реактора
Хрез =
10,5
_Ц___
гг — =
= 0,135 Ом.
л/З • 1п 0 “ л/З • 45
Определяем допустимое значение тока КЗ в распределительной
О
сети. Ток термической стойкости кабеля сечением 3x150 м м Л при
полном времени отключения 1отк = 1,5 с составляет в соответствии с
(5.4)
5■С • 10 -3
1 5 0 •9 0 ■ 1 0 ~ 3
1Т = - —1г :1гг гт~. = ----....... - ............. = 10,26 КА,
>/*отк + Та
Лг
д/1,5 + 0,23
о
где С = 90 А • с ' / мм для кабелей с алюминиевыми жилами в
соответствии с таблицей 4.2;
Та = 0,23 с - для ветвей, защищенных реакторами с
номинальным током 1000 А и выше, согласно таблице 5.2.
В цепи кабельных линий установлены выключатели типа
ВВЭМ-10-20/630 с током отключения 1ном, отк = 20 кА.
Следовательно, параметры реактора определяются требованием
термической стойкости кабеля.
Требуемое результирующее сопротивление цепи КЗ, исходя из
допустимого значения тока КЗ 10,26 кА, должно быть не менее
треб
Ином
Ю.5
хПрЧ — ~т=— = " 7=----------= 0,59 Ом.
рез
л/3 • 1т
л/З ■10,26
Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ
ХрРеб = х $ 3е б - хрез = 0,59 - 0,135 = 0,455 Ом.
Принимаем окончательно к установке токоограничивающий
реактор типа РТСТС-10-2Х 1000-0,56 с параметрами 11ном = Ю кВ,
^ном = 2 х 1000 А,
Хр = 0,56 Ом,
= 0,5,
^дин = 30 кА,
1т = 10 кА, 1Т = 8 с.
43
Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора
Хрез = Хрез + Хр = 0,135 + 0,56 = 0,695 Ом.
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за
реактором
Ц
10,5
1пп - “7 =-------- = -т=----------- = 8,72 кА
п0
>/3 • Хрез л/3 "0,695
Проверим выбранный
термическую стойкость:
реактор
на
электродинамическую
и
1‘дин = 30 кА > 7 2 ■1п 0 • ку = л/2 • 8,72 • 1,956 = 24,12 кА,
т.е. реактор электродинамически стойкий.
Термический импульс Вк в месте установки реактора при
*отк = 1.5 с > 3 • Та = 3 • 0,23 = 0,69 с определяем по выражению
(7.14)
Вк = *п0 ,с ‘ ^ о т к + Та).
Таким образом
Вк | 8,722 ■(1,5 + 0,23) = 131,55 кА 2 • с < 10 2 • 8 = 800 кА 2 • с,
т.е. выбранный реактор термически стойкий.
Определим потерю напряжения в реакторе по выражению (5.12)
л/З ■Хр • (1 — ксв) • I • 1 0 0 • я п ф
Уном
л/3 ■0,56 • ( 1 1 0,5) • 0,765 • 100 • 0,493
я-------- ж--------- к7®
Потери напряжения в реакторе находятся в допустимых пределах
1,5*2,0 % .
Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором
согласно (5.13) составляет
44
л/З • хр • 1п 0 • 1 0 0
и 0 с т % = ----------т г - 5 ^ ----------«
и»
'ном
л/З • 0,56 • 8,72 • 100
иост% = -----------1 0 5 -----------= 8° ,6%'
что лежит в пределах нормы.
Таким образом, выбранный реактор РТСТС-10-2Х 1000-0,56
удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.
Пример 5.2 Для схемы ТЭЦ, представленной на рисунке 5.3,
выбрать секционные реакторы и определить потери напряжения в них
в нормальном режиме работы. К шинам ГРУ подключено 3 генератора
мощностью по 63 МВт. Графики нагрузок генераторов и потребителей
ровные: Рр, макс = 189 МВт,
Рпотр, макс = 120 МВт. Расход
электроэнергии на собственные нужды составляет 10% от мощности
станции. Коэффициент мощности генераторов и потребителей равен
0,8. Нагрузка по секциям распределена равномерно.
Рассчитаем мощности, протекающие через реакторы в
нормальном режиме, при отключении одного генератора и при
отключении одного трансформатора.
В нормальном режиме работы через каждый секционный реактор
протекает мощность
45
РС2 “ рпотр ~ р сн _ 63 - 40 — 6,3 _ I ос м п _
РЬК1 = РЬК2 1 ------------- 2 ---------------- ---------- 2 -----------При отключении одного генератора
секционный реактор протекает мощность
рпотр
РЬЕ1 | РЬК2 =
рсн
Щ
СЬ
через
каждый
40 + 6,3
= —
-------- 23,25 МВт.
При отключении одного трансформатора, например Т1, через
каждый секционный реактор протекает мощность
= Р (л — Рпотр — рсн = 63 —40 — 6,3 = 16,7 МВт,
РЬК2 = РШ 1 + РС2 “ рпотр “ рсн = *6>7 1 63 - 40 1 6,3 =
= 33,4 МВт.
Расчетным режимом
трансформатора:
является
РЬК2
_
>/3 • Ином ' С05(Р
режим
отключения
одного
334 0 0
л/З ■10 • 0,8
Принимаем по таблице Б1 к установке реактор типа
РТСТГ-10-2500-0,МУЗ с параметрами ЦНом = Ю кВ, 1Ном = 2 5 0 0 А,
Хр = 0,14 Ом.
Ток через каждый секционный реактор в нормальном режиме
равен
,
_
раб, ном
РЬК2
_
>/3 • У н о м ' соз ф
8350
_ Я , || д
л/3 10 0,8
Потеря напряжения в реакторе в нормальном режиме, согласно
(5.11) равна
V ? ■хр • I • 1 0 0 • 5 Ш ф
у / 3 - 0,14■ 602,61 • 1 0 0 • 0 ,6
Г = ------------------------------ = -------------------------------------- = 0,00% ,
Ином
10000
что меньше допустимого значения потерь.
46
6 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов
короткого
замыкания
производится для
последующего их использования при выборе и проверке проводников
и электрических аппаратов по аварийному режиму.
Расчет токов короткого замыкания выполняется в соответствии с
методикой, изложенной в [13] в следующем порядке:
- для рассматриваемой электроустановки составляется расчетная
схема;
- по расчетной схеме составляется электрическая схема
замещения;
- определяется сопротивление каждого элемента расчетной схемы
(синхронных
генераторов, силовых трансформаторов, линии
электропередачи, реактора, энергосистемы). В таблице 6.1 приведены
выражения для определения приведенных значений сопротивлений.
- схема замещения постепенно преобразуется, начиная от
источников питания к точке короткого замыкания, и приводится к
простому виду;
- определяется значение результирующего сопротивления
относительно точки короткого замыкания;
- по значениям результирующей ЭДС (среднего напряжения) и
результирующего сопротивления определяется начальное значение
периодической составляющей тока короткого замыкания ( 1по) в
расчетной точке короткого замыкания;
- затем определяется ударный ток короткого замыкания ( ( у ) и
тепловой пульс тока короткого замыкания (Вк);
при
необходимости
определяется
периодическая
и
апериодическая составляющие тока короткого замыкания для
заданного момента времени I.
Если в электрической схеме имеется замкнутый контур, то
дополнительно рассчитывается КЗ и при разомкнутом состоянии
контура.
Расчетным видом КЗ, для проверки электрических аппаратов и
токоведущих частей на динамическую и термическую стойкость,
является трехфазное КЗ [21].
По току трехфазного КЗ производится также проверка
выключателей на отключающую способность, а в сетях напряжением
110 кВ и выше - отключающая способность дополнительно
проверяется по току однофазного КЗ.
47
Таблица 6.1 - Расчетные выражения для определения приведенных
значений сопротивлений____________________ ______________________
Относительные
Именованные
Элемент Исходный
единицы
единицы
электроус­ параметр
тановки
хй * (ном)
Г енератор
Хс1 * (н о м )’ б
Х(1 * (ном) ^ б
ХЯ■
с
эг, ном
5 г, ном
Ч * 0/о
Х(1 *% ‘ %
$г, ном
1 0 0 *5г, ном
1 0 0 • 5Г( ном
$г, ном
ц2
х= ^
5К
х=
ц2
иб
$к
Энергосис­ 1ном,откл
тема
х* с(ном)
Ш ном
иК%
Трансфор­
матор
5т, ном
Реактор
Хр, Ом
Линия
электро­
передач
Худ,Ом/ КМ
х
~ 5К
х» =
%
■уЗ • 1ном,откл ' ^ср
>/3 • 1ном, откл ' Мер
,
. ||2
* с(ном) иб
Х_
5зс> ном
X* = -------------------
х * с (н о м )’ б
V
§с, ном
ик% ■
ик% - » б
1 0 0 • 5Х( ном
100 • 5Х( ном
х _ хР ° б
х* =
хр .5б
»ср
_ худ ■1 ‘
1, км
иср
худ ' 1' %
х* = -------=-----иср
Примечание: За базовое напряжение II^ удобно принимать
среднее напряжение той ступени, для которой ведется расчет токов
короткого замыкания.
Величина ударного
выражению:
тока
КЗ
определяется
1у = Л^ * 1п О ку48
по
известному
С6-1)
где 1по - периодическая составляющая тока КЗ;
Ку - ударный коэффициент.
Точное значение ударного коэффициента Ку определяется в
соответствии с рекомендациями [13,21].
При учебном проектировании допускается принимать значение
ударного коэффициента Ку по средним данным, приведенным в
таблице 5.2.
При проверке электрических аппаратов на отключающую
способность
необходимо
знать
значение
периодической
составляющей 1Пт тока КЗ в момент времени т, соответствующий
началу размыкания контактов выключателя. При этом в качестве
расчетного времени следует принимать сумму минимального времени
действия релейной защиты 1рз,мин> установленной на данном
присоединении, и собственного времени отключения выключателя
*с,откл:
т = *рз, мин + 1с, откл = 0>01 + *с, откл-
( 6 -2 )
Значение периодической составляющей тока КЗ 1Пт в момент
времени т определяется с учётом коэффициента затухания
периодической составляющей тока КЗ у:
1пг - У ‘ 1п0-
(6-3)
Коэффициент затухания у определяется по типовым кривым [16]
или по рисунку 6.1 по значению I = т и отношению:
пО, ном= 7
*
•ном, ист
(6-4)
где 1по периодическая составляющая тока КЗ в
рассматриваемой точке КЗ;
1ном, ист ~ номинальный ток источника питающей сети.
Метод типовых кривых применяется в том случае если
•пО ^ном , и с т ^ 2 в остальных случаях 1ПТ = 1п 0 .
Результаты расчета токов короткого замыкания сводятся в
таблицу 6 .2 .
49
а- с тиристорной независимой системой возбуждения;
б- с тиристорной системой самовозбуждения;
в- с диодной независимой (высокочастотной)
возбуждения
системой
Рисунок 6.1 — Типовые кривые изменения периодической
составляющей тока КЗ от турбогенераторов
50
Таблица 6.2 - Результаты расчета токов короткого замыкания
Точка КЗ
Источник
Значения токов короткого замыкания, кА
тока КЗ
*п0
*У
К1
К2
КЗ
Кп
О
»
)
31
7 Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей
7.1
Расчетные условия для выбора электрических аппаратов
и токоведущих частей по продолжительным режимам работы
Электрические аппараты и токоведущие части любой
электроустановки должны быть выбраны так, чтобы могли надежно
работать как в нормальном режиме работы, так и при отклонении от
него.
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
электроустановок производят по условиям работы в нормальном
режиме и проверяют на термическую и динамическую устойчивость
при коротком замыкании.
Выбранные электрические аппараты и токоведущие части по
условию длительного нагрева должны удовлетворять форсированному
режиму работы электроустановки [13,14,15].
Рассмотрим некоторые конкретные случаи определения токов
нормального и форсированного режимов работы электроустановки.
- Цепь генератора
Наибольший ток нормального режима определяется по
выражению:
,
_________ р г,ном ________
‘раб, ном — 1г, ном
п? п
V3 • Цп ном С05 Фг, ном
п и
где 1раб ном = 1Г( Ном ~ номинальный ток генератора, кА,
Рг, ном ~ номинальная мощность генератора, МВт,
IIг, ном ~ номинальное напряжение генератора, кВ,
со$ (рГ| ном
номинальный
коэффициент мощности
генератора.
Ток форсированного режима генератора определяется при
снижении напряжения на пять процентов по выражению:
___________ Рг,ном__________
,
Ф°РС (Уз ■1!Г( ном ‘ 0>95 • соя <рг, ном)
г?2.
- Цепь двухобмоточного трансформатора.
Ток нормального режима определяется при номинальной
мощности трансформатора и номинальном
напряжении по
выражению:
52
•
_
,
_
5 т , н о м
‘раб, ном ~ *т, ном — /=• ..
и
"УЗ • Ыном
(7.3)
где 5Т/ ном ~ номинальная мощность трансформатора, МВ-А,
IIном ~ номинальное напряжение соответствующей обмотки
трансформатора, кВ.
Ток форсированного режима определяется при условии
отключения параллельно работающего трансформатора, когда
оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по
правилам аварийных длительных или систематических перегрузок,
т.е.
^форс = к2, доп ’ 1т, ном>
(7-4)
где К2 дОП - коэффициент аварийной допустимой или
систематической перегрузки трансформатора.
Цепь
трехобмоточного
трансформатора
или
автотрансформатора.
Загрузка обмоток, высокого, среднего и низкого напряжений,
трансформаторов электростанции зависит от графика выработки
мощности генераторами и графиков нагрузки, на низком и среднем
напряжении, а также от схемы соединения электростанции на низком
напряжении. При блочном соединении генератора с трансформатором
на стороне низкого напряжения ток нормального и форсированного
режимов определяется по выражениям (7.1) и (7.2).
При поперечных связях между генераторами ток нормального и
форсированного режимов на стороне высокого и низкого напряжений
определяется по номинальной мощности трансформатора с учетом его
перегрузки по выражениям (7.3) и (7.4). На стороне среднего
напряжения, если отсутствует связь с энергосистемой, ток
нормального и форсированного режимов определяется
по
выражениям:
I
'
=
*раб, ном
где 5Нагр ~
напряжения, МВА.
мощность
-
-
5 н а г Р
нагрузки
на
^форс = ^ ' 1раб, ном'
53
(75)
.
2 -л/3 - и ном'
стороне
(
)
среднего
(7-6)
Если к шинам среднего напряжения присоединена энергосистема
и возможны перетоки мощности между высшим и средним
напряжениями, то ток нормального и форсированного режимов
определяется по выражениям (7.3) и (7.4).
- Цепь линии.
Если линия одиночная, то 1раб, ном = ^форс определяется по
максимальной нагрузке линии.
Для п параллельных линий ток нормального и форсированного
режимов определяется по выражениям:
_
5нагр
‘раб, н о м - “ /о ,,
*
р
п ■л/З ■Ыном
_ ^ а б .н о м ’ 11
форсп —1
( 7-8)
- Цепь секционных, шиносоединительных выключателей,
сборные шины.
Ток
нормального
режима
определяется
с
учетом
токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном
эксплуатационном режиме [6 , 15]. Обычно ток, проходящий по
сборным
шинам,
секционному
выключателю
или
шиносоединительному, не превышает максимального тока самого
мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим
шинам.
7.2
Расчетные условия для проверки электрических
аппаратов и токоведущих частей по режиму короткого
замыкания
При
проверке выбранных электрических аппаратов
и
токоведущих
частей
электроустановки
на
термическую
и
динамическую стойкость при коротком замыкании (КЗ) необходимо
правильно выбрать положение расчетной точки и расчетный вид КЗ.
Расчетную точку КЗ для проверки выбирают так, чтобы через
электрический аппарат или токоведущую часть электроустановки
протекал наибольший ток КЗ.
Расчетным видом КЗ, для проверки электрических аппаратов и
токоведущих частей на динамическую и термическую стойкость,
является короткое трехфазное замыкание. По трехфазному току КЗ
производится так же проверка выключателей на отключающую
54
а
ч способность, а в сетях напряжением 110 кВ и выше - дополнительно
% по однофазному току КЗ. При проверке на термическую стойкость
проводников и аппаратов в цепях генераторного напряжения
электростанций расчетным током короткого замыкания может быть
о двухфазное КЗ, если оно обуславливает больший нагрев проводников
и аппаратов, чем при трехфазном КЗ [13,21].
Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей на
термическую стойкость, а выключателей дополнительно на
отключающую способность, необходимо знать расчетное время
протекания тока КЗ, т.е. время через которое происходит отключение
тока КЗ. Согласно [21, 22] время отключения тока КЗ 10ТК для
проверки проводников и электрических аппаратов на термическую
стойкость складывается из времени действия основной релейной
защиты рассматриваемой цепи 1р3 и полного времени отключения
выключателя 1Полн, отк:
*отк = *рз + *полн, отк-
(7-9)
Электрические аппараты и токопроводы, применяемые в цепях
генераторов мощностью 63 МВт и более, а также в цепях блоков
генератор-трансформатор такой же мощности, должны проверяться на
термическую стойкость, исходя из времени протекания тока КЗ
четыре секунды [22].
Время отключения тока КЗ ориентировочно можно принимать по
таблице 7.1 в зависимости от места короткого замыкания.
При проверке электрических аппаратов на отключающую
способность в качестве расчетного времени протекания тока КЗ (отк
следует принимать сумму минимального времени действия релейной
защиты (рз, мин данного присоединения и собственного времени
отключения выключателя 1с, отк [21], т.е
*отк = *рз, мин + *с, отк = 0,01 + 1с, отк •
(7.10)
Термическая стойкость электрических аппаратов и токоведущих
частей проверяется по тепловому импульсу тока КЗ.
Электрический аппарат удовлетворяет условию термической
стойкости, если выполняется условие
Вк ^ Вхер.доп»
55
(7-11)
Таблица 7.1 - Ориентировочное время отключения тока КЗ для
проверки проводников и электрических аппаратов на термическую
стойкость
__________________
Время отключения
Место короткого замыкания
тока КЗ
Электростанция типа ТЭЦ
РУ повышенного напряжения 35-220 кВ
(сборные шины, цепи трансформаторов от *отк =0,16+0,20 с
выводов до сборных шин, цепи ЛЭП)
Сборные шины генераторного напряжения.
Цепи
трансформаторов
связи
и
трансформаторов собственных нужд. Цепь
*отк = 0,3 с
шиносоединительного
выключателя.
Цепь При наличии на
ответвления
от
блока
генератор
— ГРУ генераторов
трансформатор до трансформатора собственных
мощностью 63
МВт и выше
нужд.
Цепь генератора присоединенного к шинам
*отк = 4 с
ГРУ или генератор, работающий в блоке с
трансформатором
КЗ за линейным реактором
ШШ = 1.2 И 2,2 с
Секционный выключатель и реактор
*отк =0,3 с
Цепь
от
выводов
трансформатора
^отк = 0,2 "г0,3 с
собственных нужд до шин собственных нужд
Шины собственных нужд 6 кВ. Цепи
^отк = 0,6 -н1,2 с
электродвигателей
Электростанция типа КЭС
РУ повышенного напряжения 110-750 кВ
(сборные шины, цепи трансформаторов от *отк —0,16^0,20 с
выводов до сборных шин, цепи ЛЭП)
Цепь ответвления от блока генератор трансформатор до трансформатора собственных
*отк = 4 с
нужд.
Связь
от
выводов
блочного
трансформатора до выводов генератора.
Цепи от выводов рабочего и резервного
трансформаторов собственных нужд до шин 10тк = 0,2 т0,3 с
собственных нужд
Шины собственных нужд 6 кВ. Цепи
10тк = 0,6 "5-1,2 с
электродвигателей
где Вк ~ тепловой импульс (интеграл Джоуля) тока КЗ в
56
рассматриваемой цепи, А2 • с;
ВТер, доп - допустимое значение теплового импульса
О
(интеграла Джоуля) для проверяемого аппарата, А • с.
Проводник удовлетворяет условию термической стойкости, если
его конечная температура йк к моменту отключения КЗ не превышает
предельно допустимую температуру нагрева при КЗ З к<д ОП, т.е. если
выполняется условие: в к < 9К, доп [211Определение теплового импульса тока КЗ Вк для оценки
термической стойкости зависит от местоположения точки КЗ в
рассматриваемой электроустановке. В соответствии с [21] можно
выделить три основных случая: удаленное короткое замыкание, КЗ
вблизи генераторов и КЗ вблизи группы электродвигателей. Тепловой
импульс тока КЗ имеет две составляющие: периодическую ВК)П и
апериодическую Вк, а :
Вк — Вк, п + Вк, а-
(7.12)
При удаленном КЗ, если отношение действующего значения
периодической составляющей тока любого генератора (синхронного
компенсатора) в начальный момент КЗ к его номинальному току
меньше двух, т. е. при I* пр г = 1по, г / 1ном, г < 2, это обычно
сборные шины напряжением 35 кВ и выше, все источники исходной
схемы объединяются в один эквивалентный источник. В этом случае
периодическая составляющая тока КЗ принимается незатухающей, т.е.
1пт = 1п0>а апериодическая составляющая затухающей по экспоненте
с постоянной времени системы Та>эк = Та| с, которая берется из
таблицы 5.2. Таким образом, при удаленном КЗ, тепловой импульс
тока КЗ согласно [21] определяется по формуле:
(7.13)
где 1пд с - начальное значение периодической составляющей
тока КЗ от эквивалентного источника (системы), кА.
В том случае, если (отк > 3 ■Та с тепловой импульс тока КЗ
можно определять по формуле
(7.14)
57
По выражению (7.14) можно вычислять тепловой импульс тока
КЗ в цепях генераторного напряжения ТЭЦ, если место КЗ находится
за реактором.
При КЗ вблизи генератора, генератор выделяется в отдельную
ветвь, а все остальные источники объединяю тся в эквивалентный
источник. В этом случае апериодическая составляю щ ая В к, а и
периодическая Вк( п теплового импульса тока КЗ определяю тся по
выражениям:
Эк, п - (^пО, с + В* к, г ; *п0, г + 2 ’ •пО, с ' •пО, г '
где 1п 0,с
“
начальный
периодический ток
к, г ) ' *отк. (7-15)
эквивалентного
источника;
1п о г 1 начальный периодический ток генератора;
В* к, г ~ относительный тепловой импульс тока КЗ от
периодической составляющей тока генератора, определяемый по [21]
или кривым, представленным на рисунке 7.1 ,а;
(2* К| г -относительны й токовый импульс от генератора,
определяемый по [21] или кривым рисунка 7.1,6.
а - кривые относительного теплового им пульса тока КЗ В* к г ;
б —кривые относительного токового им пульса (}* к г
Рисунок 7.1 —Кривы е для определения относительного теплового
и токового импульсов от синхронных генераторов с тиристорной
системой возбуждения
58
5®сгав
тот
/
„А 1 - е
2
Вк, а - ^пО, с
2 • Ертк\
Та’с
+ 'пО,г ' Т*>г *
а, с
тщ
/
\
'О
П
Ц
И
Й
ь .
4 1 п0,с - 'п 0 ,г
/
х <1 _ е
”*
1
аГ
1 + 1 /Т а, с + 1 / г Г г
/
х 1_ е
где Та с>
Та, г
Я
ШШ1
(та, с та, г ) I
( 7 .1 6 )
~ постоянные времени изменения токов в цеп ях
г системы и генератора, определяемые по таблице 5.2, с.
В том случае, если З Та > г > 10тк > 3 * Та<с , тепловой и м п у л ь с
тока КЗ допускается определять по выражению [21]
Вк = ( !пО,с + 2 ’ 1п 0 ,с ’ 1п О ,г' < )* к ,г + В * к ,г - !п 0 , г ) ’ {о т к +
/
+ 4 с та.с + <п0, г т а, г-
^ ‘ *отк\
1-е
^ ' 1п Щ с '| пО,г
Та' г
+
(7 171
1/Та,с + 1/Та,г '
Если же 10тк > 3 • Т3; г, то тепловой импульс тока КЗ можно
рассчитывать по формуле
вк = 0пО, с + 2 ■*п0, с ’ У , г * Ф* К , г + В* К, г ■1п0, г ) ** °тк +
"^пО, с ' Та,с + ^пО, г 'Т а , г +
. ^ п О .с ^ п О .г
/Ч 1 0 ч
+ 1/Та, с + 1 / ^ 7
(?*18)
При КЗ вблизи группы электродвигателей все электродвигатели
59
заменяются эквивалентным электродвигателем, а все источники
объединяются в эквивалентный источник, который является системой
по отношению к эквивалентному электродвигателю. Для определения
суммарного теплового импульса тока КЗ с учетом электродвигателей
рекомендуется [13, 21] пользоваться выражениями (7.15) - (7.18), в
которых необходимо заменить 1ц0, г и Та, г соответственно на 1п0,д
и Та, д эквивалентного электродвигателя.
Согласно [3, 6] группа электродвигателей
заменяется
эквивалентным электродвигателем со следующими параметрами:
- постоянная времени периодической составляющей тока
Тэк = 0,07 с;
- постоянная времени апериодической составляющей тока
Та, д = 0,04 с;
- коэффициент полезного действия Цд = 0,94;
- коэффициент мощности сокф д = 0,87;
- кратность пускового тока к п = 5,6.
Начальный периодический ток эквивалентного электродвигателя
определяется по выражению
,
Е риом,д
_ 4 • Е риом,д
*п0, д ~ кп -------— --------т=~г. ---------= — | ------------- ■
Чд " €05 ф д • л/З • Цном, д
"н о м ,д
„ ,„ Л
(7.19)
Относительный тепловой импульс тока КЗ В» К д
и
относительный токовый импульс 0 * к ,д от эквивалентного
электродвигателя определяются по [13, 21] или кривым, приведенным
на рисунках 7.2 и 7.3.
Допустимое значение теплового импульса Вт ер>д0^ для
коммутационных аппаратов зависит не только от указанного заводомизготовителем нормированного тока термической стойкости 1т . но и
от соотношения между расчетной продолжительностью тока КЗ 1отк
и допустимым временем термической стойкости 1т [21].
Если 1отк —й » в этом случае допустимое значение теплового
импульса Втер(доп равно
Втер, доп = 1т ' *т-
(7.20)
В том случае если 1отк ^ ^т» то допустимое значение теплового
импульса Втер, доп равно
2
Втер, доп = 1т ' *отк60
(7.21)
I/ ”3
-
й
тока К З В* к, Д ’
а-кривы е
,3 2 Г .«
*
‘- “ " С
—
—
„ г к ^ и г — » —
-
О 0,1
0,2 0,3 0,4 I, с
“
С ' К' Я
—
"
0,3 0 .4 1» С
0
а
б
а - кривые относительного теплового импульса тока КЗ В* к д ;
б - кривые относительного токового импульса (}* к д
-
Л
Т~
61
и « * о » го
7.3 Выбор коммутационной аппаратуры
7.3.1 Основные положения
При проектировании электроустановок первоначально намечают
типы выключателей, а затем производят их выбор по следующим
параметрам [6,13,15]:
а) по напряжению электроустановки
Пуст ^ Ином*
(7.22)
где Чует - номинальное напряжение установки;
1)Ном ~ номинальное напряжение выключателя;
б) по длительному току в нормальном и форсированном режимах
работы
1раб, норм — !ном;
1форс — ^ном!
(7.23)
в) по отключающей способности
При выборе выключателя по отключающей способности сначала
производится проверка на симметричный ток отключения по
условию:
(7.24)
1пт — 1отк, ном>
где 1Пт ~ периодическая составляющая тока короткого
замыкания, для момента времени определяемого по (7.10).
Далее проверяют выключатель на возможность отключения
апериодической составляющей тока КЗ 1ат по условию:
*ат ^ 1а, ном = >/2 • Рном ' 1отк, ном ' Ю
или Р— Рном» (7.25)
где 1а, ном “ номинальное допускаемое значение апериодической
составляющей в отключающем токе для момента времени т = 1отк ;
Iах - апериодическая составляющая тока КЗ в момент
расхождения контактов выключателя т;
Рном ~ нормированное значение содержания апериодической
составляющей в отключаемом токе, %, которое берется по каталогу
для выбранного выключателя. Если Рном отсутствует для данного
типа выключателя, то оно может быть определенно по кривой
Рном = /С О представленной на рисунке 7.4 или рассчитано для
момента времени т по выражению:
62
Рном = е—22,5 т ,
(7.26)
Р - процентное содержание апериодической составляющей в
отключаемом токе КЗ, которое определяется по выражению:
р = 1а х 100/(л/2 1Пт ).
(7.27)
Если условие (7.24) выполняется, а (7.25) не выполняется, то
допускается производить проверку выключателя по отключающей
способности по полному току КЗ:
(л/2 • 1пх + 1ах) < л/2 • 1отк, ном ’ (1 + Рном ■Ю " 2 ). (7.28)
или
100+ Р
К’ном - 1пт ‘ 100 + Рном'
(?,29)
Рисунок 7.4 - Нормированное содержание апериодической
составляющей в отключаемом токе
Проверка
выключателя
производится по условию:
по
*у — *вкл, ном*
включающей
*п0 — *вкл, ном>
способности
(7.30)
где {у - ударный ток КЗ в месте установки выключателя;
1„0 - начальное значение периодической составляющей тока
КЗ в месте установки выключателя;
1вкл, ном ~ номинальный ток включения выключателя,
равный номинальному току отключения 1отк, ном (начальное
действующее значение периодической составляющей);
63
*вкл, ном = Ку • л/2 ■1Вкл, ном
I
наибольший
пик
тока
включения.
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по
двум условиям:
^пО - Шйй'
‘у - *дин>
(7.31)
где 1дИН - начальное действующее значение периодической
составляющей сквозного предельного тока КЗ, равное номинальному
току отключения выключателя;
1дин = 2,55 • 1отк, ном
наибольший пик сквозного
предельного тока КЗ.
На термическую стойкость выключатель проверяется по
тепловому импульсу тока КЗ в соответствии с выражением (7.11).
Выбор разъединителей производится
по номинальному
напряжению установки, длительному номинальному току, по
конструкции и роду установки, а проверка производится в режиме КЗ
на термическую и электродинамическую стойкость.
Результаты выбора выключателей и разъединителей сводят в
таблицу 7.2.
Таблица 7.2 — Расчетные и каталожные данные выключателя и
______________ _______________________________
разъединителя
Расчетные
Каталожные данные
Условие выбора
данные
выключателя
разъединителя
Чует — Ином
'форс —'ном
'п т ^ 'отк, ном
*ат ^ *а, ном
'п 0 — 'вкл, ном
1у Л 1вкл, ном
-
-
'п 0 - 'дин
1у ^ 1ДИН
Вк < Втер д 0П
7.3.2
Примеры выбора и проверки электрических аппаратов
Пример 7.1. Для ТЭЦ, представленной на рисунке 7.5 выбрать:
выключатель и разъединитель в цепи
ТВФ-63-2ЕУЭ, работающего на шины ГРУ 10 кВ;
64
генератора типа
выключатель и разъединитель на стороне 110 кВ в цепи блока
ТВФ-120-2УЗ.
Мощность короткого замыкания системы 5КЗ = 1500 МВ • А. На
ТЭЦ установлены трансформаторы связи Т1, Т2 типа ТД-40000/110 и
блочный трансформатор ТЗ типа ТДЦ-125000/110. На шинах ГРУ
установлены секционные реакторы типа РБДГ-10-4000-0,18УЗ.
Рисунок 7.5 - Схема ТЭЦ
По таблице 2.3 [10] принимаем силовые трансформаторы типа
ТД-40000/110У1 с ик = 10,5% и типа ТДЦ-125000/110 с ик = 10,5%.
Принимаем, согласно таблице 4.1 [23], к установке синхронные
генераторы ТВФ-63-2Е с х^ = 0,136 и ТВФ-120-2 с х^ = 0,192.
Составим схему замещения и определим сопротивления всех
элементов, при базисной мощности 5* = 1000 МВ • А. Схема
замещения ТЭЦ представлена на рисунке 7.6.
Сопротивление энергосистемы
5<
1000
” Зкз = 1500 = °'667,
65
Сопротивления трансформаторов связи Т1 и Т2
“к % 5 6
2
3
1 0 0 -5Т, ном
. № 5 - 1 0 00
1 0 0 -4 0
Рисунок 7.6 - Схема замещения ТЭЦ
Сопротивление блочного трансформатора ТЗ
х4 =
ЦК% • 5б
100 • 5т, ном
10,5 • 1000
= 0,84.
100 • 125
Сопротивление секционных реакторов ЬК.1,1Л2.
хр • 5б 0,18 • 1000
х5 = х6 = ~Т.Ъ ------------ о— = 1,633.
II2
10,52
Сопротивление генераторов 0 1 ,0 2 ,0 3
^ _- х 8 = х 9 = --------=
Ч'Ч —0,136
1000 _ 1727.
х7
----------5г, ном
Сопротивление генератора 0 4
66
78,75
Хл • 5б
0,192 ■1000
х10 = о — “ = ----- Тпг
125------= 1.536.
8г. ном
Произведем расчет токов КЗ в точке К1. Так как схема ТЭЦ
является симметричной относительно точки КЗ К1, то ее можно
представить в следующем виде, рисунок 7.7.
Рисунок 7.7 - Преобразованная схема замещения ТЭЦ
XI1 = х2 ‘ х3 = -*■= —т— = 1,3125,
х2 + х3
хс
1,633
х5 ‘• Хб
х6
3 - = - ^ = ——- = 0,8
х1 2 = Г Г Т- Т
Т ~~2~
2 = ° '8165'
х5 + х6
х13
. х7 ‘ х9
Х7 + хд
X! • (х4 + х10)
2
0,864,
0,667 • (0,84 + 1,536)
*14 “ X! + х4 + х10 “ 0,667 + 0,84 + 1,536 “
Определим эквивалентную ЭДС Еэ ^ система - генератор 0 4
„
_ Ес • (х4
х10)) |+ Ег!
Ег2 • X!
х4 +
+ хю
еэ 1 ----------------------------------------Х 1 + х 4 + х 10
67
_ 1 • (0.84 + 1.536) + 1.13 • 0.667 _
”
0.667 + 0.84 + 1,536
Х15 = хп + х14 = 1.3125 + 0.52 = 1.8325.
Результирующее сопротивление ветви система, генераторы 01 ,
03 равно
XI6 = Х| 2 +
1о
и
Хт о *XI с
0,864 *1.8325
”
^ = 0.8165 + п а . . х 1 = : = 1.404.
+ Х|5
0,864 + 1.8325
Определим эквивалентную ЭДС Е32 система, генераторы 0 1 ,0 3
Е
_ Еэ! ' х13 ± ^г! ; х15 _
х1 3 + х15
1.028 • 0.864 + 1,08 • 1.8325
= --------------------------------------= 1.063.
0.864 + 1.8325
Определим начальное значение периодической составляющей
тока КЗ по ветвям.
Рассчитаем базисный ток (вд для точки КЗ К1.
5б
1000
»б1 = - р - 2— = -7=--------= 54.98 кА.
01 л/3-Цб1 л/3 10.5
Суммарный ток от эквивалентного источника
еэ 2 .
1.063 -54.98
' " 0 . э = ^ ' б 1 ------- 1^404
“ 41,63 кА.
Ток КЗ от генератора 0 2
Ег1
1.08 • 54.98
!п0. С2 = ~ ' [б1 = - [ 727
= 3 4 3 8 кА.
Суммарный ток КЗ в точке К1
!п0, К1 = •пО.э + ■пО.Сг = 41.63 + 34.38 = 76.01 кА.
68
Произведем расчет тока КЗ в точке К2, используя схему
замещения ТЭЦ, представленную на рисунке 7.7.
х13 • (х12 + х8) 0,864 • (0,8165 + 1,727)
*17 “ х13 + х12 + х8 “ 0,864 + 0,8165 + 1,727 " °'М '
Результирующее сопротивление ветви генераторов 01 , 0 2 , 03
равно
х18 = ХЦ
х17 = 1>3125 + 0,645 = 1,9575.
Определим начальное значение периодической составляющей
тока КЗ по ветвям.
Рассчитаем базисный ток 1^2 для точки КЗ К2.
5Й
1000
Суммарный ток КЗ от генераторов 0 1 ,0 2 ,0 3
Ег1 §
‘"«•С = ^
х18
1,08 • 5,02
=
1,9575
= 2,77 кА'
Ток КЗ от энергосистемы
Ес
1 • 5,02
а = " « д а °
Ток КЗ от генератора 0 4
Ег2
1ДЗ • 5,02
п0>04 “ х4 + х 10 'б2 “ 0,84 + 1,536 “ 2,39 КА‘
Суммарный ток КЗ в точке К2
•пО,К2 = •пО.с + Ц . С + !пО,С4 = 7*53 + 2-77 + 2<39 = 12«69 кАОпределим ударные токи трехфазного КЗ для точек К1 и К2.
69
Для точки К1 ударные токи равны:
от эквивалентного источника
Ц э | л/2 • Ку ■1п0( э = *\3 • 1,9 ■41,63 = 111,86 кА,
где Ку = 1,9 согласно таблице 5.2,
от генератора 02
V, С2 = ^ 2 ■ку • 1по, С2 = ^ 2 • 1,96 • 34,38 = 95,30 кА.
Суммарный ударный ток в точке К1
1у,
= 1у( э + 1у, С2 = 111,86 + 95,30 = 207,16 кА.
Для точки К2 ударные токи равны:
от генераторов 01 ,0 2 , 03
Л с = л/2 • Ку • 1п0( 1 1 л/2 • 1,935 • 2,77 | 7,58 кА,
от системы
*у, э = л/2 • Ку ■1П0( с = л/2 ■1,7 • 7,53 = 18,10 кА,
от генератора 0 4
Ц || I р
• | | • 1п0, С4 | Ц • 1-965 ■2,39 I 6,64 кА.
Суммарный ударный ток в точке К2
1 К2 = 5у, С 1 1у, э + 1у. С4 | 7,58 1 18,6 + 6,64 | 32,82 кА.
Д ля выбора выключателя и разъединителя в цепи генератора 02
определим расчетные токи рабочего режима.
I
_
5г, ном
78,75
ном “ ~РГ7,--------->/3 • Ыр, ном
70
>/3 • 10,5
= 4 3 3 0 А,
!форс ~ ^макс -
$г, ном
78,75
V ? ■Цг, ном • 0,95
л/З • 10,5 ■0,95
= 4558 А.
Согласно таблице 1.1 [11] принимаем к установке выключатель
типа МГГ-10-63/5000 с параметрами 1)Ном = Ю кВ, 1ном = 5000 А,
•отк, ном = 63 кА, 1дин = 1^0 кА, 1дин = 64 кА, 1Х = 64 кА, 1Т = 4 с,
*с,отк = 0,11 с, 1полн,отк = 0,13 с.
По таблице 2.2 [11] принимаем к установке разъединитель типа
РРЧЭ-2-20/6300МУЗ с параметрами 1)Ном = 20 кВ, 1ном = 6300 А,
•дин = 250 кА, 1х = 100 кА, 1х = 4 с.
Расчетным током КЗ для проверки выключателя при напряжении
ниже 35 кВ является наибольший ток, протекающий через
выключатель [1]. В данном случае наибольшим током КЗ является ток
от эквивалентного источника 1пд = 1по э = 41,63 кА.
Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и
присоединенных к ней генераторов С1, СЗ, 0 4 считается неизменной
во времени и равна 1Пт = 1П0 э = 41.63 кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного
источника равна
‘а, т = ч/2 • 1„о, э ' е_т/Та<
где Та = 0,05 — 0,1 с - согласно таблице 5.2;
т = ^полн, отк — ^д 0,01 —■0,13 0,04 + 0,01 — 0,1 с;
*полн, отк ~ полное время отключения выключателя;
(д = 0,04 с - время горения дуги.
*а,т
I V I ■41,63 • е -од/од
= 21,66 кА.
Проверим выключатель на отключение симметричного тока КЗ
по условию (7.24)
1пт - 41,63 кА < 10тк, ном - 63 кА.
Проверим
выключатель
на
апериодической составляющей тока КЗ
1а, ном =
—VI • е ?2»5 ’т • Iотк, ном
= 9,39 кА,
71
возможность
отключения
т по условию (7.25)
‘а. т = 21,66 кА > 1‘а, ном = 9,39 кА.
Таг. « и выключатель по условию отключения апериодической
{.•оставляющей гока КЗ не проходит, проверим его по отключению
полного тока КЗ, согласно выражению (7.28)
^'2 • 1П, т + *а, т ^ ^ 2 ‘ *отк, н ом '
+ е
Т)>
у[2 41,63 + 21,66 = 80,53 кА < >/2 63 • (1 + е ~ 22*5 ' 0>1) =
= 9 8 ,4 9 кА.
I аким
образом,
принятый
выклю чатель
М Г Г -10-63/5000
преходит по отключению полного тока КЗ.
1 пер им выключатель по включающей способности по условию
(7.30)
*п0, з ~ 41,63 кА < 1Вкл, ном = 1отк, ном = 63 кА.
1у - (у, э = 111,86 кА < «вкл, ном = ку ' V2 ' 1вкл, ном =
= 1,9 • л/2 • 6 3 = 1 69,28 кА.
Условие (7.30) выполняется.
Проверим
выклю чатель
«лектродинамическую стойкость
(дин
по
условию
(7.31)
на
6 4 кА ^ 1„о з ” 4 1 ,63 кА,
1днн = 170 кА ^ /у — 1у>э — 111,86 кА,
гм как условие выполняется, то выключатель проходит по
электродинамической стойкости.
Проверим выключатель на термическую стойкость по условию
(7.11). Так как (отк = 4 с > 3 • Та = 3 ■0,1 = 0,3 с, то тепловой
импульс Вк , в месте установки выключателя, определяется по
формуле (7.14), а допустимое значение теплового импульса Втер дОП
по формуле (7.20).
Вк = 1п0,э (1отк + Та, с) = 41,632 • (4 + 0,1) = 7105,5 кА2 • с,
72
19й
Втер.доп = 1т •
т апериодщ
ГО001
= 642 • 4 = 1 6 3 8 4 кА 2 ■с,
Вк = 7105,5 кА2 •< Втер, доп = 16384 кА 2 • с.
т .и
Таким образом, выбранный
проходит по всем параметрам.
}
выключатель
М ТТ-10-63/5000
Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя в
«МП,
цепи генератора 0 2 приведены в таблице 7.3.
Таблица 7.3 Г"
Расчетные
1данные
ММ
1 Чует == Ю кЕ
Расчетные и каталожные данные
1
Каталожные данные
■
/Разъединится ь Условия выбора и 1
Выключатель
ррцгг ?
проверки
1
1МГГ-10-63/5000 К з о О М У З
1 ^ном = 18 кВ 1 ^ном ~ 20 кЕ
11
1ном = 5000 А 11ном = 6300 /
Ммакс = 4558 /
Ьтк, ном =
1 *п,г =
1
= 63 кА
= 41,63 кА
и~ I
га, т =
= 21,66 кА
^ 2 - 1п,т +
, + *а, г =
, = 80,53 кА
*а, ном =
= 9,39 кА
1
=98,49 кА
,
1по = 41,63 кА 1вкл, ном = 63 кА
1у =
{вкл,ном =
= 170 кА
= 111,86 кА
*п0 =
1 4 1 ,6 3 кА
■
= 111,86 кА
вк =
= 7105,5 кА2
I
*макс ^ *ном
1
1п, т — 1отк, ном 1
*а, г — •а, ном
■^2 ' ^отк, ном х
1х( 1+ ш М) =
1}уст ^ ^н о м
^ 2 • 1п, х + *а, т ^
1
< у2 • 1отк, ном х 1
1
* К
Но°оМ)
-
1п0 — *вкл, ном
-
4у < 1'вКЛ, НОМ
1дин = 64 кА
*
*п0 - ^дин
•дин = 170 кА
*дин ~ 250 кА
1у < (ДИН
Втер, доп ~
=16384 кА2 *с
=40000 кА2 • с
Втер.доп =
Вк 55 Втер, доп
р
Расчетные токи в цепи блока генератор - трансформатор
определяются по наибольшей электрической мощности генератора в
соответствии с формулами (7.1), (7.2)
73
I
=
'ном,бл
5 г ,н о м _ =
^З-Цном
125_
=
д^
V?* 115
_
_____ $г, ном
_
125
й 660 6 А.
^форс» бя - макс, бл - л . ц ном . о 95 ^/3 • 115 • 0,95
Принимаем, согласно таблице 1.2 [11], к установке выключатель
типа ВГБУ-110У с параметрами Ыном = 110 кВ, 1ном = 2000 А,
•отк, ном = 40 кА, 1дин —102 кА, 1дин 40 кА, 1у 40 кА, ^т 3 с,
*с, отк = 0,035 с, (поли, отк = 0,055 с.
По таблице 2.1 [11] принимаем к установке разъединитель типа
РГН-110/1000УХЛ1 с параметрами 11ном = 110кВ, 1Ном = 1000 А
1дин = 80 кА, 1х = 31,5 кА, = 3 с.
Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ
и выше выбираются однотипными и проверяются по су ммарному току
КЗ [I I
Определим периодическую составляющую тока КЗ в точке К2
для момента времени:
т = 1с, отк 4" 0,01 = 0,035 + 0,01 = 0,045 с.
Периодическая
составляющая
тока
КЗ
определяется
суммированием периодических составляющих токов по ветвям
энергосистемы, генераторов 0 1 ,0 2 .0 3 и генератора 04.
Периодическая
составляющая
тока
КЗ
энергосистемы
принимается неизменной во времени и равной:
•пт, с = 1п0, с = 7.53 кА.
Периодическая составляющая тока КЗ от генераторов 0 1 , 0 2 и
03 определяется по типовым кривым, приведенным в [21] или на
рисунке 6.1. Для этого предварительно определим номинальный ток
генераторов 0 1 ,0 2 и 03.
3
‘ 5г, ном 3 • 78,75
г, ном - -7=— ----- = - = -------- = 1,186 кА.
‘ Ином ч/З • 115
Определим отношение начального значения периодической
составляющей тока КЗ от генераторов 0 1 , 0 2 и 0 3 в точке К2.
74
^ = 2,77 кА, к номинальному току 1Г/ Ном “ 1Д®6 ^
!пО,С _ 2,77
'
оои
— 11,110о/:
—
2,34.
О
,
I
ЛГ, Н ОМ
По отношению 1по ,С а п н о м = 2,34 и времени т = 0 ,0 4 5 с по
^
кривым, рисунок 6.1,в, имеем
/ г
у = - ^ 1 = 0,95.
и®
НИЩ
п0, С
Таким образом, периодическая составляющая тока К З
уюп генераторов 0 1 ,0 2 и 0 3 к моменту времени т = 0 ,045 с будет:
гЕ
^пт, С = V ' 1п0, С =
от
* 2,77 = 2,63 кА.
Аналогичным образом по кривым рисунка 6.1,в определим
периодическую составляющую тока КЗ в точке К2 от генератора 0 4 :
о
1П0, С4 = 2.39 кА,
,г, ном ~ ^ном, бл — 627,6 А,
*пО,С4
I
‘г, ном
2,39
= 3,81,
0,6276
К=
= 0,91,
*п0, С4
^пт, С4 = У' *п0, С4 = 0»91 • 2,39 = 2,17 кА.
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в
гочке К2 для момента времени т = 0,045 с :
1пт = *пт,с + 1пт,С ■*" *пт,С4 “ 7«53 + 2,63 + 2,17 = 12,33 кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ по ветвям:
75
от энергосистемы
1а,т,с I V ? • 1п0, с ■е - /Т а | Л • 7,53 •
= 1 .7 6 «А.
I
Ч т . С = V? 1„о, с • е -,/Та I V ? • 2,77 • =-»'и д а = 3,13 кА,
I
от генераторов 0 1 ,0 2 и 03
от генератора 0 4
Ч т . 04 - V? ■1п0, С4 ' е -,/т > = V? • 2.39 •
| 2,90 кА.
Постоянная времени Та взята из таблицы 5.2.
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ ]
точке К2 для момента времени т = 0,045 с равно:
•а, т =>а, т, с + *а, т, С + *а, т, С4 = 1»76 + 3«13 + 2<90 = 7»79 кА*
/
_ у / у . р—22,5 ■т . т
_.Гу .
22,5 ■0,045 . дп —
1а, ном — » 4 е
‘отк, ном — »* е
—
= 20,55 кА.
Все расчетные и каталожные данные выключателя
разъединителя для ОРУ 110 кВ приведены в таблице 7.4.
I
Таблица 7.4 - Расчетные и каталожные данные
Каталожные данные
Расчетные
данные
Выключатель
ВГБУ-110У
Цуст = 110 кВ
^ном = Н О кВ
1макс = 660,6 А
^ном = 2000 А
1^ х = 12,33 кА
‘а,т = 7,79 кА
Условия
Разъединитель выбора
РГНпроверки
110/1000УХЛ1
и
^ном = НО кВ Цуст — Оном
•ном — 1000 А •макс ^ 1ном
•п,г ^
1отк, ном = 40 кА
— 1отк, ном
1а,т ^
•а, ном = 20,55 кА
— Ч ном
76
Окончание таблицы 7.4
Каталожные данные
Расчетные
данные
Выключатель
ВГБУ-110У
Условия
Разъединитель
выбора
РГНпроверки
110/1000УХЛ1
•пО =
= 12,69 кА
•вкл, ном = 40 кА
-
(у = 32,82 кА
*вкл, ном = 40 кА
-
*п0 =
= 12,69 кА
(у = 32,82 кА
•дин = 40 кА
-
*'дин — Ю2 кА
Втер, доп =
= 4800 кА2 • с
*дин = 80 кА
1 Зк = 41,9 кА2 • с
и
•пО
—1вкл, ном
1у<
Ш*вкл, ном
•пО - •дин
*У —*дин
Втер.доп =
вк <
=2976,8 кА2 • с ^ Втер.доп
Из таблицы 7.4 видно, что принятый к установке выключатель
ВГБУ-110У и разъединитель РГН-110/1000УХЛ1 проходят по всем
параметрам.
7.4
Выбор токоведущих частей закрытых распределительных
устройств
1
7.4.1 Общие положения по выбору токоведущих частей
закрытых распределительных устройств
В закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) 6-5-20 кВ
сборные шины и ошиновка выполняются жесткими алюминиевыми
шинами, укрепленными на опорных изоляторах.
При токах до 3000 А применяются одно, двух и трехполосные
шины прямоугольного сечения. При больших токах используются
шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие
потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также
лучшие условия охлаждения [6].
Согласно ПУЭ [22] сборные шины электроустановок и ошиновка
I в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех
( напряжений выбираются по допустимому току. Условие выбора имеет
вид
•макс = •форс —1доп>
(7-32)
где 1макс = •форс ~ максимальный ток нагрузки ремонтного или
! послеаварийного режима;
77
1доп
- допустимый ток нагрузки на шины.
Допустимые токовые нагрузки 1доп. ном на голые шины
стандартных сечений приведены в [9] и в [22] при температуре
окружающей среды +25°С
При отклонении температуры окружающей
среды от
нормированной
+25 С
необходимо
произвести
перерасчет
допустимого тока 1Доп для шин стандартного сечения по формуле
•доп - •доп, НОМ ■ /(Одд.доп “ в 0 )/(в д л ,д о п —^о, норм)» ( 7-33)|
где 1доп,ном ~ допустимый ток на шину при температуре
окружающей среды 6 0> норм — 25°С .
При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи
•доп, ном* приведенные в [9] и в [22]. должны быть уменьшены на 5%
для шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин с шириной полос
более 60 мм [22];
до - действительная температура окружающей среды:
вдл, доп - длительно допустимая температура нагрева шин.
равная 70°С.
Выбранные по условию (732) шины проверяются на
термическую и электродинамическую стойкость при коротких
замыканиях.
Минимальное сечение
шины,
отвечающее
требованиям I
термической стойкости, может быть определено по форму ле
где С - параметр значение которого для жестких шин приведены
в таблице 7.5.
Сборные шины и ошиновка распределительных устройств
электрических станций и подстанций должны обладать достаточной
механической прочностью, чтобы противостоять механическим
усилиям, возникающим при КЗ.
Динамическую
стойкость
любой
шинной
конструкции
рассчитывают по наибольшему значению механического напряжения
в шине о Макс и наибольшему значению силы, действующей на
головку изолятора Ризол-
78
■1дилпцц •
1
-----
Материал
проводника
Медь
АДО
АД1Н
АДОМ, АД 1М
АД31Т1
АД31Т
1911
1915,1915Т
Значение С, А • с ^ / м м при начальной
температуре
90
120
70
170
81
68
90
69
82
91
70
92
83
77
64
85
74
62
82
71
63
53
66
60
51
Механическое напряжение (Тмакс 8 материале, однополосных
1 шин, расположенных в одной плоскости, при трехфазном или
я двухфазном КЗ определяется согласно [15,21] по формуле:
°макс —
макс /• П
(7.35)
где Рмакс ~ максимальная сила, действующая на расчетную фазу
1 при трехфазном или двухфазном КЗ, Н;
/ - длина пролета, м;
№ - момент сопротивления шины относительно оси,
перпендикулярной действию усилия, м3 (таблица 7.6);
Я - коэффициент, зависящий от условия закрепления шин и
« числа пролетов, определяемый по [21] или по таблице 7.7;
П - коэффициент динамической нагрузки шин и изоляторов,
определяемый по кривым, приведенным в [21] или на рисунке 7.8.
Максимальная сила Рмакс» действующая на расчетную фазу
при коротком трехфазном или двухфазном замыкании определяется
1по формулам
(*У
’ КФ красп/в>
(7.36)
р(2)
гмакс
2
-7 .
*• 10
т
* ’ кф ‘ кр а с п /а *
где а - расстояние между соседними фазами, м;
79
ГЗ)
1у С - ударный ток трехфазного КЗ, А;
Таблица 7.6 - Моменты сопротивления и инерции шин
Момент
Момент
Расположение шин
инерции
м сопротивления (У, м3
ь н 3
Ь к2
12
Ь3 - к
Ь2 • к
12
( 2")
1у
Ь к3
Ь к2
Ь3 • к
Ъ2 • к
п • й4
п ■Л3
64
32
7Г • (Г>4 — <*4)
п ■(Я4 - 4 4)
64
32 О
ударный ток двухфазного КЗ, А;
I - длина пролета, м;
Кф - коэффициент формы шины прямоугольного сечения
определяемый по кривым рисунка 7.9. Если расстояние в свету между
{Проводниками прямоугольной формы больше периметра поперечного
сечения токоведущей части, т.е. а > 2 • Ц + к), то Кф = 1. Для шин
корытного сечения с высотой сечения А > ОД м коэффициент формы
шин Кф = 1, при й=0,6 м коэффициент формы Кф = 1,1, а при Л=0,8 м
коэффициент формы Кф = 1,06. Для проводников кольцевого сечения
и круглых проводников сплошного сечения коэффициент формы
Кф = 1;
80
Красп ~ коэффициент, зависящий от взаимного расположения
шин определяемый по [2] или таблице 7.8.
Расчетная фаза зависит от взаимного расположения шин,
таблица 7.7.
Таблица 7.7 - Расчетные схемы шинных конструкций
Коэффициенты
_ Расчетная схема
Тип балки
Р
Г1
Балка с одним пролетом
8,00
1,00 3,14
/ \
/ \
Балка с двумя пролетами 8,00
1,25 3,93
Балка с тремя и более
пролетами
для крайних пролетов
10,00 1,13 4.73
для средних пролетов
12,00 1,00 4.73
Для определения динамического коэффициента г], необходимо
рассчитать частоту собственных колебаний шины
и определить
отношение
где/с = 50 Гц.
Частота собственных колебаний шины определяется согласно
[16] по формуле
И
»
ш
(7.37)
где Г} - параметр основной собственной частоты шины, который
зависит от типа шинной конструкции и определяется по таблице 7.7;
Е - модуль упругости материала шин (таблица 7.9), Па;
) момент инерции поперечного сечения шины
^ определяемый по формулам таблицы 7.6, м4 ;
т = б • 5 - масса шины на единицу длины, кг/м;
5 - плотность материала шины, к г/м 3, таблица 7.9;
8 - поперечное сечение шины, м .
Однополосные шины механически прочны, если
°макс ^ °доп>
(7.38)
где Одоп ~ допустимое механическое напряжение в материале
шин, таблица 7.9.
81
1- при ку > 1,60; 2- при ку = 1,40; 3 - при ку = 1,25;
4- при Ку = 1,10; 5 - при Ку = 1,00
Рисунок 7.8 - Зависимость коэффициента
нагрузки от частоты собственных колебаний шины
динамической
Если условие (7.38) не выполняется, то необходимо определить
допустимую длину пролета по формуле
•доп —I ' ^ О д о п / °макс
(7.39)
и повторить расчет.
При расчете двухполосных шин необходимо определять две
составляющие механического напряжения в материале: аж от
взаимодействия пакетов разных фаз и оп от взаимодействия полос
82
внутри одного пакета.
Таблица 7.8 - Значения коэфс шциента К р а с п
Значения коэффициента К р а с п
Расположение
Расчет­
для нагрузок
шин
ная
результи­ изгиба­ растяги­ сжимаю­
фаза рующей ющей вающей щей
В одной плоскости
В
1,00
1,00
0
0
(рисунок 7.10)
По
вершинам
А, С
1,00
0,94
0,25
0,75
равностороннего
треугольника
В
1,00
0,50
1,00
0
(рисунок 7.12,6)
По
вершинам
А
0,87
0,87
0,29
0,87
прямоугольного
В
0,95
0,43
0,07
0,83
треугольника
С
0,95
0,93
0,14
0,43
(рисунок 7.12,а)
По
вершинам
равностороннего
1,00
А, В, С
0,50
1,00
0
треугольника
(рисунок 7.12,в)
Двухполосные шины механически прочны, если
°макс = °ф + °п ^ °доП‘
(7.40)
Напряжение в материале шин от взаимодействия пакетов
различных фаз Оф определяется по формуле (7.35).
Механическое напряжение в материале шин от взаимодействия
полос пакета оп, определяется согласно [13, 21] по формуле
Оп = 2 ’ 10 7 • /п ' кф ' 0 у / п) ' Пп/(Я• я п ‘^п)>
(7.41)
где /п - расстояние между прокладками (рисунок 7.10), м;
ап - расстояние меходу осями шин пакета (рисунок 7.10), м;
{у - ударный ток трехфазного или двухфазного КЗ, А;
\Л^| - момент сопротивления полосы пакета относительно оси.
перпендикулярной к направлению действия силы, м ;
п - число полос в пакете фазы;
83
Цп ~ коэффициент динамической нагрузки, который зависит
от основной частоты собственных колебаний шин пакета / ^ п и
определяется по кривым рисунка 7.8.
6 +й
Рисунок 7.9 - Диаграмма для определения коэффициента формы
Кф проводников прямоугольного сечения
Основная частота собственных колебаний полосы пакета / ^ п в
соответствии с [15,21] определяется по формуле
_ ф У Е -Ь /ш п
/1п —
'
2 • п • I2
(7.42)
где )п ~ момент инерции поперечного сечения полосы
4
пакета, м ;
/п ~ расстояние между прокладками, м;
т п - масса шины полосы пакета на единицу длины, кг/м.
84
Мате­
риал
шины
Марка
Алю­
АО, А
миний
АДО
Алю­
АД31Т
мини­ АД31Т1
евый
АВТ1
сплав
1915Т
МГМ
Медь
МП
Временное
сопротивление
разрыву ор ,
МПа
мате­ сварно­
риала го шва
118
118
59-69
59-69
127
120
196
120
304
152
353
318
245—-9
255
245294
Допустимое
напряжение
Одоп> МПа
мате­ сварно­
риала го шва
82
82
41-48
41-48
89
84
137
84
213
106
247
223
171,5
-178
171,5
.
-206
7
7
7
7
7
7
10
Плот­
ность
мате­
риала
5,
кг/м
2710
2710
2710
2710
2700
2700
8900
10
8900
Модуль
упруго­
сти
Е - 1010,
Па
Рисунок 7.10 -Двухполосная шина
Если шины распределительного устройства выполняются из шин
коробчатого сечения, то механическое напряжение в материале шин
от взаимодействия фаз определяется по (7.35) с учетом расположения
шин.
85
При расположении шин в горизонтальной плоскости,
рисунок 7.11, а, и соединении швеллеров между собой жестко,
Ш = Шу у . При отсутствии жесткого соединения УУ —2шШу _ у.
При
расположении
шин
в
вертикальной
плоскости,
рисунок 7.11,6, М = 2 •
—хЗначения \ М у - у , ^ Уо- Уо и Шх _ х берутся из справочной
литературы [9].
Механическое напряжение о п
в материале шин от
взаимодействия между швеллерами одной фазы определяется по
выражению (7.41).
//////////Л
а горизонтальное расположение;
расположение; в - сечение коробчатой шины
б
-
вертикальное
Рисунок 7.11 - Эскиз расположения шин коробчатого сечения
Шины коробчатого сечения механически прочны, если
выполняется условие (7.40).
Если условие (7.40) не соблюдается, то необходимо уменьшить
86
Стф или а п, уменьшив при этом, соответственно, I или /п.
Величина
пролёта
I
определяется
конструкцией
распределительного устройства, а величину /п можно изменять,
увеличивая число прокладок в пролете, если швеллеры не соединены
жестко по всей длине.
В том случае если сборные шины распределительных устройств
располагаются по
вершинам треугольника, рисунок 7.12,
максимальное механическое напряжение в материале шин омакс
определяется по формуле
_ Рм акс' I • П
а макс —
дТуу-------'
,„4
(7.43)
где М _ меньший из двух моментов сопротивлений поперечного
сечения шины УУу или УУХ, м ;
Рмакс ~ электродинамические силы, определяемые по (7.36);
$,а ~ коэффициент, значение которого для шинных
конструкций расположенных по вершинам треугольников приведено
в [13,21] и в таблице 7.10.
Жесткие шины распределительных устройств закрепятся на
опорных изоляторах, которые выбираются из условий
Цуст ^ Мном<
Ррасч ^ Рдоп»
(7-44)
где Цуст ~ номинальное напряжение установки;
Ыном ~ номинальное напряжение изолятора;
Ррасч Ь сила’ действующая на изолятор;
Рдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора.
При расположении сборных шин в горизонтальной или
вертикальной плоскости расчетная нагрузка, действующая на
изоляторы, обладающие высокой жесткостью, определяется по
выражению [21]:
Ррасч ~ Р ' Рмакс ’ П«
(7.45)
где (3 - коэффициент, зависящий от условия крепления шин, а
также числа пролетов конструкции с неразрезанными шинами и
определяется по таблице 7.7;
87
а - по вершинам прямоугольного равнобедренного треугольника;
б, в - по вершинам равностороннего треугольника
Рисунок 7.12 - Схемы взаимного расположения шин
Рмакс ~ максимальная сила, возникающая в многопролетной
шине при трехфазном или двухфазном КЗ, Н;
88
П - коэффициент динамической нагрузки, определяемый по
кривым рисунка 7.8.
Таблица 7.10 - Значения коэффициентов
и
шинных
конструкций, расположенных по вершинам треугольника___________
Коэффициент (гг
Расположение
Коэффициент Шины круглого
Шины
шин
и кольцевого
квадратного
сечения
сечения
По вершинам
прямоугольного
треугольника
0,95
0,95
1,16
(рисунок 7.12,а)
По вершинам
равностороннего
треугольника
1,00
1,00
1,39
(рисунок 7.12,6)
По вершинам
равностороннего
треугольника
1,00
1,00
1,21
(рисунок 7.12, в)
Максимальная нагрузка, действующая на проходные изоляторы
при КЗ, определяется по формуле
Рраст = 7 3 - 1 0 - 7 ., ПР.( ,( 3 ) ) 2 . 3 ^ ^ ! ,
(7.46)
где /Пр - расстояние от торца проходного изолятора до
ближайшего опорного изолятора фазы, м.
Максимальная нагрузка, действующая на опорные и проходные
изоляторы, при расположении шин по вершинам треугольника в
соответствии с [13,21] определяется по формуле
Ррасч = Рмакс ’ П' (г*
(7.47)
где Рмакс ~ максимальная сила, действующая на изоляторы при
трехфазном или двухфазном КЗ, которая определяется по
формулам (7.36);
89
коэффициент, значение которого приведено в таблице 7.10,
для наиболее распространенных типов шинных конструкций.
Допустимая нагрузка, действующая на опорный изолятор, Рдоп
определяется по формуле
Рдоп = 0.6 • Р р а з р Н и з " " ^ 5 . | 1.
(7 .4 8 )
где Рразр - минимальная разрушающая сила на изгиб изолятора,
задаваемая заводом-изготовителем, Н;
Низ - высота изолятора, рисунок 7.13, мм;
Ь - высота шины, мм.
Ь
Рисунок 7.13 изоляторы
К определению допустимых нагрузок на
Для соединения выводов мощных турбогенераторов с
повышающими трансформаторами на блочных электростанциях
согласно [4] обязательно применение экранированных токопроводов.
Рекомендуется применение экранированных токопроводов также и на
электростанциях типа ТЭЦ. На ТЭЦ, экранированные токопроводы,
используются в пределах машинного зала, т.е. для соединения
выводов
турбогенераторов
с
шинами
генераторного
распределительного устройства (ГРУ), и на открытой части, если
повышающий трансформатор расположен на расстоянии не более чем
в 15 метрах от машинного зала.
Экранированные токопроводы выбираются по номинальному
напряжению и номинальному току генератора и проверяются на
90
электродинамическую стойкость. Условия
экранированных токопроводов имеют вид:
Муст ^ ^ном;
1раб, макс —*ном:
выбора
и
*у ^ *дин.
проверки
(7-49)
Характеристики
пофазно
экранированных
токопроводов
генераторного напряжения приведены в [23].
Для соединения рабочих источников собственных нужд со
шкафами комплектных распределительных устройств (КРУ), а также
для цепей резервных источников собственных нужд 6 кВ
предназначены комплектные токопроводы напряжением 6 - 10 кВ
[23]. Эти токопроводы выпускаются как с разделенными, так и
неразделенными фазами.
Токопроводы с разделенными фазами применяются для ввода от
рабочих источников собственных нужд до вводов КРУ собственных
нужд, а токопроводы с неразделенными фазами применяются для
цепей резервного питания.
7.4.2
Примеры выбора и проверки токоведущих частей
закрытых распределительных устройств
Пример 7.2. Выбрать сборные шины ГРУ-10,5 кВ, токоведущие
части от сборных шин до выводов генераторов и изоляторы к ним,
если известно Тмакс = 6500 ч, среднемесячная температура наиболее
жаркого месяца +30°С, Рг,ном = 63 МВт, С05<рг = 0 ,8 ,1по г = 30 кА,
1по,Е = 70кА, 1у>г = 78кА , 1у 2 = 165кА. К шинам ГРУ-10,5 кВ
подключено три генератора.
Сборные шины и ошиновка, согласно ПУЭ, в пределах
распределительного устройства выбираются по допустимому току.
Ток нормального режима согласно (7.1)
Рг ном
63 ■103
•паб
ном = -7=------Щ
раб, ном
номР. -------соз фг | Ш ---------------1
. 10 5 . о 8 4330,1 А.
Ток форсированного режима согласно (7.2)
Рг, ном
63 • 103
1макс 1 Ш ---------- Щ т , ------------ 1 Ш -----------------------= 4558 А.
V I • иГ) ном ■С05 фг • 0,95 у/з ■10,5 ■0,8 • 0,95
Принимаем, по таблице 7.6 [9], алюминиевые коробчатые шины
91
марки АД31Т, 2 х (125 х 55 х 6,5) мм с 5 = 2740 мм2 и
1д0П, ном = 4640 А. Шины расположены в горизонтальной плоскости
с длиной пролета I = 2 м, расстоянием между местами сварки
швеллеров /п = 1м и расстоянием между фазами а = 0,8м.
Так как температура окружающей среды отличается от
нормированной температуры, то необходимо определить допустимый
ток для шины по выражению (7.33)
1доп — 1доп, ном
где 1Доп, ном ~ допустимый ток на шину при температуре
окружающей среды 90( норм = 25°С;
Э0 - действительная температура окружающей среды;
&дл, доп ~ длительно допустимая температура нагрева шин,
равная 70°С.
1доп = 4640 ■
= 4 3 7 4 ,6 А.
Так как 1Макс = 4558 А > 1доп = 4374,6 А, то выбранные шины
по условию нагрева в форсированном режиме работы не проходят,
поэтому выбираем коробчатые шины размером 2х(150x65x7) мм с
поперечным сечением 5 = 3570 мм2 и I'доп, ном = 5650 А.
[доп — 5650 •
Так как 1макс = 4558 А < 1доп = 5326,99 А, то шины проходят
по условию нагрева в форсированном режиме.
Проверим выбранные шины на термическую стойкость. Для
этого определим термический импульс тока КЗ в месте установки шин
по формуле (7.18), так как *охк = 4 с > 3 • Та, 1 1 3 • 0,2 = 0,6 с.
— Оп0, с
2 ' ^п0, с ' ^п0, г ’
92
к, г + Щ к, г ‘ ^пО, г ) " *отк
, ,2
т 1п П Л
т
, ,2
х
, 4 - 1пО, с’ 1пО,г
я . с Т 1п П
а. Г т пО,с 11а,с
т ‘пО,Г 1*а’г
'г 1 /т а>с + 1/Та, г'
Г
где 1пд с - начальный периодический ток эквивалентного
источника;
1по, г ~ начальный периодический ток генератора;
В* к, г ~ относительный тепловой импульс тока КЗ от
периодической составляющей тока генератора, определяемый по [21]
или кривым, представленным на рисунке 7.1,а;
(2* К| г -относительный токовый импульс от генератора,
определяемый по [21] или кривым рисунка 7.1,6;
Та с. Та< г | постоянные времени изменения токов в цепях
системы и генератора, определяемые по таблице 5.2, с.
Вк = (4 0 2 + 2 • 40 • 30 • 0,89 + 302 • 0,82) • 4 + 4 0 2 • 0,075 +
о
4-40-30
с
у
+3° ' 03 + (1/0.075 + 1/0,2) “ 18457да 10 А
*
где В * К|Г, (3* к, г ~ определяются по кривым рисунка 7.1, при
отношении
I, „о#г = 1пд г/*ном, г Е = 3 0 /(3 • 4,33) = 2,31
и
1опсл = 4 с.
В связи с тем, что кривые В* К(Г = /(Г 0ткл) и (}* к,г = /(Соткл)
приведены для моментов времени отключения тока КЗ от нуля до
0,5с, поэтому определяем их значения для момента времени
1откл = 0,5 с. В* к, г = 0<82, (}* к, г = 0,89.
Определим минимальное сечение шины, отвечающее требованию
термической стойкости, по формуле (7.34)
$мин
где С - параметр значение которого для жестких шин приведены
в таблице 7.5.
с
—2
э мин
18457,82 • 106
— = 1656,8 мм2 .
82
93
о
о
Так как 5Мин = 1656,8 ммА < 5 = 3570 мм , то выбранные
шины термически стойкие.
Для проверки выбранных шин на механическую прочность,
определим:
- по формуле (7.37) частоту собственных колебаний пакета шин
/1
т\ ■л/Е ■1/ш
/1 _
2 -Я -/2
'
где г^ = 4,73 - параметр основной собственной частоты шины,
который соответствует расчетной схеме 3 по таблице 7.7;
1П
Е = 7 • 10 у Па - модуль упругости алюминиевого сплава
АД31Т (таблица 7.9);
] = 1У0_У = 1260 -10
__О
Д
- момент инерции поперечного
сечения шины [9];
ш = 8 • 5 - масса шины на единицу длины, кг/м;
8 = 2710 кг/м 3 - плотность материала шины, таблица 7.9;
О
5 = 3570 ммЛ - поперечное сечение шины [9].
4,73 2
/ 1 = ----- :------- =
2 • 3,14 ■22
м
7 1010 -1260 10- 8
= 268,92 Гц.
2 7 1 0 -3 5 7 0 10“ 6
по формуле (7.42) частоту собственных колебаний одной
полосы пакета шин / ^ п :
с
_
Г1
~ 2 - п - 11П
? \
Е'1п
шп
где 1п = 1у —у = 68 • 10
м - момент инерции поперечного
сечения шины пакета [9];
~ расстояние между прокладками, м;
ш п = 8 • 5П - масса шины пакета на единицу длины, кг/м;
г о
5П = 1785 • 10 ° м^ - поперечное сечение одной шины [9].
94
Для
отношений
{ \ Н с — 268,92/50 = 5,4
и
/ 1 п/ / с = 353,4/50 = 7,07 по кривым рисунка 7.8 имеем 9 = 1,
*7п ~ !•
Механическое напряжение в материале шинной конструкции от
взаимодействия токов разных фаз Оф, определяется по формуле (7.35)
Рмакс ' 1шЧ
аФ =
где Рмакс - максимальная сила, действующая на расчетную фазу
при трехфазном или двухфазном КЗ, Н;
I - длина пролета, м;
О
Ш = УУу_ _ у „ - момент сопротивления шины, м [9];
X - коэффициент, зависящий от условия закрепления шин и
числа пролетов, определяемый по [21] или по таблице 7.7;
г] - коэффициент динамической нагрузки шин и изоляторов,
определяемый по кривым, приведенным в [21] или на рисунке 7.8.
Определим максимальную силу, действующую на расчетную
фазу при трехфазном КЗ по формуле (7.36)
где а - расстояние между соседними фазами, м;
(3)
(у - ударный ток трехфазного КЗ, А;
I - длина пролета, м;
Кф - коэффициент формы шины. Для шин корытного сечения
коэффициент формы принимается равным:
- Кф = 1 при высоте сечения Ь > 0,1 м;
- Кф = 1,1 при высоте сечения Ь=0,6 м;
- Кф = 1,06 при высоте сечения Ь=0,8 м;
Красп ~ коэффициент, зависящий от взаимного расположения
шин определяемый по [2] или таблице 7.8.
р(3)
^макс —
.? ш - 7 2-1652 -106 -1-1
10
11
~
Определим механическое напряжение в материале шинной
конструкции от взаимодействия токов разных фаз Стф
ста =
ф
11788,77 - 2- 1
----------------- т- = 11,77 МПа
12■167•10“ 6
Механическое напряжение в материале шинной конструкции от
взаимодействия между швеллерами одной фазы оп, определяем по
формуле (7.41)
2 12 - к,
О п = 2 . 10- 7 . м
\П /
Х,-ап -Шп
где /п - расстояние между прокладками, м;
а п - расстояние между осями шин пакета, которое обычно
равно высоте шины корытного сечения, м;
1у - ударный ток трехфазного КЗ, А;
= \Уу _ у - момент сопротивления полосы пакета, м3.
Для принятого сечения шин \Му —у = 14,7 • 10—^ м3 ;
п - число полос в пакете фазы;
г]п - коэффициент динамической нагрузки, который зависит
от основной частоты собственных колебаний шин пакета / ^ п и
определяется по кривым рисунка 7.5.
_ 7 /1 6 5 * 1 0 3\ 2
I 2 ■1 ■1
оп = 2 ■10 ' ■ [ ----- ------ ------------------------------- т- = 38,58 МПа.
\
2
)
12 • 0,2 ■14,7 ■10~ 6
Суммарное механическое напряжение в шинной конструкции
°макс = Оф + а п = 11,77 + 38,58 = 50,35 МПа
Выбранные шины удовлетворяют условию электродинамической
стойкости, так как омакс = 50,35 МПа < Одоп = 89 МПа
Для крепления шин в ГРУ принимаем опорные изоляторы типа
ИО-Ю-3,75-П УЗ, таблица 5.7 [9]. Высота изолятора Низ = 120 мм.
96
Минимальная механическая разрушающая сила на изгиб
Рразр = 3,75 кН.
Максимальная сила, действующая на изолятор при трехфазном
КЗ, определяется по формуле (7.45)
Ррасч = Р ' Рмакс *П>
где р - коэффициент, зависящий от условия крепления шин, а
также числа пролетов конструкции с неразрезанными шинами и
определяется по таблице 7.7;
Рмакс ~ максимальная сила, возникающая в многопролетной
шине при трехфазном или двухфазном КЗ, Н;
г]
- коэффициент динамической нагрузки, определяемый по
кривым рисунка 7.8.
Ррасч = 1 • 11788,77 • 1 = 11788,77 Н.
Допустимая нагрузка, действующая на опорный изолятор, Рдоп
определяется по формуле (7.48)
рдоп = 0,6 - Рразр Низ” И0' 5 ; ь,
где Рразр ~ минимальная механическая разрушающая сила на
изгиб изолятора, задаваемая заводом-изготовителем, Н;
Низ —высота изолятора, мм;
Ь - высота шины, мм.
Рдоп = 0,6 - 3750 . т - б - Д —
- 1384,6 И.
Расчетная максимальная нагрузка на изолятор
Ррасч = 11788,77 Н > Рдоп = 1384,6 Н,
поэтому изолятор типа ИО-Ю-3,75-Н УЗ не удовлетворяет условию
электродинамической стойкости.
Выбираем изолятор типа И0-10-30,00 УЗ с Рразр = 30000 Н и
Низ = 154 мм.
Для данного изолятора допустимая нагрузка составляет
97
РД0П = 0,6 • ЗОООО ■154 + й 5 , 1 5 0 = 121 0 4 ,8 Н.
Таким образом, изолятор типа ИО-10-30,00 УЗ проходит по
условию электродинамической стойкости так как
= 11788,77 Н <
Ррасч
Рд о п
= 12104,8 Н.
В качестве проходного изолятора принимаем изолятор типа
ИП - 10/5000 - 4250У2 с параметрами 1!ном = 10 кВ, 1ном = 5000 А,
Рразр = 42500 Н.
Проверим проходной изолятор по формуле (7.46) на
механическую прочность
Ррасч
7 *пр- ( 4
= У З - 1 0 " 7 ------------
' кф красп- '/
-------------
где /Пр - расстояние от торца проходного изолятора до
ближайшего опорного изолятора фазы, м.
2
_ 1 ■ ( 1 6 5 • 103 ) • 1■1 • 1
Ррасч = V I • 1 0 ~ 7 ----- ^
^
------------- = 5894,4 Н.
Так как Ррасч = 5894,4 Н < Р д о п = 0*6 • 42500 = 25500 Я, то
выбранный проходной изолятор проходит по механической
прочности.
Ошиновка от сборных шин до разъединителя, от разъединителя
до выключателя генератора и от выключателя до стены ГРУ
выполняется жесткими шинами. Принимаем алюминиевые шины
марки АД31Т коробчатого сечения, размером 2х(150х65х7)мм с
5 = 3570 мм2 и с 1д0п, ном = 5650 А, т.е. такие же, как и в ГРУ.
Ошиновка в цепи генератора термически стойка, так как
/В5Мин = ^
. 18457,82 • 106
= --------- ё 2--------- = 1656,8 ММ ■
98
Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко в местах
крепления шин на опорных изоляторах и в центре пролета, т. е.
/п = 1м. Так как на шины ошиновки действует механическое
напряжение омакс = 50,35 МПа < оДОп = 89 МПа, то выбранные
шины механически прочны.
Для крепления шин ошиновки принимаем опорные и проходные
изоляторы такого же типа, как и для шин ГРУ.
Между выводами генератора и фасадной стеной главного корпуса
устанавливаем в соответствии с таблицей 5.2 [23] комплектный
экранированный токопровод типа ТЭКНЕ-10-5000-250-У1.
Проверяем токопровод:
1макс = 4558 А < 1ном = 5000 А;
*у, 2 = 165 кА < |дин = 250 кА.
Пример 1 3 . Выбрать шины собственных нужд 6,3 кВ, которые
получают питание от трансформатора собственных нужд
ТРДНС-32000/35. Расчетные токи КЗ: 1пд = 18 кА,
1у = 48 кА,
6
2
Вк = 64,8 ■10 А • с,
температура
окружающего
воздуха
#о = 25° С. Длина пролета / = 1,4 м, расстояние между прокладками
1П = 0,35 м.
Определяем ток нормального режима
^ном т
32000
1„аб ном = -----— = ------------ т=------= 1466,3 А.
рао, ном 2 • л/З • Ыном 2 ■>/3 • 6,3
В соответствии с ПУЭ выбираем шины по допустимому току.
Принимаем согласно, таблице 7.3 [9] двухполосные алюминиевые
шины марки АД31Т размером 2х(80х6) мм с Iдоп, ном = 1630 А.
Шины крепим плашмя. При таком креплении шин, согласно [3],
допустимый ток составляет 1доп = 0,92 • 1доп, ном = 0,92 • 1630 =
= 1499,6 А. Выбранные шины проходят по допустимому току, так как
1доп = 1499,6 А > 1раб, ном = 1466,3 А.
Проверим шины на термическую стойкость:
_ увк _
’мин
с
64,8 • 106
82
= 98,17 мм ,
что меньше принятого сечения 5 = 960 мм2.
99
Для проверки шин иа механическую прочность определим
момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения пакета
шин и одной полосы (шины) в пакете по формулам таблицы 7.4.
О Д
Ь Ь 3 0,6 в3
_
А ___
} --------- = — - — = 51,2 см4 = 51.2 • 10 0 м4 ,
6
6
___ с. О
Ь ■Ь2 0,6 ■82
■>
_
V* » —— » — - — = 12,8 см3 = 12,8 • 10 ь м3.
|п а
Ь Ь3
8 ■0,63
4
- ж ——— » 0,144 см = 0,144 ■10
Н Ь2
8 0.62
6
6
о
Л
_й 4
м ,
о
• — — » — - — « 0,48 см3 = 0,48 10 6 м3.
Определим частоту собственных колебаний пакета шин ( \ по
формуле (7.37)
где Г} - параметр основной собственной частоты шины, который
зависит от типа шинной конструкции и определяется по таблице 7.5;
Е - модуль упругости материала шин (таблица 7.7), Па;
) - момент инерции поперечного сечения пакета шин,
определяемый по формулам таблицы 7.4, м ,
т = 6 • 5 масса пакета шин на единицу длины, кг/м;
5 - плотность материала шины, кг/м3, таблица 7.7;
5 - поперечное сечение пакета шин, м
4.732
|7 • М 1° • 51,2 • 10“ 8
Г\ = -------------- * • ---------------------- т- = 213,34 Гц.
2 ■3,14 • 1,42 ^ 2710 9 6 0 -10“ 6
Так как частота больше 200 Гц. динамический коэффициент
шины щ * 1.
шин
Определим частоту собственных колебаний одной полосы пакета
по формуле (7.42)
100
где )п ~ момент инерции поперечного сечения полосы пакета, м4;
/п ~ расстояние между' прокладками, м;
т п - масса шины полосы пакета на единицу длины, кг/м.
Г
4,732
*
7 • 1010 • 0,144 • 10- 8
2 • 3,14 ■0,352
2 7 1 0 - 4 8 0 - 10_ 6
=
1п
= 256 Гц.
Так как частота больше 200 Гц, динамический коэффициент
шины 7П = 1.
Максимальное механическое напряжение в материале шин
пакета, которое обусловлено взаимодействием токов разных фаз
рассчитаем по формулам (7.35) и (7.36)
°Ф =
а-Х-Ш
0,8 • 12 • 12,8 • 10“ 6
- = 6,36 МПа,
где кф = 1, так как а = 0,8 м > 2 • (Ь + Н) = 2 • (0,006 + 0,08) =
= 0,172 м. ,
Механическое напряжение в материале шин от взаимодействия
полос пакета Оц, рассчитаем по формуле (7.41)
= 49 МПа,
где кф = 0,24 - коэффициент формы, который определен по
рисунку
7.6
при отношениях
Ь/Н = 6 /8 0 = 0,075
и
(а„ - Ь)/(Ь + Л) = (12 - 6 )/(6 + 80) = 0,07.
Максимальное механическое напряжение, действующее на шины
в двухполосном пакете равно
амакс = Оф + <тп = 6,36 + 49 = 55,36 МПа.
Выбранные шины удовлетворяют условию электродинамической
стойкости, так как амакс = 55,36 МПа < одоп = 137 МПа.
Для крепления шин собственных нужд 6,3 кВ принимаем
опорные ИО-Ю-3,75-П УЗ, таблица 5.7 [9] . Высота изолятора
Низ = 120 мм. Минимальная механическая разрушающая сила на
изгиб Рразр = 3750 Н.
Расчетная нагрузка, действующая на опорный изолятор,
определяется по формуле (7.45)
2
у/3 ■1 0 ~ 7 ■I ■][«у )
Ррасч |
• Кф • КраСп • 0 ■>/
|
=
2
■10“ 7 • 1,4 • (48 ■103 ) • 1 • 1 • 1 • 1
= --------------------- Ц —----- ------------------= 698,4 Н.
у13
0,8
Допустимая нагрузка при изгибе выбранного изолятора согласно
формуле (7.48) равна
Рдоп = 0'6- Рразр *Низ + И0,5' Ь'
где Рразр ~ минимальная механическая разрушающая сила на
изгиб изолятора, задаваемая заводом-изготовителем, Н;
Низ - высота изолятора, мм;
Н - высота шины, мм.
РД0П = 0,6-3750 120 ^
. :-{ - = 2093 Н.
Таким образом Ррасч = 698,4 Н X Рдоп = 2093 Н и принятый
опорный изолятор типа ИО-Ю-3,75-И УЗ удовлетворяет условию
электродинамической стойкости.
102
7.5
Выбор шин и токопроводов открытых распределительных
устройств
7.5.1 Общие сведения
В открытых распределительных устройствах (ОРУ) напряжением
35 кВ и выше широко применяются гибкие шины и токопроводы,
выполненные сталеалюминиевыми проводами. Основные параметры
и характеристики сталеалюминиевых проводов приведены в [9, 22].
Подвесные гибкие токопроводы выполняются из пучка голых
алюминиевых проводов. Провода закрепляются по окружности в
кольцах-обоймах,
подвешиваемых
на
двух
несущих
сталеалюминиевых проводах. Сечение отдельных проводов в пучке,
согласно ПУЭ [22], рекомендуется выбирать возможно большим, 500
мм и более, так как это уменьшает число проводов и стоимость
токопровода.
Условия выбора и проверки гибких шин и токопроводов
приведены в таблице 7.11.
Таблица 7.11 - Условия выбора и проверки гибких шин и
токопроводов._________________ ________________________________
Параметры
Условия проверки
Экономическое сечение (для
Зрасч.э = 1расч,ном /)э
токопроводов)
Длительный допустимый ток
•расч ^ 1доп>
вк —вдоп или
Термическая стойкость
$мин = лЩ к/С ^ 5
Рмакс ^ Рдоп
Электродинамическая стойкость
а —2 • (з + Гр) > адоп, мин
1.07 • Е 2 0,9 • Е0
Проверка на коронирование
Наряду с гибкими шинами в ОРУ в последнее время широко
используют конструкции с жесткими шинами.
Условия выбора и проверки жёстких шин и изоляторов ОРУ
приведены в [24] и в таблице 7.12.
Применение жестких шин позволяет создать более компактные и
экономичные компоновки ОРУ. В качестве жестких шин
применяются круглые трубчатые шины из алюминиевых сплавов.
103
параметры которых приведены в таблице 7.13.
Таблица 7.12 - Условия выбора и проверки жестких шин и изоляторов
ОРУ
Условия выбора и проверки
Параметры
Номинальное напряжение
Чует — Ином
•макс = •форс — •доп или
Длительный допустимый ток
3 < ддОП
®к ^ ®к, доп или
Термическая стойкость
5 ^ 5МИН = д/в^/С
°м акс —°доп
Электродинамическая стойкость
Ррасч ^ рдоп
Проверка на коронирование
Емакс ^ О»9 ' ^0
Таблица 7.13 - Параметры трубчатых шин из алюминиевых сплавов
Параметры сплава
Марка
сплава
АДО
АДОМ
АД1Н
АД31Т
АД31Т1
АДЗЗТ
АДЗЗТ1
АВТ1
1915Т
р Л о- 6 ,
Ом • м
при
20°С
0,0290
0,0290
0,0300
0,0350
0,0325
0,0430
0,0400
0,0380
0,0517
Е.
от ,
ГПа МПа
70
70
70
70
70
70
70
70
70
с,
Ов>
А ■с®'®
МПа
мм^
29
59
29
59
98 98-108
59
127
147
196
108
177
226
265
304
226
216
353
104
90
92
90
82
85
74
77
73
66
с,
Дж
А,
Вт
м ■К
при
100°С
924
964
964
924
924
920
920
797
880
м ■К
при
25°С
218
218
218
192
192
142
142
176
154
6,
кг
м3
2710
2710
2710
2710
2710
2700
2700
2700
2700
7.5.2 Выбор и проверка жестких шин откры ты х
распределительных устройств
7.5.2.1 Выбор и проверка жестких шин по условию нагрева
Выбор жестких шин ОРУ по условию нагрева в рабочем режиме
производится по выражению (7.32). Длительно допустимые значения
токов для трубчатых шин из алюминиевых сплавов, при температуре
воздуха 25°С и нормальном атмосферном давлении, приведены в
таблице 7.14.
Если допустимый ток продолжительного режима жестких шин
ОРУ неизвестен, то он может быть определен по формуле
•доп
(О к + С л ~ Р с )
(7.50)
г9
Л 7С
где (2К = 713 • р ’
- тепловой поток, обусловленный
конвекцией, Вт;
0 л = 1061 ■е • р - тепловой поток, обусловленный
излучением, Вт;
(2с = Ас • 0 • цс - тепловой поток, поглощаемый шиной при
солнечной радиации, Вт;
О - наружный диаметр шины, м;
гд = р \ • [1 + ар ■(9 —-Э-|_)]/5 - активное сопротивление
одного метра шины при температуре 6, Ом;
е ~ 0,1 - степень черноты алюминия и его сплавов;
Ас р (0,25 + 0,30) - коэффициент поглощения солнечной
радиации шинами из алюминия и его сплавов;
Яс = (800 + 900) В т /м 2 - интенсивность радиации;
Р 1 - удельное сопротивление шины при температуре
в}, Ом;
5 - сечение шины, м ;
ар = (0,0036 + 0,0043) - температурный коэффициент
удельного сопротивления алюминия и его сплавов, 1/°С.
Выбранные шины считаются стойкими, если выполняется
условие в к < бк,доп- Допустимая температура нафева 0к, доп> для
шин из алюминиевых сплавов, принимается такой же, как для шин из
технического алюминия, таблица 7.15 [22].
Конечная температура нагрева трубчатых шин из алюминиевых
сплавов 9К определяется по кривым, изображенным на рисунке 7.14.
105
Таблица 7.14 - Значения длительно допустимых токов шин из
алюминиевого сплава 1915Т
Длительно допустимый ток, А
Диаметр
шины,
ОРУ
ЗРУ
мм
При
Неокрашенные
штиле
При штиле
шины с учетом
( У = 0) с
(V = 0) и
учетом
0 с при скорости
Ок­ Нео
0с = о
ра­ кра­ солнечной
ветра V, м/с
шен шен радиации
ные ные Ок­ НеОкра­ Неок­
ра­ окра
Б
1
(1
2
5
шен­ рашен­
шен шен
ные
ные
ные ные
64 1090 838 1163 925 1073 1346 1787 1230
70
1014
74 1238 946 1316 932 1292 1654 2242 1394
80
1142
90
80 1786 1342 1876 1314 1538 1997 2738 1988
1622
100 90 955 1477 2072 1436 1665 2170 2970 2198
1785
100 91 1863 1406 1972 1367 1585 2066 2835 2092
1699
100 94 1531 1156 1669 1124 1303 1698 2331
1720
1397
120 100 3227 2415 3469 2314 2645 3467 4779 3616
2914
120 110 2328 1742 2453 1669 1905 2499 3447 2609
2102
140 120 3746 2381 3936 2637 3623 3912 5412 4191
3356
150 130 4916 2965 4206 2797 3128 4132 5726 4481
3578
150 140 2886 2134 3028 2014 2252 2952 4122 3226
2576
180 170 3440 2512 3586 2336 2566 3415 4755 3826
3031
180 174 2672 1957 2981 1820 1999 2660 3706 2981
2362
210 190 5571 4027 5772 3695 3995 5354 7486 6171
4856
220 200 5806 4206 6461 3843 4135 5555 7779 6461
5072
250 230 6577 4731 4680 4271 4533 6130 8619 7306
5702
300 270 9516 6009 9828 6776 6250 8541 12080 10548 8163
Значение
формуле
вспомогательного
коэффициента
Айк
вычисляется
по
где А^н - определяется по кривым, изображенным на
рисунке 7.14 для температуры шины
которая соответствует
106
нормальному режиму работы;
Вк - тепловой импульс тока КЗ в месте установки
2
шин, А ■с;
5 - сечение шины, мм2.
Таблица 7.15 - Допустимые температуры нагрева проводников
Вид и материал проводника
вк,доп,°С
300
Шины медные
Шины алюминиевые
200
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией с
медными и алюминиевыми жилами напряжением до кВ:
1
250
6-10
200
20-35
130
110-220
125
Кабели и изолированные провода с медными или
алюминиевыми жилами и изоляцией из:
поливинилхлоридного пластика или резины
160
полиэтилена (кабели напряжением до 35 кВ)
130
вулканизированного полиэтилена (кабели
напряжением до 35 кВ)
250
Медные неизолированные провода при тяжениях,
Н /м м 2 :
250
менее 20
200
20 и более
Алюминиевые неизолированные провода при
тяжениях, Н /м м 2:
200
менее 10
160
10 и более
200
Алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов
Температура шины в н ,
определяется по выражению [15]:
предшествующая
режиму
КЗ,
2
в н = в0 + (Ядл,доп “ в 0( н о р м ) ' ОмаксЛдоп, ном) < (7.52)
где 1макс ~ максимальный ток нагрузки;
(доп, ном - допустимый ток на шину при температуре
окружающей среды во, норм = 25°С;
107
Здл, доп _ длительно допустимая температура нагрева шин,
равная 70°С;
- действительная температура окружающей среды.
Материал шин: 1-АДО, АДОМ, АД1М, АД1Н; 2-АД31Т1;
3-АД31Т; 4-АДЗЗТ1; 5-АДЗЗТ; 6-АВТ1; 7-АВТ; 8-1915Т; 9-АМ
Рисунок 7.14 - Кривые для определения температуры нагрева
проводников
Минимальное сечение шины, отвечающее требованиям
термической стойкости, определяется по формуле (7.34).
7.5.2.2
Проверка жестких шин ОРУ по условиям
электродинамической стойкости
Шинные конструкции отвечают условиям электродинамической
стойкости, если выполняется условие (7.38). Допустимое
механическое напряжение для трубчатых шин из алюминиевых
сплавов принимается равным Од0п = 0.7 ■ов предела прочности,
указанного в таблице 7.13.
Максимальные механические напряжения в шине определяются
по формуле
Рм акс11’ П
°макс------д т й ------
108
а • /2 • Кф • Красп ‘ *у ‘ П
(7.53)
А- Э Ш
где а = л/3 • 10 7 Н/А2 - для трёхфазного КЗ;
а = 2 • 10—7 Н/А2 - для двухфазного КЗ;
0 - расстояние между фазами, м;
1 - длина пролёта шинной конструкции, м;
П - динамический коэффициент, определяемый по кривым
рисунка 7.8;
Я - параметр, который берётся из таблицы 7.7;
\У - момент сопротивления поперечного сечения трубчатой
О
шины, м , который определяется по формуле, приведённой в
таблице 7.6.
Для определения динамического коэффициента ц необходимо
рассчитать частоту собственных колебаний шинной конструкции по
формуле (7.37):
где г^ - функция безразмерных величин С0п ‘ * / (Е • 1) и
Моп/(т ' О»
С0п ~ жесткость опоры, которая практически равна
жесткости изолятора Сиз, Н/м [21];
Моп ~ приведенная масса опоры, кг.
Параметры трубчатых шин из алюминиевого сплава 1915Т
приведены в таблице 7.16.
Жесткость шинной опоры Соп* согласно [24] можно рассчитать
по формуле:
оп
..
лЗ
(^и з, 1 + ^из, 2) ' [у + С1
(7.54)
У )’ 2 3]
где Сиз 1 - жесткость верхнего изолятора шинной опоры, Н/м;
Ни3|
Низ 2 ~ высота соответственно верхнего и нижнего
ярусов шинной опоры, м;
у, 2 - коэффициенты, которые определяются по выражениям
(7.55)
У=
109
Низ,1
2 = "из,
н— 1Г Т
7
"*■нн —
из, 2>
(7>56)
где Сиз 2 - жесткость нижнего изолятора шинной опоры, Н/м.
Таблица 7.16 - Параметры трубчатых шин из алюминиевого сплава
1915Т
Диаметр
Параметры
шины, мм
№ -10- 6 ,
I *10~ 8,
о5,мм 2
В
(1
шш, к г/ м
м3
м4
10,144
64
631,46
35,504
70
1,705
74
53,865
13,470
80
725,70
1,960
80
1335,18
121,000
26,890
90
3,605
100
90
1492,26
168,811
33,762
4,029
100
154,257
30,851
91
1350,10
3,645
100
94
914,20
107,625
21,525
2,468
120
100
3455,75
527,002
87,834
9,331
120
110
1806,41
299,187
49,865
4,877
140
120
4084,07
867,864
123,981
11,027
150
130
4398,23
1083,060
144,408
11,875
150
140
2277,65
599,307
79,908
6,150
180
170
2748,89
7,422
1053,170
117,019
180
174
1668,18
4,504
653,469
72,608
3149,440
210
190
6283,18
16,964
299,947
220
200
6597,34
3645,030
331,366
17,813
250
230
7539,82
5438,090
20,358
435,047
300
270
13430,30
36,262
13673,700
911,581
Приведенную массу Моп, согласно [21, 24] следует определять
по формуле
М0 П =
С° " , 2 .
(2 *тт */оп)
(7.57)
гДе /оп — частота собственных колебаний опоры, Гц, которая
принимается равной частоте колебаний изолятора / из таблица 7.17,
или определяется, согласно [24] по формуле
110
где гоп - параметр частоты собственных колебаний опоры,
зависящий от коэффициента у = Мв/М ст и определяемый по кривой,
приведённой на рисунке 7.15;
Мст - масса стержня, кг, которая для изоляторов и
изоляционных опор на жёстком основании принимается равной массе
изолятора Миз. Если изолятор установлен на высокой упругой
колонне, то масса стержня Мст принимается равной массе колонны
МКол;
Мв - сосредоточенная масса на вершине опоры, кг, которая
для изоляторов и изоляционных опор на жестком основании
принимается равной нулю. В том случае, если изолятор установлен на
высокой колонне, сосредоточенная масса на вершине опоры Мв
принимается равной массе изолятора.
Таблица 7.17 - Жесткость и частота собственных колебаний опорных
изоляторов____________________________________________________
Тип изолятора
Тип изолятора
Сиз»
/из»
Сиз»
/из»
опоры
кН/м
кП/м
опоры
Гц
Гц
ОНШ-35-2000
7100
КО-110-1250
1250
ЗхОНШ-35290
15
ОНС-110-2000
2210
32
2000
ИОС-110-600
1100
Рисунок 7.15 коэффициента у
28
Зависимость параметра частоты опоры от
Жесткость составной опоры, состоящей из п одинаковых
изоляторов, определяется в соответствии с [24] по формуле
Соп = С из/п^>
(7-59)
где СИз “ жесткость одного изолятора, Н/м;
п - количество элементов опоры.
Кривые для определения
шин с жестким закреплением на
опорных изоляторах и шин с шарнирным закреплением на опорных
изоляторах приведены в [21] и на рисунке 7.16.
Максимальная нагрузка, Рмакс действующая на опорный
изолятор шинной конструкции рассчитывается по формуле (7.45).
Допустимые нагрузки на одиночные изоляторы, согласно ПУЭ,
составляют 60% минимальной разрушающей силы
Рдоп = 0,6 ■Р р азр ,
(7.60)
а спаренных изоляторов - 50% от суммарного разрушающего усилия
изоляторов опоры:
Рдоп =
■Рразр, 2 »
(7-61)
где Рразр, Е ~ суммарное разрушающее усилие спаренных
изоляторов.
Минимальные разрушающие нагрузки опорных изоляторов
приведены в таблице 7.18.
Разрушающие
и
допустимые
изгибающие
нагрузки
многоярусных
изоляционных
опор
равны
соответственно
разрушающим и допустимым нагрузкам наименее прочного яруса
опоры [24].
Разрушающие нагрузки ярусов определяются по формуле
_ рразр,из,Г Ь1
гразр —------- ^
где Рразр, из, I ~ разрушающая нагрузка изолятора /-го яруса;
Ь( - расстояние от опасного сечения изолятора яруса до
вершины этого изолятора (рисунок 7.17);
Н; - расстояние от опасного сечения изолятора яруса до
112
центра тяжести поперечного сечен,* щи™ (рисунок 7Л7).
•I
•I
а - кривые для определения параметра частоты г^ собственных
колебаний шинной конструкции при ее жестком закреплении на
опорах; б - кривые для определения параметра частоты
собственных колебаний шинной конструкции при ее шарнирном
закреплении на опорах
Рисунок 7.16 - Кривые для определения параметра частоты г^
собственных колебаний шинной конструкции
Опасные сечения фарфоровых тел изоляторов опоры
располагаются у нижних фланцев. Параметры опорных изоляторов
приведены в таблице 7.18, а параметры шинных опор в таблице 7.19.
113
Рисунок 7.17 - Изоляционные опоры ОРУ
Таблица 7.18 - Параметры опорных изоляторов
Тип изолятора
Ином» кВ
Рразр, мин» Н
ОНШ-35-2000
ОНСУ-40/1000
ИОС-110-400
КО-110-1500
КО-110-2000
КО-110-1250
ИОС-110-600
ОНС-110-1600
ОНС-110-2000
ИШО-500-1000
35
40
20000
10000
110
110
110
110
110
110
110
4000
15000
500
20000
12500
6000
16000
20000
10000
Масса Размеры, мм
ш, кг | Низ
Ьфл
41,5
400
67
39,0
500
1050
85
61,0
1100
107
106,2
107
1100
106,2
107
83,2
1100
94
1100
71,0
107
1100
94,3
107
1100
94,3
4954
Таблица 7.19 - Параметры шинных опор
Тип
шинной
опоры
ЗхОНШ35-2000
4хОНШ35-2000
Изоляторы
тип
Масса
^ном»
Миз»
Коли­ кВ
кг
чество
^разр
приложенная
к вер­ к оси
шине ши­
опоры ны
ОНШ-35-2000
3
110
124,5
3840
3470
ОНШ-35-2000
4
150
166,0
2730
2540
114
Окончание таблицы 7.19
Тип
шинной
опоры
Изоляторы
тип
5хОН1ИОНШ-35-2000
35-2000
ШО-1ЮИОС-110/600У1
У1
ОНСУ-40/1000У1
ШО110У-У1
КО-110/1250У1
1110-150- ОНСУ-40/1000У1
У1
КО-110/1250 У1
ИОС-110/600У1
ШО150У-У1
КО-110/1250У1
Ш0-220У1
ШО220У-У1
ШО330М-У1
ШО500М-У1
1110-750У1
Масса
Мном>
Миз>
Коли­ кВ
кг
чество
Еразр,2Т>Н
приложенная
к вер­ коси
шине ши­
ны
опоры
5
220
207,5
2120
2000
1
110
75,0
6000
5430
110
125,0
8310
7760
150
125,0
8310
7760
150
152,0
5930
5430
220
152,0
5930
5430
220
267,0
5930
5430
330
309,0
5930
5430
1
1
1
1
1
1
НОС-110/600У1
КО-110/1250У1
ИОС-110/600У1
КО-110/1250У1
ОНС-110/2000У1
ИОС-110/600У1
КО-110/1250У1
ОНС-110/2000У1
1
1
1
1
1
1
1
1
ИОС-110/600У1
12
500
1150,0
-
-
ИОС-110/600У1
18
750
1600,0
-
-
7.5.2.Э
Проверка жестких шин ОРУ по условиям короны
Проверка трубчатых шин по условиям короны заключается в
определении диаметров одиночных шин или составных проводников
шинной конструкции и расстояний между ними, при которых
наибольшая напряжённость электрического поля у поверхности шин
ЕМакс была бы меньше начальной критической напряжённости
электрического поля Ед [24]. Таким образом, корона на шинах не
возникает, если выполняется условие
115
(7.63)
Емакс —0,9 ' Е0 -
Начальная критическая напряжённость электрического поля Ер
на поверхности гладкого цилиндрического проводника определяется
по формуле:
/
ДО = 2 4 .5 - 6 - 1 1 +
0,65
^ р
\
1,
(7.64)
где гц - радиус проводника, см;
б = 0,00289 • рв/(2 7 3 + Яв) - относительная плотность
воздуха, соответствующая давлению рв и температуре 8 В
окружающего воздуха. Физические свойства воздуха приведены в
таблице 7.20.
Таблица 7.20 - Физические свойства сухого воздуха при давлении
рн = 1,013 • 105 Па
Температура
\° С
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
Плотность
Рв, к г/м 3
1,584
1,515
1,453
1,395
1,342
1,293
1,247
1,205
1,165
1,128
1,093
Коэффициент
теплопроводности
Лв ■102, Вт/м 0 С
2,04
2,12
2,20
2,28
2,36
2,44
2,15
2,59
2,67
2,76
2,83
Коэффициент
вязкости
ов • 10 *\ м2/с
9,23
10,04
10,80
11,61
12,43
13,28
14,16
15,06
16,00
16,96
17,95
Максимальная напряжённость электрического поля для средней
фазы одиночных шин при горизонтальном их расположении
определяется по формуле:
Емакс =
' ° ,81р
П т*®
116
,
(7.65)
где II - линейное напряжение, равное действующему значению
среднего эксплуатационного напряжения, кВ;
Оср = 1,26 • В - среднее геометрическое расстояние между
проводниками фаз при горизонтальном их расположении, см;
к - коэффициент, учитывающий повышенные значения
рабочей ёмкости и напряжённости поля средней шины относительно
значений для крайних фаз, значение, которого лежит в
пределах 1,03-5-1,05.
Условие (7.63) выполняется для шин круглого сечения [13], если
В > Вдоп-
(7.66)
где В - внешний диаметр шины;
Эдоп - минимально допустимый диаметр шины по условию
короны, значения которого приведены в таблице 7.21, при
нормальных
атмосферных
условиях
(рв = 1,013 • 10^
Па,
0 В = 20°С).
Таблица 7.21 - Минимальные допустимые диаметры шин по условиям
короны
Ц, кВ
110
220
330
500
750
1150
9
24
36
55
84
140
Вдоп* мм
Для расщеплённых проводников, рисунок 7.18, максимальная
напряжённость электрического поля определяется по формуле:
к - Куг • 0,816 • II
Емакс --------------- к----- ,
г о - п -• Ь -СР
^
(7.67)
где п - число проводников в фазе;
Гэ - эквивалентный радиус расщеплённой шины, см;
Кус - коэффициент усиления электрического поля на
поверхности составляющего проводника из-за влияния других
проводников фазы;
к - коэффициент, зависящий от средней рабочей ёмкости
трёхфазной конструкции и для расщеплённых проводников
равен 1,07.
При расположении проводников расщеплённой фазы по
вершинам
равностороннего
треугольника,
рисунок
7.18,
117
эквивалентный радиус гэ вычисляется по формуле:
гэ =
• го ' Гр “ \
(7.68)
где гр = В р / ( 2 • 51п(тт/п));
Эр - расстояние между осями проводников расщеплённой
фазы.
Рисунок 7.18 трубчатыми шинами
Шинная
конструкция
с
расщепленными
Коэффициент усиления
поля К у С ,
при расположении
проводников расщеплённой фазы по вершинам равностороннего
треугольника, определяется по формуле:
кус = 1 + (п —1) • — .
ГР
(7.69)
Для расщеплённой шины, состоящей из двух цилиндрических
проводников, коэффициент усиления поля КуС определяется по
формуле:
к .. - 2
1 2 ‘ Г°
Е)р + г0
2 ’ Г°
2 ' Г°
$1 + Г()
Э р + го
+ °Пр +. г0
г “ 52
с »
118
|
1
|
$2 + го
( 7‘70)
где 5! = г ^ /Р р ;
52 = 1о / ( 0 р - 5 !).
Расстояния в свету между шинами А, рисунок 7.18, в расчетах
принимаются равными минимально допустимым расстояниям в
соответствии с требованиями ПУЭ [22], значения которых приведены
в таблице 7.22.
Таблица 7.22 —Расстояния в свету между шинами
Напряжение 11, кВ
35
110
150
220
Расстояние А, мм
440
1000
1400
2000
330
2800
500
4200
7.5.2.4 Проверка жестких шин по допустимым прогибам
Выбранные жесткие шины должны быть проверены
допустимым прогибам от собственного веса и гололеда [13].
Наибольший статический прогиб шин от собственного веса
Уст, макс 1 —Уст,доп 1 = 1 ’ Ю 2‘” 1>
по
(7-71)
где I - длина пролета шины.
Максимальный прогиб шин в ОРУ при гололеде
Уст, макс 2 —Уст, доп 2 =
^
(7-72)
Максимальный прогиб шин, обусловленный собственным весом,
определяются по формуле
_
Уст,макс 1 —
т ш ‘8 ' I
_
•
Сш
,п
,О
Л
где шш - масса шины на единицу длины, кг/м ;
8 = 9,81 - ускорение свободного падения, м /с ;
Сш - жесткость шины, Н /м, которая определяется по
формулам, приведенным в [13] и в таблице 7.23, в зависимости от
способа закрепления шины.
Максимальный статический прогиб шин при гололеде
макс 2
рассчитывается по формуле
т ш + т г) -%-1
Уст, макс 2 ~
г
сш
119
•
(7-74;
где шг - масса гололедных отложений на единицу длины.
Таблица 7.23 - Формулы для расчета жесткости шины при различных
схемах пролета__________________ _________________________________
Формулы для расчета сш
Расчетная схема пролета шины
76,8 ■Е • ]
1 8 5 • Е *I
у А
V
А
6
384■Е ■]
9
*
[3
Масса гололедных отложений на единицу длины для шин
круглого сечения рассчитывается по формуле
ш г = тс ■рг ■( о • Ьр + Ър) ■10
(7.75)
где рг = 900 к г /м 3 - нормативная плотность гололеда;
Ьр - расчетная толщина стенки гололеда, мм.
Расчетная
выражению
толщина
стенки
гололеда
Ьр = Ьг • кг • кд,
рассчитывается
по
(7.76)
где Ьр - нормированная толщина стенки гололеда на высоте 10 м
над поверхностью земли, мм, значение которой приведено в ПУЭ [22]
и в таблице 7.24;
кг - коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки
гололеда по высоте прокладки шин над поверхностью земли, м,
рисунок 7.19;
к^ - коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки
гололеда Ьг в зависимости от диаметра шины, таблица 7.25.
120
Таблица 7.24 - Нормированная толщина стенки гололеда Ъг для
высоты 10 м над поверхностью земли___________________________
Нормативная толщина стенки гололеда, мм, с
Район по гололеду
повторяемостью
1 раз в 10 лет
1 раз в 25 лет
и
10
15
III
15
20
20
IV
25
25
У(1)
30
У(2 )
30
35
У(3)
35
40
40
У(4)
45
45
4(5)
50
Рисунок 7.19 - Кривая для определения коэффициента кг
Таблица 7.25 - Значения коэффициента
Диаметр шины Б, мм
30
50
70 и более
Коэффициент кд
0,8
0,7
0,6
7.5_3 Примеры выбора и проверки жестких токоведущих
частей закрытых распределительных устройств
Пример 7.4. Выбрать жесткие шины С)РУ-220кВ. К шинам 220
кВ подключено три блока мощностью по 300 МВт и
автотрансформатор
связи
типа
ЗхАОДЦТН-167000/500/220.
Допустимый коэффициент перегрузки автотрансформатора 1,25.
Та = 0,2 с, (откл —0,5 с, 1пд = 30 кА, температура воздуха в ОРУ
д0 = 30°С. ОРУ сооружается в третьем районе по толщине стенки
121
гололеда
Для выбора сборных шин определим токи нормального и
форсированного
режимов
блочного
трансформатора
и
автотрансформатора связи.
Для блочного трансформатора
.
_
5Г,Н0М
- 3^3
л/З Ином
Н0"
1макс = г
'
103 -
ппг А
Л
1/3-220
5Г' Н°"-------- —
л/З • Цном ' 0,95
л/З • 220 • 0,95
= 975.2 А.
Для автотрансформатора связи
^т, ном
3 • 167000
= —7=-------- = 1314-8 Ал/З ■Цдом
^ • 220
1ном = г-
•макс =
1,25 • 5Т ном 1.25 • 3 • 167000
V = ------ 7=------------ = 1643-5 А.
л /З - Ц н о м
у /3 220
Сборные шины выбираем по току наиболее мощного
присоединения, т. е. 1макс = 1643,5 А.
По таблице 7.12 принимаем цилиндрические шины из
алюминиевого сплава 1915Т внутренним диаметром <1 = 110 мм,
наружным диаметром О = 120 мм и длительно допустимым током
при штиле с учетом солнечной радиации 1д0п = 1669 А. Условие
(7.32) выполняется, так как 1макс = 1643,5 А < 1д0п = 1669 А.
Проверим выбранные трубчатые шины на термическую
стойкость, приняв начальную температуру шины т?н — 70° С. По
кривой 8, рисунок 7.11, для температуры *9Н = 70° С находим
Авн = 0,275 • 10 4 А2 • с/м м 4 .
Для определения конечной температуры трубчатой шины
определим по формуле (7.51) значение вспомогательного
коэффициента Ал
а
_А
+ 5 * - д_
А«к ~ А*н + ^
, *п0 ‘
~ Авн +
где
122
р
+ *отк)
п • ( о 2 — й2 )
3,14 • (1 2 0 2 — Н О 2 )
_
5= —
------- - = ----------— -------------- - = 1805,5 мм .
4
4
л
3 0 2 • 106 • (0,2 + 0,5)
А
9 с
Ал = 0,275 • 104 + ----------------^ -------- - = 0,294 • 104 А2 -----к
1805,5 2
мм4
По кривой 8 , рисунок 7.11, определяем конечную температуру
шины для значения А^к = 0,294 • 10 4 А2 *, # к = 7 5 ° С.
Так как т9к = 7 5 ° С < # к,д о п = 2 0 0 ° С, то шины термически
стойкие.
Минимальное сечение шины из сплава 1915Т по условию
термической стойкости согласно (7.34)
^п0 ’ (^ а + *отк)
с
А с
9
где С = 6 6 А • с ,а /м м 4 — для алюминиевого сплава 1915Т
согласно таблице 7.3.
5мин =
3 0 2 • 10 6 • (0,2 + 0,5)
^ -------------- = 380 мм .
Так
как
5МИН = 380 мм < 5 = 1805,5 мм ,
то
шины
термически стойкие.
Проверим
выбранные
трубчатые
шины
по
условиям
электродинамической стойкости. Принимаем длину пролёта шинной
конструкции 1 = 6 м, а расстояние между фазами О = 2 м. В качестве
изоляционной опоры принимаем шинную опору типа И10-220-У1,
которая согласно таблицы 7.16, состоит из двух опорно-стержневых
изоляторов: в основании изолятор типа КО-110/1250 У1, а на вершине
изолятор типа ИОС-110/600 У I.
Момент инерции трубчатой шины согласно таблице 7.4
определяется по формуле
тт ■(Б 4 - Л4 )
’=
64
3,14 • (1 2 0 4 - 1104) • 10 - 1 2
=
64
123
= 299,04 • 10- 8 м4 .
Момент сопротивления трубчатой шины в соответствии с
таблицей 7.4 определяется по формуле
т т ( 0 4 - а 4)
З Д 4 -(1 2 0 4 - 1 1 0 4) - 1 0 -1 2
32 О
32 • 120 • 10 —3
= 49,84 • 10 ~ 6 м3.
Для определения максимального механического напряжения в
шине, рассчитаем по формуле (7.37) первую частоту собственных
колебаний шинной конструкции
/1 =
{И
Г1
2 ■я ■№ у ш '
где
- функция безразмерных величин С0 п 1I'/ ( Е • 0 и
М о п /( т - 0 ;
Ош ~ жесткость опоры, которая практически равна
жесткости изолятора Сиз, Н/м [21];
М0п - приведенная масса опоры, кг.
Для определения параметра г^ по кривым, приведенным на
рисунке 7.13 , определим по формуле (7.57) приведенную массу
опоры М0п
Моп —
-оп
(2 • тг • /о п )2’
где / оп —частота собственных колебаний опоры, Гц, которая
определяется, согласно по формуле (7.58)
— °п
*оп ~ 2 • я
г
-оп
3 -М ст
где Гоп ~ параметр частоты собственных колебаний опоры,
зависящий от коэффициента у = Мв /М ст и определяемый по кривой,
124
приведённой на рисунке 7.12;
Мст - масса стержня, кг;
Мв - сосредоточенная масса на вершине опоры, кг.
Жесткость опоры Соп, рассчитывается по формуле (7.54)
г
_
Ч)п —
Сиз, 1 ‘ н из, 1
(^и з, 1
Низ, 2 ) ’ [у + (1
У )' г ^]
где Сиз> 1 - жесткость верхнего изолятора шинной опоры, Н/м;
Низ, 1 > Низ 2 ~ высота соответственно верхнего и нижнего
ярусов шинной опоры, м;
у, г - коэффициенты, которые определяются по выражениям
(7.55) и (7.56)
^из, 1 ' ^из, 1
Низ, 1
сиз,2 н53,2
низ,1 + низ,2’
где Сиз 2 ~ жесткость нижнего изолятора шинной опоры, Н/м.
По таблицам 7.14 и 7.15 для принятого верхнего изолятора типа
ИОС-110/600 У1 имеем Сиз ^ = 1100 кН/м, Низ ^ = 1100 мм.
Для нижнего изолятора типа КО-110-1250У1 по таблицам 7.14 и
7.15 имеем Сиз ^ — 1250 кН/м, Низ> 2 = 1100 мм.
1100 11003
У ~ 1250 ■11003 ~ °’88’
1100
2 ~ 1Ю0 + 1100 ~ °* ‘
Жесткость опоры Соп равна
1100 11003
Соп ------------------- о- 7-------------------------- 57 = 153,63 кН/м.
(1100 + 1100)3 • [0,88 + (1 - 0,88) • 0,53]
Определим параметр шинной конструкции
Соп ‘ /3
оп
Е’I
153630-63
„ м
= 158,53.
70 • 109 ■299,04 • 10- 8
125
Принимаем изоляционную опору, закреплённую на жёстком
основании. Поэтому масса стержня Мст принимается равной массе
изоляционной опоры МИз, которая согласно таблице 4.16 равна 152
кг, а сосредоточенная масса на вершине опоры Мв равна нулю.
Таким образом, для значения у = Мв /М ст = 0 по кривой
рисунка 7.12 находим г0п — 1,875.
1,8752
/оп —
153630
= 10,28 Гц,
3 -1 5 2
153630
М0п = ----------------------т = 36,86 кг.
( 2 - 3 ,1 4 -10.28)2
Определим параметр шинной конструкции
Моп
36,86
= 1,23,
где т = 5 • 5 = 2770 • 1805,5 • 10 - 6 = 5 кг/м .
По кривым рисунка 7.13, для рассчитанных
значений
Соп ' ^ / ( Е • ]) = 158,53
и
Моп/( ш • 0 = 1,23 определяем
параметр г^ = 2,7.
Первая частота собственных колебаний шинной конструкции
равна
2,7 2
/1 =
2 • 3,14 • 6 2 >
70 • 10 9 ■299,04 • 10 - 8
---------------- = 6,6 Гц.
По кривой 1 рисунка 7.5 для / ^ / / с = 6,6/50 = 0,132 определяем
значение динамического коэффициента при трёхфазном КЗ. который
равен Ц = 0,63.
Максимальное механическое напряжение в материале шине
определим по формуле (7.53)
а • I2 • Кф • красп *$ ■П
а м а к с ------------- Г о й л г ---------- ’
126
где а = л/З • 10
Н/А 2 - для трёхфазного КЗ;
Б - расстояние между фазами, м;
I - длина пролёта шинной конструкции, м;
П - динамический коэффициент, определяемый по кривым
рисунка 7.5;
Л - параметр, который берётся из таблицы 7.5.
1у = ку • л/2 ■1п0 = 1,75 у/2 3 0 = 74,25 кА.
Параметр А для шинной конструкции с тремя и более пролетами,
таблица 7.5, равен 10.
у/3 • 1 0 ~ 7 • 6 2 • 1 • 1 • 742502 • 0,63
°макс ~ ----------------------------------- 7 ---------- — 21,73 МПа,
10 ■2 • 49,84 • 10 “ 6
что значительно меньше допустимого напряжения <ТдОП = 247 МПа.
Таким образом, выбранные шины проходят по механической
прочности.
Определим расчетную нагрузку Ррасч* действующую на опорный
изолятор шинной конструкции, по формуле (7.45)
э
•>/3 •10 7 -/-Кф- Красп
Ррасч = Э ’ Рмакс' П —
О
>
где Р = 1,13 - для шинной конструкции с тремя и более
пролетами, таблица 7.5.
Ррасч =
(3■л/З • 10 7 • / • Кф ■Красп ' 1у *П _
5
=
1,13 • у/ 3 ■ 1 0 ~ 7 • 6 1742502 • 1 • 1 • 0,63 пЛ
О| 11
= -----------------------------------------------------= 2039,4 Н.
Допустимая нагрузка на принятую шинную опору Ш0-220-У1
согласно (7.61) составляет
Рдоп = 0,5 ■Рразр, Е*
127
где Рразр I = 5930 Н для шинной опоры Ш0-220-У1, согласно
таблице 7.16.
Рдоп = 0.5 ■5930 = 2965 Н.
Так как Рдоп = 2965 Н > Ррасч = 2039,4 Н, то выбранная опора
проходит по механической прочности.
Проверим выбранные шины по условиям короны (7.63)
Емакс ^ 0,9 ■Ед,
где Ед —начальная критическая напряжённость электрического
поля на поверхности цилиндрического проводника, кВ/см;
Емакс - максимальная напряжённость электрического
поля, кВ/см.
Начальная критическая напряжённость электрического поля Ед
на поверхности цилиндрического проводника в соответствии с
формулой (7.64) равна
где гд = 0 / 2 - радиус проводника, см;
5 = 0,00289 • рв/(2 7 3 + 9В) - относительная плотность
воздуха, соответствующая давлению рв и температуре 0 В
окружающего воздуха. Физические свойства воздуха приведены в
таблице 7.20.
С __
0,00289
■'рвР __ 0,00289
■1,013
• 10 5
9
*
*
= 0,966,
273 + 0 В 273 + 30
Ед = 24,5 • 0,966 • 1 +
0,65
ТРдд = 31,57 кВ/см.
Максимальная напряжённость электрического поля для средней
фазы одиночных шин при горизонтальном их расположении, согласно
128
формуле (7.65), равна
к • 0,816 • Ц
Емакс —
г* *
и
г0
где II - линейное напряжение, равное действующему значению
среднего эксплуатационного напряжения, кВ;
0 Ср = 1,26 • Г)- среднее геометрическое расстояние между
проводниками фаз при горизонтальном их расположении, см;
к - коэффициент, учитывающий повышенные значения
рабочей ёмкости и напряжённости поля средней шины относительно
значений для крайних фаз, значение, которого лежит в
пределах 1,03*1,05.
1,05 ■0,816 • 230
Емакс § — 7 1,26 - 200 1 8'79 кВ/см’
6- 1п ----- 1 ----Так как Емакс = 8,79 кВ/см < 0,9 • 31,57 кВ/см = 28,4 кВ/см
то выбранные шины проходят по условию короны.
Условие (7.63) выполняется для шин круглого сечения [13], если
О ^ Одоп»
где О - внешний диаметр шины;
Бдоп - минимально допустимый диаметр шины по условию
короны, значения которого приведены в таблице 7.21, при
нормальных
атмосферных
условиях
(рв = 1,013 • 10**
Па,
0В = 20°С).
Согласно таблице 7.21, минимально допустимый диаметр шины
по условию короны для 11ном = 220 кВ равен Одоп = 24 мм.
О = 120 мм > Одоп —24 мм.
Проверим выбранные жесткие шины по допустимым прогибам от
собственного веса и гололеда.
Максимальный прогиб шин, обусловленный собственным весом,
определяем по формуле (7.73)
129
т Ш &1
Уст, макс 1 —
г
Чц
где т ш - масса шины на единицу длины, к г/м , таблица 7.14;
о
§ = 9,81 - ускорение свободного падения, м /с ;
сш - жесткость шины, Н /м , которая определяется по
формулам, приведенным в таблице 7.23, в зависимости от способа
закрепления шины;
I - длина пролета шины.
Рассчитаем жесткость шины, для шинной конструкции с
разрезными шинами, длина которых равна трем и более пролетам, без
жесткого крепления на промежуточных опорах по формуле,
таблицы 7.23
7 6 ,8 -Е-1 76,8• 70■ 10 9 • 299,04• 10 - 8
сш = ------ =— - = -------------------- =-------------------= 74427,7 Н/м.
г
6 **
Максимальный прогиб шин, обусловленный собственным весом
равен
Уст, макс 1 -
шш В - 1
4 ,8 7 7 -9 ,8 1 -6
сш
“
74427,7
| ° '0 0 3 8 ”
Максимальный статический прогиб шин при гололеде уст макс 2
рассчитываем по формуле (7.74)
(ш Ш + ш г) ■в ■/
Уст, макс 2 —
'
Сш
>
где Шр —масса гололедных отложений на единицу длины.
Массу гололедных отложений на единицу длины для шин
круглого сечения рассчитываем по формуле ( 7 .75 )
ш г = тт • р г • ( о ■Ьр + Ъ(5) • 10 6 ,
О
где р г = 900 к г /м - нормативная плотность гололеда;
Ьр - расчетная толщина стенки гололеда, мм.
Расчетная толщина стенки гололеда рассчитывается
выражению (7.76)
130
по
Ьр —Ьг • кг • КД,
где Ьг = 20 мм - нормированная толщина стенки гололеда на
высоте 10 м над поверхностью земли, для третьего района,
таблица 7.21;
кг = 1 — коэффициент, учитывающий изменение толщины
стенки гололеда по высоте прокладки шин 10 м над поверхностью
земли, рисунок 7.16;
= 0,6 - коэффициент, учитывающий изменение толщины
стенки гололеда Ьг для шины диаметром Б = 120 мм, таблица 7.22.
Расчетная толщина стенки гололеда равна
Ьр = 20 • 1 • 0,6 = 12 мм.
Масса гололедных отложений на единицу длины равна
т г 1 3,14 • 900 • (120 • 12 + 122) • 10_ 6 = 4,48 кг.
Максимальный статический прогиб шин при гололеде уст макс 2
равен
(ш ш + шг) • %• I (4,877 + 4,48) • 9,81 -6
у гг мякг у = ---------------------- = ----------- , ---------- = 0,0074 м.
*ст, макс /
сш
74427,7
Наибольший статический прогиб шин от собственного веса
Уст, макс 1 = 0,0038 м < Уст, доп 1 = 1 ' Ю 2 • / =
= 1 ■1 0 ~ 2 • 6 = 0,06 м.
Максимальный прогиб шин в ОРУ при гололеде
Уст, макс 2 = 0,0074 м < уст> д 0П 2 = 1*25 *10 2 • I —
= 1,25 • Ю “ 2 • 6 = 0,075 м.
Выбранные жесткие шины проходят по допустимым прогибам от
собственного веса и гололеда.
131
7.5.4
Выбор гибких
распределительных устройств
7.5.4.1 Общие сведения
шин
и
токопроводов
открыты
Сборные шины выбираются по допустимому току наиболее
мощного присоединения, а токопроводы - по экономической
плотности тока, таблица 7.26. При выборе токопроводов в качестве
расчётного тока, согласно ПУЭ [22], принимается ток нормального
режима работы. Выбранное по экономической плотности сечение
токопровода округляется до стандартного ближайшего значения.
Таблица 7.26 - Экономическая плотность тока
Экономическая плотность тока, А/мм2,
при числе часов использования максимума
нагрузки в год
Проводники
Неизолированные
провода и шины:
медные
алюминиевые
Кабели
с
бумажной и провода с
резиновой
и
поливинилхлоридной
изоляцией с жилами:
медными
алюминиевыми
Кабели
с
резиновой
и
пластмассовой
изоляцией с жилами:
медными
алюминиевыми
более 1000 до
3000
более 3000 до
5000
более 5000
2,5
1,3
2,1
1,1
1,8
1,0
3,0
1,6
2,5
1,4
2,0
1,2
3,5
1,9
3,1
1,7
2,7
1,6
Выбранное сечение сборных шин и токопроводов проверяется на
термическое действие токов КЗ по выражению (7.34). Согласно ПУЭ
[22 ], при проверке на термическую стойкость аппаратов и
проводников
линий,
оборудованных
устройствами
быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева
132
из-за увеличения суммарной продолжительности прохождения тока
КЗ по таким линиям.
Расщеплённые провода воздушных линий при проверке на нагрев
в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного
сечения [22].
Проверка шин и токопроводов на электродинамическую
стойкость производится по току двухфазного КЗ, т. к. наибольшее
сближение фаз наблюдается при этом виде КЗ.
Электродинамическая стойкость, при двухфазном КЗ, гибких
проводников разных фаз сборных
шин и
токопроводов
обеспечивается, если выполняются условия [13,21]:
Рмакс ^ Рдоп»'
й - 2 - ( з + Гр) > Ддоп, мин,
(7.77)
где Рмакс ~ максимальное тяжение в проводе при КЗ, Н;
Рдоп “ допустимое тяжение в проводе, которое в курсовом и
дипломном проектировании может приниматься равным 1 • 10^ Н;
0 - расстояние между проводниками фаз, таблица 7.27, м;
5 - расчетное смещение проводников при КЗ, м;
адоп, мин ~ наименьшее допустимое расстояние между
проводниками фаз при наибольшем рабочем
напряжении,
таблица 7.28, м;
Гр - радиус расщепления фазы, таблица 7.29, м.
Таблица 7.27- Расстояние между фазами гибких шин и токопроводов
ОРУ
Напряжение II, кВ
Расстояние ©, м
35
1,5
110
220
3,0
4,0
330
4,5
500
750
6,0
10,0
Таблица 7.28 - Наименьшие допустимые расстояния между
проводниками фаз аДОП[ мин____________________________________
Напряжение 1), кВ
адоп, мин»м
10-24 110
0,2 0,45
150
220
0,6
0,95
330
1,4
500
2,0
750
3,1
Проверку гибких проводников на электродинамическую
стойкость (расчет смещения проводников) необходимо производить,
если параметр р равен:
133
р=
■08?)' ■*отк
> 0 ,4 кА2 -^
н
(7.78)
где 1пд - начальное действующее значение периодической
составляющей тока двухфазного КЗ, кА;
*отк - расчетная продолжительность КЗ, с;
О - расстояние между фазами, м;
Ч
= Чп + Чг погонный вес 1 м гибких шин, с учетом в
провода и гирлянд, Н/м. Параметры подвесных изоляторов
применяемых для крепления гибких шин, в распределительных
устройствах станций и подстанций, приведены в таблице 7.30;
А - коэффициент, учитывающий влияние апериодической
составляющей электродинамической силы, который определяется по
кривой приведенной в [21] или на рисунке 7.20. При 10т к /^ а > 4
коэффициент А = 1;
Та - постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока КЗ, с.
Таблица 7.29 - Значения к и Гр
Число проводов в фазе
Коэффициент к
1 + 2 -^
а*
Радиус расщепленной
фазы Гр, см
1+2
-г0
1+ 3
г0 ' а
у1 2 - г0
у/2-
а* - расстояние между проводами в расщеплённой фазе, которое
принимается равным при напряжении 220 кВ - 20
30 см и при
напряжении 330 кВ и выше - 40 см.
Методика определения смещения проводников 5 расположенных
в горизонтальной плоскости на одном уровне зависит от
продолжительности КЗ 1откВ том случае если выполняется условие
[отк < * прод
134
0 .9 ' Мпр ■8
, , 2 . р ( 2)
ш0 расч
,с
7.79)
Таблица 7.30 —Параметры и количество подвесных изоляторов в гирляндах для крепления гибких шин в
распределительных устройствах_________ ________________ ____________________________________
Тип
изолятора
Количество изоляторов, N, при номинальном напряжении РУ,
кВ
Масса
Высота
изолятора Рразр» изолятора,
кН
Низ»м
1150
шИз, кг
10
20
35
110
150
220
330
500
750
ПФ6-Б
1
3
5
8
10
15
21
30
-
-
0,140
60
6,00
ПФ70-В
1
3
4
8
10
15
21
30
44
-
0,146
70
5,10
ПС70-Д
1
4
5
8
11
16
22
32
48
-
0,127
70
3,49
ПС6-Б
1
4
5
8
11
16
22
32
48
-
0,130
60
4,10
ПСД70-ДМ
1
4
4
6
9
13
19
27
-
-
0,127
70
4,80
ПС120-Б
"
"
-
-
-
15
21
30
43
73
0,146
120
4,43
-
-
-
15
21
30
43
73
0,146
120
5,41
13
17
24
35
58
0,146
120
7,02
ПС 120-А
ПСВ120-А
-
Рисунок 7.20 - Кривая для определения коэффициента А
горизонтальное смещение проводников 5 определяется по формуле
2
0 ,7 7 2 Л ( 1 ® ) ‘ ■*ОТК ■у [7 п
---------------,
5 =
(7.80)
где МПр = у ■М - приведенная масса с учетом массы провода,
суммарной массы двух натяжных изоляторов и массы отводов в
пролете, кг;
М - масса провода в пролете, кг;
у - коэффициент приведения массы, значение, которого
приведены в [21] и в таблице 7.31;
8 - ускорение силы тяжести, м /с ;
а)д - угловая частота колебаний проводников. 1/с;
р*расч
( 2)
~
расчетная электродинамическая нагрузка,
действующая на проводник при двухфазном КЗ, Н;
/п - провес провода по середине пролета, м.
Угловая частота колебаний сод и расчетная электродинамическая
нагрузка Ррасч на проводник при двухфазном КЗ, определяются по
формулам [21]
ш0 =
[ё
3-е
2 ■/пр
136
у
Ь
(7.81)
Таблица 7.31 - Значения коэффициента приведения массы у
Значения коэффициента у при значениях Мг /М , равных
/г //п
0,010
0,020
0,050
0,100
0,200
0,500
1,000
2,000
3,000
5,000
0,010
1,000
1,000
1,000
1,000
1,001
1,002
1,003
1,005
1,006
1,007
0,020
1,000
1,000
1,000
1,001
1,002
1,004
1,007
1,010
1,012
1,014
0,050
1,000
1,000
1,001
1,002
1,004
1,010
1,016
1,024
1,029
1,035
0,100
1,000
1,001
1,002
1,004
1,008
1,019
1,031
1,048
1,058
1,069
0,200
1,001
1,002
1,004
1,008
1,015
1,034
1,059
1,090
1,110
1,140
0,500
1,002
1,003
1,008
1,016
1,031
1,071
1,130
1,200
1,250
1,310
1,000
1,002
1,005
1,012
1,024
1,048
1,110
1,200
1,330
1,430
1,560
2,000
1,003
1,007
1,017
1,033
1,065
1,150
1,290
1,500
1,670
1,910
3,000
1,004
1,007
1,019
1,037
1,073
1,180
1,330
1,600
1,820
2,150
5,000
1,004
1,008
1,021
1,041
1,082
1,200
1,390
1,710
2,000
2,470
Рра’сч = ^ 2> А = 0 , 2 1 - ( | ® ) 2 ^ ,
(7.82)
где / Пр - приведенный провес провода по середине пролета с
учетом гирлянд изоляторов, м;
Ь = 2 • /п р /3 , м;
I - длина пролета, м.
Приведенный провес провода / Пр по середине пролета с
учетом гирлянд изоляторов определяется по формуле
/пр = /п + ^г ’ со 5 /?,
(7.83)
где /г = N • Низ - длина гирлянды изоляторов, м;
N - количество изоляторов в гирлянде, таблица 7.30;
Низ - высота одного изолятора, м, таблица 7.30;
Р - угол отклонения гирлянды от вертикали до КЗ.
В том случае если
1,2 ■"П
4 • Та < 1отк —--------*
(7-84)
“0
горизонтальное смещение проводников 5 определяется согласно [21 ]
по одной из ниже приведенных формул в зависимости от
соотношения 2 = ДМк/(М Пр ■§ • Ь):
- при 2 < 1
5 = /пр ‘
а,
(7.85)
- при 2 > 1
5 = /пр>
(7.86)
где а —расчетный угол отклонения проводника от равновесного
положения при двухфазном КЗ, рад., который определяется по
формуле
а = агссо5(1 —2 ),
(7.87)
где ДМК - накопленная энергия в проводнике, за безразмерную
продолжительность короткого двухфазного замыкания ткз, Дж.
138
Энергия, накопленная в проводнике за безразмерную
продолжительность короткого двухфазного
замыкания ткз,
определяется по кривым, приведенным в [21] или на рисунках 7.21 и
7.22. Безразмерная продолжительность двухфазного КЗ ткз
определяется по формуле
Ч з - Ч I •' Л? -
(788)
Если при двухфазном КЗ выполняется условие
1,2 • л
*отк > —
»
(7.89)
<о0
то горизонтальное смещение проводников рассчитываются по
формулам (7.85) или (7.86). При этом энергию, накопленную
проводником, ДУУК, в соответствии с [21 ] определяют по одной из
следующих формул, в зависимости от значения
(2)
- если ДМ^
(2)
:
> 2 • МПр • § • Ь, то в этом случае
Ш к = 0,5 *Д1/У'2' ,
(7.90)
( 2) < 2 ■МПр • § • Ь, то в этом случае
- если ДАЛ/^
Д ^к = Мп р -е -Ь,
(7.91)
где Ь - максимальная высота подъема центра масс проводника во
время КЗ, м, рисунок 7.23.
(2) определяется по формуле
ДШ^
С?")
. / Г2 ^ \^ . О + 2 • Ь
Ш ? ) = 0,2 • / . ( | $ ) • 1п— — .
Максимально возможное значение тяжения
^макс! ’ согласно [21 ] определяется по формуле
139
в
(7.92)
проводнике
2 - Ь/1»=3,1
у
>
2,0
ь
1 ъ >
1.0
1 /,
/ 0,5
1
ОД
0,2
г(2)
р0 -2 ,5
•М
м - 5о
N
03
0.4
/4 /
0.5 тк
У
1,0
дБ
0.01 0,02
0.03 044
Рисунок 7.21 двухфазном КЗ
0,05 тю
0.01 0,02
0,03 0.04
0.05 ткз
Характеристики 2 = ДШк/(М пр ■8 ’ Ь) при
140
0.01 0,02 0,03 0,04 0,05 ткз
а
2
0,75
0,90
0Д5
0
0,10
0,05
1
0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 ткэ
В
7.22 Рисунок
двухфазном КЗ
Характеристики 2 = ДШк /(М Пр ■8 ■Ь) при
141
2 • Е • 5 ■Ш к
^макс! ~
]
о
*■Р(0)'
(7.93)
Рисунок 7.23 - Кривые для определения Ь /Э при двухфазном КЗ
где Е - модуль упругости проводника, Н /м 2. Модуль упругости
скрученных проводов следует уменьшать в два-три раза по сравнению
с модулем упругости отдельных проволок [21 ];
5 - площадь поперечного сечения провода, м ,
I - длина пролета, м;
энергия, накопленная проводником за
время КЗ, Дж. Если выполняется условие (7.79), то согласно [21]
допускается значение Д\/Ук определять по формуле
( №
\2.л
I Ррасч 1отк I л
Шк = У
? м ' ------.
2 ■Мпр
(7.94)
Р(0) - тяжение в проводнике до КЗ, Н, значение которого
142
определяется по формуле
„•I*
РС0) = 88 Т
Л -' /пр
см ®
Нижний предел максимального тяжения в проводнике Рмакс2
согласно [13,21] определяется по формулам:
рмакс2 ~ р(0)
Мпр 8 / '
(7.96
/
макс2
(0 > Л
2 •Д
м лр
\
в г.)
За расчетное значение принимается максимальное значение.
Шины и токопроводы с расщеплёнными фазами, согласно ПУЭ,
должны проверяться по электродинамическому взаимодействию
проводников одной фазы. При КЗ проводники одной фазы под
действием тяжений стремятся приблизиться к центру. Для
уменьшения усилий между проводами фазы устанавливают
дистанционные распорки. Расстояние между дистанционными
распорками рассчитывается по формуле:
I
т З . I (к “ !) ’ стмакс *24 • 0
«р — к а м акс.10
(7-------------- г—7 --------------г .
^(У к + к у 1 ) ( у к - к у 1)
гп
(7.97)
где к = 1,8 коэффициент допустимого увеличения
механического напряжения в проводе при КЗ;
о Макс " максимальное напряжение в проводе, МПа;
ЛО О
0
= 159 • 10
м ^/Н - коэффициент упругого удлинени
алюминиевого провода;
У1 удельная нагрузка от собственной массы
провода, МПа/м;
Ук ~ удельная нагрузка от сил взаимодействия
при КЗ, МПа/м.
143
Максимальное напряжение в проводе определяется по формуле
_ Рмакс
,ппоЛ
Смакс _ ( ^ 5 ) '
(7'98)
где п - число проводов в фазе;
2
5 - сечение провода, мм ;
Рмакс - тяжение в проводе, рассчитывается по формулам
(7.93) или (7.96), Н.
Удельная нагрузка на каждый провод от собственного веса
У! = 8 - М/5,
(7.99)
где М - масса одного метра провода, кг;
§ - ускорение силы тяжести, м /с .
Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при КЗ
2 • 10- 7 • (п - 1) (I (3 )\
пО )
2
Ук = ----п 2"Т
а5 •^аГ —
'
(7100)
где (1 - диаметр токопровода, м.
Выбранные шины и токопровод не будут коронировать, если
наибольшая напряженность электрического поля 1,07 ■Е у
поверхности любого провода не более 0,9 • Еп. Таким образом,
условие проверки на корону можно записать в виде:
1,07 • Е < 0,9 • Е0,
(7.101)
где Ед - начальная критическая напряженность электрического
поля, кВ/см, которая определяется по формуле
^
/
0,299\
Е0 = 3 0 , 3 - ш ^ 1 + - = г |
(7.102)
ш = 0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость
поверхности многопроволочных проводов;
гд - радиус провода, см;
144
Е - напряжённость электрического поля около поверхности
нерасщеплённого провода, кВ/см, которая определяется по формуле
0,354 • Ц
Е = --------- В = го - ' ° в - ^
Р-1»3)
I] - линейное напряжение, кВ;
0 Ср = 1,26 • Э - среднее геометрическое расстояние между
проводами фаз, при их горизонтальном расположении, см.
Напряжённость электрического поля вокруг расщеплённых
проводов определяется по выражению;
к • 0,354 • Ц
Е = ------------- д - ,
ЫсР
п • г0 • 1Iо§—
(7.104)
где к - коэффициент, учитывающий число проводов п в фазе;
Гл - радиус расщепленных проводов в фазе.
Значения к и Гр рассчитываются по формулам, приведённым в
таблице 7.29.
7.5.4.2
Примеры выбора гибких шин и токопроводов
открытых распределительные устройств
Пример 7.5. Выбрать сборные шины 220 кВ и токоведущие части
от сборных шин до выводов трансформатора в цепи генератора
ТГВ-200.
Трансформатор
типа
ТДЦ-250000/220/15,75.
~
(3)
•макс = 6500ч, 1д 0 = 1 4 кА, время отключения КЗ (отк = 0,25с,
длина пролета I — 30 м, провес провода посередине пролета
/п = 2,5 м.
Сечение сборных шин выбирается по току наиболее мощного
присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор:
.
_
$г,ном
Н0М ~ л/З • Цном
_ 235,3 ■10 3 _
л/3-220
,
_
5Г( ном
_ 235,3 • 103 _ , гп л
■макс = г——
————— = 650 А.
V I • 1)ном • 0,95 V I • 220 • 0,95
145
По таблице 7.35 [9] принимаем провод марки АС-300/66,
5 = 300 мм2, с1 = 24,5 мм, го = 1,225 см, 1доп = 680 А, масса
одного метра провода ш = 1,313 кг/м .
Условие (7.32) выполняется, так как
1макс = 650 А < 1доп = 680 А.
Проверим выбранные гибкие шины на электродинамическую
стойкость. Для чего по формуле (7.78) определим значение
параметра р
Л ' ( 'п о ) 2 ‘°™
,
р=—
^ ---------- > 0,4 кА2 ■с/Н,
О•я
где Я - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние
апериодической составляющей электродинамической силы. В
соответствии с [21] при отношении *отк/Та = 0,25/0,035 = 7,14 > 4
принимаем Я = 1;
О
- расстояние между фазами, м, значение которо
принимается в соответствии с таблицей 7.27;
Я = Яп + Яг - погонный вес провода, с учетом влияния
гирлянд, Н/м;
Яп ~ погонный вес провода, Н/м, который для провода
марки АС-300/66 равен
Чп = ё ■т = 9,81 ■1,313 = 12,88 Н/м;
Яг ~ погонный вес одной подвесной гирлянды изоляторов,
Н/м, который, согласно таблице 7.30, для гирлянд составленных из
подвесных изоляторов типа ПС70-Д равен
8 -И -Ш из
9,81 ■16 • 3,49 ............. ..
Яг = ------ 1------ = --------- зо--------= 18-26 Н/м.
Таким образом, погонный вес провода с учетом влияния гирлянд
равен
Я = Яп + Яг = 12,88 + 18,26 = 31,14 Н/м,
_______________________1АЛ
1 • (0,87 • 14)2 • 0,25
Р = — ~4 '3 1 1 4 -------- = 0,298
9
,
' ° / Н < 0,4
?
'
Расчет смещений проводников гибких шин можно не выполнять.
Однако для пояснения методики расчета смещений проводников,
выполним данный расчет.
Для определения методики расчета смещений гибких
проводников при КЗ, определим выполнение условия (7.79)
*отк ^ *прод = ^(0 ,9 ■МПр • б)/(<*>о • Ррасч)’ с
где МПр = у ■М - приведенная масса с учетом массы провода,
суммарной массы двух натяжных изоляторов и массы отводов в
пролете, кг;
у - коэффициент приведения массы, значение, которого
приведены в [21] и в таблице 7.31;
М - масса провода в пролете, кг;
§ - ускорение силы тяжести, м/с2;
о>о ~ угловая частота колебаний проводников, 1/с;
с(2)
Ррасч
“
расчетная
электродинамическая
нагрузка,
действующая на проводник при двухфазном КЗ, Н.
Для чего по таблице 7.31 определим значение коэффициента
приведения массы у при
/г
/г'С ох/З
N ■НИз ‘1С05/? 16 ■0,127 • с о з0 °
——
------------- = --------- :--------- = ----------- — ----------— 0,813
/п
/п
/п
2,5
и
Мг
N ■Шиз
1 6 ' 3,49
— = -------— = -------- -— = 1,42.
М
т- 1
1 ,3 1 3 -3 0
Из таблицы 7.31 имеем у = 1,265.
Определим по формуле (7.81) значение шд
147
где / Пр - приведенный провес провода по середине пролета с
учетом гирлянд изоляторов, м;
,
2 /пр
3
2 • (/л + *г • С05/?) 2 ■Оп + N • Низ • соз/?)
3
“
3
2 • (2,5 + 16 ■0,127 ■соз 0 °) 2 • 4,532
— —---------- ------------------- = -----------= 3,021 м,
3
3
/г = N • НИз ” длина гирлянды изоляторов, м;
N - количество изоляторов в гирлянде, таблица 7.30;
НИз “ высота одного изолятора, м, таблица 7.30;
/п ~ провес провода посередине пролета;
/? - угол отклонения гирлянды от вертикали до КЗ.
Определим по формуле (7.82) расчетную электродинамическую
нагрузку Ррасч» действующую
двухфазном КЗ
на
гибкие
провода шин
при
где I - длина пролета, м;
А - коэффициент, учитывающий влияние апериодической
составляющей электродинамической силы, который определяется по
кривой приведенной на рисунке 7.20;
0 - расстояние между фазами, таблица 7.27, м.
= 220,5 Н,
0 ,9 -1 ,3 1 3 -3 0 1,265-9,81
— о-------------------- = 0,785 с.
1,8^ • 220,5
Поскольку 10тк —0.25 с < 1Прод = 0,785 с, то расчет смещения
проводников з ведем по формуле (7.80Ь
_ 0,772' А ’ { 1пО )
5_
' 1°тк ' ^
О ■я
о,772 ■1 • [(л/3/2) ■14]2
”
4 -3 1 ,1 4
Х
х 0,25 • д/4,532 = 0,485 м.
Наименьшее допустимое расстояние между
напряжении II = 220 кВ согласно таблице 7.28
адоп, мин =
м.
Проверим выполнение условия (7.77)
Рмакс ^ Рдоп;
фазами при
составляет
О ~ 2 • (з + Гр) > ад0П> мин,
где Рмакс - максимальное тяжение в проводе при КЗ, Н;
Рдоп _ допустимое тяжение в проводе, которое в курсовом и
дипломном проектировании может приниматься равным 1 ■10^ Н;
О - расстояние между проводниками фаз, таблица 7.27, м;
5 - расчетное смещение проводников при КЗ, м;
адоп, мин ~ наименьшее допустимое расстояние между
проводниками фаз при
наибольшем рабочем
напряжении,
таблица 7.28, м;
Гр - радиус расщепления фазы, таблица 7.29, м.
Рмакс = 220,5 Н < Рдоп = 1 ' Ю** Н,
4 —2 • (0,485 + 0) = 3,03 > адоп, мин = 0,95 м,
таким образом, условие (7.77) соблюдается.
Максимально возможное тяжение в проводах Рмакс1 определяем
по формуле (7.93),
Рмакс1 * ^ [ ( 2 - ( Е -5)-Д Ш к/ 0 + Р(20 ) ],
где Е - модуль упругости проводника, Н /м 2 . Модуль упругости
скрученных проводов следует уменьшать в два-три раза по сравнению
с модулем упругости отдельных проволок [21];
5 - площадь поперечного сечения провода, м ;
149
I - длина пролета, м;
- тяжение в проводнике до КЗ, Н;
Д\УК - энергия, накопленная проводником за расчетное
время КЗ, Дж.
Для расчета тяжений в проводниках гибких шин в момент КЗ
принимаем
жесткость
поперечного
сечения
проводника
0,4 ■Е • 5 = 0,4 • 7 ■10 10 • 300 • 10 - 6 = 8,4 ■10 6 Н.
Так как условие (7.79), выполняется, то согласно [21] значение
Д\Л/к определяем по формуле (7.94)
г
(2)
ДШК =
Рпо™
расч ■*отк) ’ А
(ррасч ' *отк)
2-М пр
(220,5 • 0,25)2 • 1
= 30,49 Дж.
2 • 1,313 • 30 ■1,265
Значение тяжения в проводнике до КЗ, рассчитываем по
формуле (7.95)
<7 • I2
^ ° )= ^
31,14 ■3 0 2
= Т - 4,532
2 ■8,4 • 10 6 • 30,49
Рмакс! —
30
= 773Н ’
+ 773 2 = 4203,8 Н.
Максимально возможное тяжение Рмакс2 после отключения тока
КЗ рассчитываем по формулам (7.96)
;(2)
Рмакс2 — Р(0)
, . (
1
= 773 х
+
мпр'ё.
22 0 -5
^
11,313-30 1,265 9,81) - 8 4 8 Н *
150
(
2 - т к \ __
макс2 “ Р(0) ■(* + Мпр - 8 - ь ) “
/
2 • 30,49
Х
\
Х V1 + 1,313 -3 0 -1 ,2 6 5 -9,81 -3 ,0 2 1 / " 788,8 Н‘
За расчетное значение принимаем Рмакс2 = 848 Н.
Проверим выбранные шины по условию короны, для этого
определим начальную критическую напряжённость электрического
поля по формуле (7.102)
(
0,299\
Е0 = З О З - т у + - 7 = }
где т = 0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость
поверхности многопроволочных проводов;
гд —радиус провода, см;
(
0,299 \
Е0 = 30,3 • 0,82 • 1 + ......... } = 31,56 кВ/см.
V
Д 225/
Определим напряжённость электрического поля вокруг провода
сборных шин по формуле (7.103)
0,354 • Ц
Е= —
1 ° СР
г0 '
где 11 - линейное напряжение, кВ;
®ср = 1/26 ■Э - среднее геометрическое расстояние
между проводами фаз, при их горизонтальном расположении, см.
0,354 • 242
Е ~ , оог ,„ 1 ,2 6 - 4 0 0 ~ 26,75 кВ/ см1,225 • 1ое 1 225
Проверим выполнение условия (7.101)
1,07 • Е = 1,07 ■26,75 = 28,62 кВ/см > 0,9 • Е0 =
151
= 0,9 • 31,56 = 28,4 кВ/см,
таким образом, провод марки АС-300/66 по условиям короны не
проходит.
Принимаем по таблице 7.35 [9] два провода в фазе марки
АС-150/34,
5 = 300 мм2,
д. = 17,5 мм,
г0 = 0,875 см,
1д0П = 2 ■450 А, масса одного метра провода ш = 0,675 кг, а
погонный вес провода цп = 6,62 Н/м.
Определим
начальную
критическую
напряжённость
электрического поля вокруг провода АС-150/34:
(
0,299 \
Еп = 30,3 • 0,82 • (1 + . ..
= 32,78 кВ/см.
V
V 0,875/
Определим напряжённость электрического
расщеплённых проводов по формуле (7.104)
поля
вокруг
к • 0,354 ■Ц
Е = ------° Се.
Р
п т о 'Ю1 е —
где к - коэффициент, учитывающий число проводов п в фазе;
Гр - радиус расщепленных проводов в фазе.
Коэффициент к, учитывающий число проводов п в фазе и радиус
расщепленных проводов в фазе определяем по формулам
таблицы 7.29 для п = 2
гп
0,875
к = 1 + 2 - — = 1 + 2- — — = 1,0875,
а
20
ГР = у/т0 ' а = Уо$75~-~20 = 4 ,1 8 см,
к • 0,354 и
1,0875-0,354-242
—------------- п— -------------------- л'пс. л
= 25,58 кВ/см.
. и ср п п о 7 с I 1|2 6 -4 0 0
'
п -го -1 °8 -^
2 -0 ,8 7 5 -1 о е— ^ д д —
Проверим выполнение условия (7.101)
1,07 • Е = 1,07 • 25,58 = 27,37 кВ/см < 0,9 • Е0 =
152
= 0,9 • 32,78 = 29,5 кВ/см,
таким образом, два провода марки АС-150/34 по условию короны
проходят.
Согласно ПУЭ, шины и токопроводы с расщеплёнными фазами,
должны проверяться по электродинамическому взаимодействию
проводников одной фазы. Для уменьшения усилий между проводами
фазы устанавливают дистанционные распорки, расстояние между
которыми рассчитывают по формуле (7.97):
(к —1) • Омане • 24 • Р
/р — к ■о макс. 103 •
N
(Ук + к • ух) • (ук —к • У1 ) ’
где к = 1,8 коэффициент допустимого увеличения
механического напряжения в проводе при КЗ;
оМакс - максимальное напряжение в проводе, МПа;
Р = 159 • 10“ ^3 м2/Н - коэффициент упругого удлинения
алюминиевого провода;
У1
удельная нагрузка от собственной
провода, МПа/м;
Ук —удельная нагрузка от сил взаимодействия при
КЗ, МПа/м.
Максимальное напряжение в проводе определяется по
формуле (7.98)
Рмакс
° м а к с — „п • са .
где п - число проводов в фазе;
5 - сечение провода, мм2 ;
Рмакс “
тяжение
формулам (7.93) или (7.96), Н.
в
проводе,
рассчитывается
по
4203,8
°макс — 2^ x50 —
МПа.
Удельную нагрузку на каждый провод от собственного веса
определяем по формуле (7.99)
153
массы
71
8 -т
5
Чп
5'
где т - масса одного метра провода, кг;
п
§ - ускорение силы тяжести, м /с ;
^ п - погонный вес провода, Н/м.
9,81 ■0,675
У1 = ---------------= 0,044 МПа/м.
Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при КЗ
рассчитывается по формуле (7.100)
2 - 10 - ' - ( п Й- и1);Л
^ <1п3 0> ,\2
Ук_
'•
где с! - диаметр токопровода, м.
Принимаем диаметр токопровода (1 = 0,2 м.
2 • 10 —7 • (2 - 1) ■142
ук = -------- о-------------------- = 0.327 МПа/м.
2 2 ■150 ■0,2
/р = 1,8 • 14,01 ■103 •
( 1,8 - 1 ) • 14,01 2 4 -1 5 9 - 1 0- 1 3
(0,327
+ 1 ,8 • 0,044) (0,327 - 1,8 • 0,044)
N
= 5,2 м.
Таким образом, между проводниками одной фазы необходимо
устанавливать внутрифазные распорки на расстоянии не более 5,2 м
друг от друга.
Определим по формуле (7.78) параметр р для вновь принятых
двух проводов в фазе марки АС-150/34
/ (2)\
Я ’ I *п0 )
‘ *°тк
1 • (0,866 • 14)2 • 0,25
Р = - Н П 1 --------------- 4- (6.62 + 18,26)
< 0,4 кА2 • с/Н.
154
9
= а37кА
' С/Н <
Таким образом, расчет смещения проводов не выполняем.
Токопровод от выводов 220 кВ блочного трансформатора до
сборных шин выбираем по экономической плотности тока Для
Тмакс = 6500 ч в соответствии с таблицей 7.26 ]э = 1,0 А /мм2.
с
•ном
617,5
_
о
8э=1 Г =Т Г = 617'5мм '
Принимаем два провода в фазе марки АС-330/30, сечением
5 = 2- 330 = 660 мм2,
(1 = 24,8 мм,
гд = 1,24 см,
•доп = 2 - 7 3 0 = 1460 А.
Проверим выбранный токопровод по допустимому току
•макс = 1.05 • 1{|ом = 1.05 • 617,5 = 648,4 А < 1доп = 1460 А.
Проверим токопровод по условию короны. Определим
начальную критическую напряженность электрического поля
(
Е0 = 30,3 • 0,82 • ^1 +
0,299\
= 31,52 кВ/см.
Определим напряженность электрического
расщеплённых проводов токопровода
Е
поля
вокруг
к • 0,354 • II
1,124 • 0,354 • 242
Реп",
, 1,26 • 400 " 19,36 кВ/ см'
п г 0 -1 о е -^
2 1,24 108
где
гп
1,24
к = 1 + 2- — = 1 + 2- — - = 1Д24,
а
20
Гр = у/г о ■а = 7 1 .2 4 ’ 20 = 4,98 см.
Проверим выполнение условия (7.101)
1,07 • Е = 1,07 • 19,36 = 20,72 кВ/см < 0,9 • Е0 =
= 0,9 -31,52 = 28,37 кВ/см,
155
таким образом, два провода марки АС-330/30 по условию короны
проходят.
Пример 7.6. Выбрать число и марку проводов в гибком
токопроводе предназначенном для соединения трансформатора ТДЦ125000/110/10 с распределительным устройством 10 кВ ТЭЦ.
Допустимая перегрузка трансформатора 20%, Тмакс = 6500 ч,
ГЗ)
= 60 кА, продолжительность КЗ 10тк = 4 с. Провес провода
посередине пролета / п = 2,0 м.
Выбираем сечение гибкого токопровода по экономической
плотности тока, которая при числе часов Тмакс = 6500 ч, согласно
О
таблице 7.26, составляет | э = 1,0 А /мм .
^т, ном
125000
л/З • IIном
^/3 ■10,5
1ном —
= 6873,2 А,
макс — 1»2 ‘ 1ном = 1,2-6873,2 = 8247,84 А,
ном
6873,2
о
—— — = 6873,2 мм .
Принимаем по таблице 7.35 [9] два несущих провода марки АС500/64 с 1доп = 2 • 945 = 1890 А, с1 = 30,6 мм, гд = 1,53 см,
2
5д(] = 2 • 500 = 1000 мм ,
масса
одного
метра
провода
т д с = 1,852 кг, а погонный вес провода
= 18,168 Н/м.
Сечение алюминиевых проводов должно быть
5д = 5Э —5ас = 6873,2 - 2 • 500 = 5873,2 мм2.
Принимаем по таблице 7.33 [9] алюминиевые провода марки
А-500 с 1доп = 980 А одного провода, с1 = 29,1 мм, 8д = 500 мм2,
масса одного метра провода шд = 1,378 кг.
Количество алюминиевых проводов в токопроводе равно
Принимаем
к
установке
156
гибкий
токопровод
2хАС-500/64+12хА-500 диаметром (1 = 200 мм, с расстоянием между
соседними фазами Э = 4 м и массой кольца т к = 2 кг.
Проверим выбранный токопровод по допустимому току
1доп = 2 • 945 + 12 ■980 = 14650 А > 8247,84 А.
Определим по формуле (7.78) параметр р
2
Я
Р= -
0 -я
где Я - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние
апериодической составляющей электродинамической силы. Согласно
[16] при 1 о ткЛ а = 4/ОД > 4 можно принимать Я = 1 ;
О
- расстояние между фазами токопровода, м;
ц - погонный вес провода с учетом влияния подвесных
гирлянд, Н/м.
Определим погонный вес провода с учетом влияния подвесной
гирлянды из изоляторов типа ПФ6 -Б, параметры которого приведены
в таблице 7.30.
Ч = 9п + Чг = 8 ’ [(2 • т д с + 12 • т А + шк) +
= 9,81
(2 • 1,852 + 12 • 1,378 + 2) + —
т из ■N
I
= 221,12 Н/м,
где I - длина пролета, принятая равной 20 м.
1 • ( 0,866 • 60)2 -4
Р ---------4 -2 2 1 .1 2
,
Г 12'2 1 к А 2 ' с/Н 9
В соответствии с условием (7.78) необходимо проводить расчет
смещений.
Определим по формуле (7.81) значение сод, а по формуле (7.82)
_
( 2 ) действующую
„
расчетную электродинамическую
нагрузку гРрасчна
токопровод при двухфазном КЗ
157
9,81
= 2,62 1 /с,
Ш
з-е
О)0 =
N
2 '/п р
где / Пр - приведенный провес провода по середине пролета с
учетом гирлянд изоляторов, м;
I =
2 ' /пр
2 • С/п +
' со5 Ю _ 2 • (/п + N • Низ • С05/?)
2 • (2 + 1 • 0,14 п1)
1,43 м.
Определим по формуле (7.82) расчетную электродинамическую
нагрузку Ррасч»
двухфазном КЗ
(2)
действующую
г(2) , .
на
гибкий
токопровод
при
■ / (2)\2 Я _ 0.2-20 -(0,866-60)2 !
^ пО /
о “
4
Ррасч ~ р0
= 2699,84 Н.
Определим, по какому из выражений (7.80), (7.85) или (7.86)
необходимо рассчитывать горизонтальное смещение проводников фаз
токопровода при КЗ. Для этого проверим, какое из условий (7.79),
(7.84) или (7.89) выполняется.
Проверим выполнение условия (7.79). Для чего по таблице 7.31
определим значение коэффициента приведения массы у при
/г
/п
Мг
/ г ■ сох
($
/п
Л - Н и з -С05/?
1-0,14-1
/п
2,0
N • ш из
= 0,07
1- 6
М “ (2 • т АС + 12 • т А) • / “ (2 • 1,852 + 12 • 1,378) • 20
Из таблицы 7.31 имеем у = 1,0.
158
= 0 ,015 .
1ОТК
= 4 0 1 прод
0,9- Мпр ' 8
«8
0,9 ■ш • I ■§ • у
2.Р(2)
. р (2 )
грасч
расч
ш0
0,9 • (2 • 1,852 + 12 ■1,378) • 20 • 9,81 • 1
= 0,439 с.
2,622 • 2699,84
N
Так как, условие (7.79) не выполняется определим выполнение
остальных условий, для этого рассчитаем отношения 1,2 • л / о)д и
ДШк/(я/Ю
1,2 • тг
1,2 ■3,14
о)0
2,62
= 1,438 с.
Для определения ДШК/ ^ • I • Ь) рассчитаем
продолжительность КЗ ткз по формуле (7.78)
*ОТК ‘ Ш0
Ткз__ь
Г
4‘
безразмерную
_ 1 гп
“ Гзд4
'
Так как ткз = 1,67 > 0,6, то для определения энергии ДШК,
накопленной токопроводом за расчетное время КЗ, рассчитаем по
формуле (7.92) значение А
(2)
( т
х 1п
\2
4
(2)
0 + 2 •I
0,2 • 20 ■( 0,866 ■60)2
+ 2 • 1,43
--------= 1456,33 Дж.
По кривым, приведенным на рисунке 7.23 по значениям
Р(}2 ) / ( Ч ' 0 “ 2699,84/(221,12 • 20 ) = 0,61 и
Ь/Э = 1 ,4 3 /4 = 0,358 * 0,4,
имеем Ь /Э = 0,15 или максимальная высота подъема центра масс
159
проводника во время КЗ, равна Ь = 0,15 • О —0,15 • 4 —0,6 м.
Поскольку
2 • Мпр • 8 ■Ь т г
‘ 1 ’ ь = 2 • 221,12 • 20 ■1,43 =
= 12648,06 Дж > Д\Л^2^ = 1456,33 Дж,
то ДШК, рассчитываем по формуле (7.91)
ДШК = Мпр • 8 • Ь = Ч• I • Ь = 221,12 • 20 • 0,6 = 2653,44 Дж.
Определим отношение
ДМК
2653,44
----- — = ------------ ----------= 0,42.
1-1
221,12 • 20 • 1,43
Так как 2 = &№к/ ц ■I • Ь < 1 горизонтальное
проводников 5 определяется по формуле (7.85)
смещение
5 = /пр ' « п а,
где а - расчетный угол отклонения проводника от равновесного
положения при двухфазном КЗ, рад., который определяется по
формуле (7.87)
а = агссоз(1 —2 ) = агссоз(1 —0,42) = 55°,
5 = С/п + N ' Низ ‘ сох/?) • 5Ша = (2 + 1 • 0,14 • 1) • $ш 55° = 1,75 м.
Проверим выполнение условия (7.77)
Рмакс = 2699,84 Н < Рдоп = 1 • Ю 5 Н;
О - 2 ■(з + гр ) = 4 - 2 • (1,75 + 0,10) = 0,3 м > аДОп,мин = 0,2 м,
где Рмакс ~ максимальное тяжение в проводе при КЗ, Н;
Рдоп - допустимое тяжение в проводе, которое в курсовом и
дипломном проектировании может приниматься равным 1 • 10^ Н;
О - расстояние между проводниками фаз, таблица 7.27, м;
160
5
- расчетное смещение проводников при КЗ, м;
аДоп, мин ~ наименьшее допустимое расстояние между
проводниками фаз при наибольшем рабочем напряжении,
таблица 7.28, м;
Гр = А/ 2 - радиус расщепления фазы токопровода, м;
(1 - диаметр токопровода, м.
Таким образом, после отключения КЗ схлестывания проводников
фаз токопровода не произойдет.
Проверим гибкий токопровод по электродинамическому
взаимодействию проводников одной фазы. Удельная нагрузка на
каждый провод от взаимодействия при КЗ согласно формуле (7.100)
равна
2 ' 10 7 ' ^ п ~ 1^ ' ( 1п ? )
Ук =
п2 • 5 • д
_ 2 ‘ Ю ~ 7 • (14 - 1) • (60000)2 _
~
142 • 500 • 0,2
= 0,478 МПа/м.
где 3 - диаметр токопровода, м.
Удельная нагрузка на каждый алюминиевый провод марки А-500
от собственного веса согласно (7.99) равна:
в •ш
У1 = V
9,81 • 1,378
= “ 500“
= ° ’° 27 МПЗ/М'
где ш - масса одного метра провода, кг;
8 - ускорение силы тяжести, м /с 2 .
Для расчета максимального напряжения в токопроводе Смаке
определим максимально возможное тяжение по формуле (7.93).
Для расчета тяжений в проводниках гибких шин в момент КЗ
принимаем
жесткость
поперечного
сечения
проводника
0,4 • Е • 5 = 0,4 • 7 • 101 0 114 • 5 0 0 1 10- 6 1 196 • 106 Н.
2 • 196 • 106 • 2653,44 /221,12 • 202\
---------------------------- + — Г-Т7Т-:—
20
\ 8 - 2-14 /
2
л„
= 228109,9 Н.
Определим по формуле (7.98) максимальное напряжение в
проводе
Рм акс
228109,9
О м а к с = ^ = 1 ? ^ - = 3 2 . 59 М П ,
Определим по формуле (7.97) допустимое расстояние между
распорками внутри фазы токопровода:
/р —к • стмакс -10 •
(к —1) • оМакс ‘ 24 ■р
(Ук + к У1) - ( У к - к У1)
= 1,8 • 32,59 • 103 •
( 1 ,8 - 1 ) • 32,59 24-159- 10-13
(0,478 + 1 ,8 • 0,027) (0,478 - 1,8 • 0,027)
= 12,3 м.
Таким образом, в токопроводе необходима установка
внутрифазных распорок на расстоянии не более 12,3 м. друг от друга.
162
8 Выбор измерительных трансформаторов
8.1 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для преобразования тока до
значения удобного для измерения, а также для отделения цепей
измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Для питания измерительных приборов и устройств релейной
защиты и автоматики целесообразно использовать трансформаторы
тока (ТА) с несколькими сердечниками. Класс точности
измерительного трансформатора тока выбирается в зависимости от
его назначения. Если к трансформатору тока подключаются
расчетные счетчики электроэнергии, то класс точности его работы
должен быть 0,5. Если же к трансформатору тока подключаются
только измерительные приборы, то достаточен класс точности
единица.
Трансформаторы
тока,
предназначенные
для
питания
измерительных приборов, выбираются:
а) по напряжению
Цуст ^ Мном»
(8-1)
б) по току
•раб, ном — ^ном»
^форс — ^ном*
(8-2)
Номинальный первичный ток трансформатора тока должен быть
как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка
первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
в) по конструкции и классу точности.
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены:
а) по электродинамической стойкости
1у <
1
к Эд ■а /2 ■ 1 н о м
или
1у <
(ди н >
(8 -3 )
где 1у - ударный ток КЗ в месте установки трансформатора тока;
кэд
~
кратность
электродинамической
стойкости
трансформатора тока по каталогу;
II
ном - номинальный первичный ток трансформатора тока;
‘дин “ ток электродинамической стойкости трансформатора
тока по каталогу.
Шинные трансформаторы тока на электродинамическую
163
стойкость не проверяются, так как их стойкость определяется
стойкостью шинной конструкции;
б) по термической стойкости по условию (7.11);
в) по вторичной нагрузке
22 = г2 —22 ном = г2 ном*
С8,4)
где 22 = Г2 _ расчетная вторичная нагрузка трансформатора
тока;
22 ном = г2 ном “ номинальная допустимая нагрузка
трансформатора тока для выбранного класса точности.
Расчетная вторичная нагрузка 22 = Г2 трансформатора тока
состоит из сопротивления приборов гПрИб, соединительных проводов
гПр и переходного сопротивления контактов гк :
22 = г2 = гприб + гпр + гк-
(8-5)
Сопротивление приборов определяется по выражению
_ приб
гприб ~ 2
'
2 ном
„ ,Л
(8-6)
где 5ПрИ^ - мощность, потребляемая приборами;
12
ном
~
номинальный
ток
вторичной
обмот
трансформатора тока.
Для подсчета мощности потребляемой приборами нужно
составить таблицу 8.1 , в которую необходимо внести все приборы,
подключенные к вторичной обмотке трансформатора тока.
Таблица 8.1 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока
Тип
Потребляемая мощность ВА
Наименование прибора
прибора фаза А фаза В
фаза С
Амперметр
Э-335 П 0,5
0,5
0,5
показывающий
Ваттметр
Н-348
10
10
регистрирующий
.
Счетчик активной энергии САЗ-И681
2,5
2,5
ИТОГО
13,0
0,5
13,0
164
Расчет сопротивления приборов ведется для наиболее
нагруженной фазы.
Параметры трансформаторов тока и контрольно-измерительных
приборов приведены в [23].
Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при
количестве приборов три и менее и 0,1 Ом при количестве приборов
более трех. Сопротивление соединительных проводов зависит от их
длины и сечения. Для того чтобы трансформатор тока работал в
выбранном классе точности, необходимо выполнить условие
гприб
гпр + гк ^ 22 ном»
откуда гПр = 22 ном - гпри5 - гк .
Зная сопротивление проводов гПр можно определить их сечение:
ч=Р > с ,
(&7)
гпр
где р - удельное сопротивление материала провода;
/расч 1 расчетная длина соединительных проводов,
зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, рисунок 8.1.
а - включение в одну фазу; б - включение в неполную звезду,
в - включение в полную звезду
Рисунок 8.1 - Схемы присоединения измерительных приборов к
трансформаторам тока
165
Во
вторичных
цепях
основного
и
вспомогательного
оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более,
а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше
О
применяются медные провода (р = 0,0175 Ом • м м ^/м ). В остальных
случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми
О
жилами (р = 0,0283 Ом • мм /м ).
Длину соединительных проводов для разных присоединений
берут из таблицы 8.2.
Таблица 8.2 - Длина соединительных проводов
Наименование присоединения
Длина
соединительных
проводов, м
Все цепи ГРУ 6 - 1 0 кВ, кроме линий к
потребителям
40-5-60
Цепи генераторного напряжения блочных
электростанций
20-5-40
Линии 6 -ь 10 кВ к потребителям
4-5-6
Все цепи распределительных устройств
35 кВ
| *1©
:
110 кВ
о
60-5-75
220 кВ
100 - 5- 150
330 кВ и выше
150-5-175
+
О
Синхронные компенсаторы
В соответствии с ПУЭ в качестве соединительных проводов
применяются многожильные кабели с бумажной, резиновой,
полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией параметры
которых приведены в таблице 8.3.
По условиям механической прочности сечение для алюминиевых
жил должно быть не менее 4 мм , а для медных жил - 2,5 мм2 .
Провода сечением больше 6 мм обычно не применяются.
Перечень
необходимых
измерительных
приборов
устанавливаемых в рассматриваемой цепи выбирается по таблице 8.4.
Сравнение расчетных и каталожных данных выбранного
трансформатора тока сводят в таблицу 8.5.
166
:тт
щ
и
Таблица
8.3 - Контрольные кабели
Сечение
токопроводящих I Число жил
Марка кабеля
жил, мм^
и
ш
Кабели с медными жилами и резиновой изоляцией
КРСГ, КРСБ, КРСБГ, КРСК
КРВГ, КРВГЭ, КРВБ, КРВБГ,
КРНГ, КРВБбГ, КРНБГ, КРБбГ,
КРНБ
1,00; 1,50; 2,50; / 4 ,5 ,7 ,1 0 ;
4,00; 6,00
I 4, 7 , 10
/ 0,75; 1,00; 1,50 | 4 ,5 ,7 ,1 0
Кабели с медными жилами и резиновой изоляцией
КРВБ, КРВБГ, КРВБбГ, КРНГ
2,50
4,00; 6,00
4, 5 , 7 , 1 0
4, 7,10
Кабели с медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией
0,75; 1,00; 1,50;
КВВГ,КВВГЭ,КВВБ, КВВБГ,
4 ,5 ,7 ,1 0
КВВБ6Г,КВБбШв, КВПбШв
2,50
4,00; 6,00
4, 7,10
Кабели с медными жилами и полиэтиленовой изоляцией
0,75; 1,00; 1,50;
КПВГ, КПВБ, КПВБГ, КПВБбГ,
2,50
КПБбШв, КППбШв, КПсВГ,
4 ,5 ,7 ,1 0
КПсВГЭ, КПсВБ, КПсВБГ,
КПсВБбГ, КПСБбШв, КПсПбШв
4,00; 6,00
4, 7,10
Кабели с алюминиевыми жилами и резиновой изоляцией
2,50
4,00; 6,00
2,50
А1Л)ОГ
А
К г ш , ЛКГ01 ^
4 ,5 ,7 ,1 0
4,7,10
4 ,5 ,7 ,1 0
АКРВБ, АКРВБГ, АКРВБбГ,
АКРНГ, АКРНБ, АКРНБГ,
4,00; 6,00
4,7,10
АКРНБбГ
Кабели с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией
2,50
АКВВГ, АКВВГЭ, АКВВБ,
4 ,5 ,7 ,1 0
АКВВБГ, АККВВБбГ, АКВБбШв
4,00; 6,00
4,7,10
Кабели с алюминиевыми жилами и полиэтиленовой изоляцией
АКПВГ, АКПВБ, АКПВБГ,
2,50
4, 5,7,10
АКПВБбГ, АКПБбШв. АКПсВГ,
АКПсВГЭ, АКПсВБ, АКПсВБГ,
АКПсВБбГ, АКПсБбШв
167
4,00; 6,00
4, 7,10
|
Таблица 8.4 - Контрольно-измерительные приборы на электростанциях и подстанциях
Место
Наименование
Примечания
установки
Перечень приборов
цепи
приборов
Электростанции
а) Перечисленные приборы
Амперметр в каждой фазе, вольтметр,
устанавливаются на БШУ или ГШУ
ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, б) На генераторах до 12 М Вт в цепи
статора устанавливается один
датчики активной и реактивной мощности.
Статор
амперметр
Регистрирующие приборы: ваттметр,
амперметр и вольтметр на генераторах 63
в) На групповом щите турбины
МВт и более.
устанавливается ваттметр, частотомер
Ту рбогенератор
в цепи статора, если нет БШУ и
вольтметр в цепи возбуждения
Амперметр, вольтметр.
г) При наличии БШУ на ЦШУ
Вольтметр в цепи основного и резервного
Ротор
устанавливаются ваттметр и варметр
возбудителей. Регистрирующий амперметр
д) На ЦШУ устанавливаются
на генераторах 63 М Вт и более
частотомер, суммирующие ваттметр и
•
варметр
Такие же приборы, что и в цепи статора
Статор
турбогенератора
Г идрогенератор
В цепи генератора устанавливаются
Амперметр,
вольтметр
Ротор
осциллограф и приборы
синхронизации
Такие же приборы что и в цепи
Блок генератор
Г енератор
турбогенератора
трансформатор
Ппололжение таблицы 8.4
Место
Наименование
установки
цепи
приборов
------------ --------------- ----------------------Перечень приборов
НН
Блочный
Амперметр, ваттметр и варметр с
Блок генератор
трансфор­ СН
двусторонней шкалой
трансформатор
матор
ВН Амперметр
ВН
Амперметр, ваттметр и варметр с
Двухоб­
Т ран сформ атор моточный НН двусторонней шкалой
связи с
энергосистемой Трехоб­
ВН Амперметр
или РУ разных моточный
СН Амперметр, ваттметр и
напряжений
и авто­
НН варметр с двусторонней
трансфор­
шкалой
матор
На одну
Со стороны питания: амперметр, ваттметр,
Линия или
секцию
счетчик активной энергии
| трансформатор
На вводе к секциям 6,ЗкВ: амперметр,
собственных
На две
ваттметр счетчик активной энергии, датчик
нужд
секции
активной мощности
Амперметр, расчетные счетчики активной и
Линии 6-10 кВ
реактивной энергии на линиях,
к потребителям
принадлежащих потребителю
Примечания
У трансформаторов, работающих в
блоке трансформатор-линия,
амперметры устанавливаются во всех
фазах
На блочных ТЭС приборы
устанавливаются на вводе 6,3 кВ
Если по счетчикам не ведется
денежный расчет, то счетчик
реактивной энергии не
устанавливается
Продолжение таблицы 8.4
Место
Наименование
установки
цепи
приборов
Перечень приборов
Линии 35 кВ
Амперметр, расчетные счетчики активной и
реактивной энергии на тупиковых
потребительских линиях
Линии 110-220
кВ
Амперметр, ваттметр, варметр,
фиксирующий прибор, используемый для
определения места КЗ, расчетные счетчики
активной и реактивной энергии на тупиковых
потребительских линиях
Линии 350-750
кВ
На каж­
Сборные шины дой сек­
генераторного ции или
напряжения
системе
шин
Примечания
а) Для линий с пофазным управлением
устанавливаются три амперметра
б) На линиях с двусторонним
питанием ваттметр и варметр с
двусторонней шкалой, два счетчика
активной энергии со стопорами
На линиях межсистемной связи
устанавливаются счетчики активной
энергии со стопорами
Амперметр в каждой фазе, ваттметр и
варметр с двусторонней шкалой,
осциллограф, фиксирующий прибор для
определения места КЗ, датчики активной и
реактивной мощности
Вольтметр для измерения междуфазного
напряжения, вольтметр с переключением для Приборы синхронизации
устанавливаются при возможности
измерения трех фазных напряжений,
синхронизации
частотомер, приборы синхронизации: два
частотомера, два вольтметра и синхроноскоп
1 ф и д и л л с п м ь , 1 а 1Л11ПЦО! о . т
Место
Перечень приборов
установки
приборов
Общие
приборы с
переклю­ Два регистрирующих вольтметра для
Сборные шины
чением на
измерения междуфазных напряжений и два
генераторного
любую
частотомера
напряжения
секцию
или систе­
му шин
Вольтметр для измерения междуфазного
Шины 6 кВ
напряжения и вольтметр с переключением
собственных
для измерения трех фазных напряжений
нужд
Электродвига­
Статор
Амперметр
тель
Вольтметр с переключением для измерения
..
трех междуфазных напряжений;
Сборные шины каждой
регистрирующие приборы: частотомер,
высшего
секции
вольтметр и суммирующий ваттметр на
напряжения
или
электростанциях 200 МВт и более; приборы
электростанции | системе
синхронизации: два частотомера, два
шин
вольтметра, синхроноскоп; осциллограф
Наименование
цепи
Примечания
На двухскоростных электродвигателях
устанавливаются в каждой обмотке
а) На шинах 35 кВ устанавливается
один вольтметр для контроля
линейного напряжения и один
вольтметр с переключением для
измерения трех фазных напряжений
б) На шинах 110 кВ устанавливается
по одному, а на шинах 150-220 кВ - по
два осциллографа на секцию
Окончание таблицы 8.4
Место
Наименование
установки
Перечень приборов
цепи
приборов
Ш иносоедини­
тельный и
Амперметр
секционный
выключатели
Амперметр, ваттметр и варметр с
Обходной
двусторонней шкалой, расчетные счетчики и
выключатель
фиксирующий прибор
Ш унтирующий
Амперметр, варметр
реактор
Шунтирующая
Амперметр в каждой фазе, варметр
емкость
Примечания
Таблица 8.5 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока
Расчетные параметры
Каталожные данные
Условия выбора
Пуст
Ином
Пуст — Цном
•макс
•ном
•макс — 1ном
1у = V2-Ку-1по
‘дин = ^ 2 • КдИН ■11ном
*у ^ ‘дин
72
22ном
Вк
°тер, доп
22 —72ном
Вк < Втер^д0П
8.2 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для преобразования
напряжения до величины удобной для измерения, а также для
отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей
высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются:
а) по напряжению установки
Пуст ^ Ином»
(8*8)
б) по конструкции и схеме соединения обмоток;
в) по классу точности;
г) по вторичной нагрузке
$2 ^ $ном»
(8.9)
где 5Ном ~ номинальная мощность трансформатора напряжения
в выбранном классе точности;
$2
суммарная нагрузка измерительных приборов
присоединенных к трансформатору напряжения.
Для подсчета мощности потребляемой приборами составляется
таблица 8.6, в которую вносятся все приборы, подключенные к
вторичной обмотке трансформатора напряжения.
Параметры трансформаторов напряжения и контрольно­
измерительных приборов приведены в [23].
Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять
по фазам, тогда
173
52 = ^Р„2р„6 + (гприб-
С8.Ю)
Таблица 8.6 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
Общая
Число
Число
С05 (р 51П (р
потребляемая
^обм’
обмо­
прибо­
Тип
Приборы
мощность
ВА
ток
ров
Р,Вт 0,Вар
1р . 0
1
1
3,0
Вольтметр Э-350 3,0
1
0
2
6,0
Ваттметр Э-365
1,5
2
Счетчик
1
2
0,38 0,925
4,0
9,7
активной И-681 2,0
энергии
1
1
2
Частотомер Э-353 3,0
0
6,0
19,0
Итого
9,7
Сечение соединительных проводов во вторичной цепи
трансформаторов напряжения выбирают по допустимой потере
напряжения. Согласно ПУЭ сечение и длина проводов и кабелей в
цепях напряжения расчетных счетчиков должны быть такими, чтобы
потери напряжения в этих цепях составляли:
- не более 0,25% номинального напряжения при питании от
трансформаторов напряжения класса точности 0,5;
- не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения
класса точности 1,0.
Для обеспечения этого требования допускается применение
отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.
До щитовых измерительных приборов потери напряжения
должны составлять не более 1,5% при номинальной нагрузке [22].
Для цепей напряжения минимальное сечение соединительных
проводов по условию механической прочности составляет 2,5 мм2
для алюминиевых жил и 1,5 мм2 для медных жил.
8.3 Примеры выбора и проверки измерительных
трансформаторов
Пример 8.1 Выбрать трансформаторы тока и напряжения для
присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи
генератора типа ТВВ-500-2Е. Значение тока КЗ в месте установки
Г31
!п0 = 53 кА-
174
Перечень измерительных приборов устанавливаемых в цепи
генератора выбираем по таблице 1.4 [23]. Вторичная нагрузка
трансформатора тока приведена в таблице 8.7.
Так как в цепи генератора устанавливается комплектный
токопровод типа ТЭКН-Е-20-20000-560, то принимаем к установке
встроенные трансформаторы тока типа ТШВ-24-УЗ с параметрами
1].ном = 24000 А,
^2ном = 5 А,
1т = 144 кА,
= 3 с,
^2ном = Ю0 В • А.
Таблица 8.7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
Тип
Потребляемая мощность, ВА
Наименование прибора
прибора
фаза А фаза В
фаза С
Амперметр
Зосотес
0,6
0,6
0,6
Ваттметр
РКЕК
0,5
0,5
Варметр
РКЕК
0,5
0,5
Счетчик активной энергии ЕР05
0,3
0,3
Измерительный
преобразователь активной Е-849ЭЛ 0,2
од
мощности
Измерительный
преобразователь
Е-849ЭЛ од
од
реактивной мощности
Регистрирующий ваттметр Н-3095
12,0
12,0
Регистрирующий
12,0
Н-3093
амперметр
Итого
12,6
14,3
14,3
Из таблицы 8.7 видно, что наиболее загруженными являются
фазы А и С.
Определим сопротивление приборов по формуле (8.6):
$приб 14,3
гприб = - 7 Г ~ = Т Г = 0,572 °
2ном
Принимаем сопротивление контактов гк = 0,1 Ом, так как
количество приборов более трс\.
Определим из формулы (8.5) допустимое сопротивление
проводов
Гпр
= г2„ом -
Гприб
- Гк = 4 - 0,572 - 0,1 = 3,328 Ом,
175
где Г2 ном _ номинальная допустимая
трансформатора тока для выбранного класса точности.
нагрузка
5?нпм 100
Г 2 н о м = 4 И2М = - р - = 4 Ом2ном
В качестве соединительных проводов принимаем кабель с
медными жилами, ориентировочную длину которого, в соответствии с
таблицей 8.2, принимаем 30 м.
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому
/расч = / = 30 м.
Определим по формуле (8.7) сечение жил кабеля
4
9
= Р ' *расч
р<ц.ч _ 0,0175 ■30 = 0,158 мм2.
гпр
3,328
По условиям механической г прочности принимаем, в
соответствии с таблицей 8.3, контрольный кабель КРНГ с жилами
о
сечением 2,5 мм .
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока с учетом
принятого контрольного кабеля составляет
Р ' *расч 0,0175 • 30
гпр ------------ = ------7Г2-----= 0,21 Ом,
Ч
2,5
Г2 = гПр + гПрИд + гк = 0,21 + 0,572 + 0,1 = 0,882 Ом.
Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока
ТШВ-24-УЗ приведено в таблице 8.8.
Шинные трансформаторы тока на электродинамическую
стойкость не проверяются, так как их стойкость определяется
стойкостью шинной конструкции.
В
цепи
комплектного
токопровода
устанавливаем
трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-20 и ЗНОЛ.Об-24. Проверим
трансформатор ЗНОМ-20 по вторичной нагрузке. Нагрузка,
подключаемая к данному трансформатору напряжения, приведена в
таблице 8.9.
176
Таблица 8.8 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока
Каталожные данные
Условия
Расчетные параметры
ТШВ-24-УЗ
выбора
Муст = 20 кВ
Мном = 24 кВ
Чует —Ином
1макс = 17 кА
= 1п0 ' *отк =
х 4 = 11236 к А 2
Г2 = 0,882 Ом
Наименование
прибора
Вольтметр
Ваттметр
Варметр
Счетчик
активной
энергии
Измерительный
преобразователь
активной
мощности
Измерительный
преобразователь
реактивной
мощности
Регистрирую­
щий ваттметр
Регистрирую­
щий вольтметр
Частотомер
Синхроноскоп
1ном = 24 кА
х
-с
•макс —1ном
Втер, доп = 1т ' ^т=1442 х
Вк —Втер, доп
х 3 = 62208 кА2 • с
г2ном = 4 Ом
г2 —г2ном
-
Чис­
ло
об­
мо­
ток
1
2
2
Чис­
ло
при­
бо­
ров
2
2
2
Общая
потребляемая
мощность
Р,
0’
Вт
Вар
10,0
12,0
12,0
2,5
2
1
1,8
4,66
Е-849ЭЛ 6,0
-
1
1
6,0
-
Е-849ЭЛ 6,0
-
1
1
6,0
-
Н-3095
12,0
-
2
1
24,0
-
Н-3093
12,0
-
1
1
12,0
-
-
1
2
1
1
2,5
6,0
-
923
4,66
Мощность
обмотки
Тип
прибора р
Вт
Зосотес 5,0
РКЕК
3,0
РКЕК
3,0
ЕР05
0,9
Босотес 2,5
РКЕК
3,0
5
ВА
-
-
ИТОГО
177
-
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения равна
52 = ^ Р 2 +
О2
= ^ 92,32 + 4,662 = 92,42 В • А
Трансформатор напряжения ЗНОМ-20
мощность 75 ВА в классе точности 0,5.
имеет
номинальную
52 = 92,42 В • А < 5Н0М = 3 • 75 = 225 В • А.
Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в
выбранном классе точности.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами
принимаем контрольный кабель с медными жилами КРВГ сечением
2
жил 1,5 мм по условию механической прочности.
178
9 Выбор кабелей
9.1 Общие сведения
Силовые кабели широко применяются на электрических станциях
и подстанциях для питания местной нагрузки от шин ГРУ 6-10 кВ.
Механизмы собственных нужд электростанций также получают
питание по кабелям напряжением 6 и 0,4 кВ.
В зависимости от класса напряжения, условий и способов
прокладки выбираются кабели разных марок, различающиеся
материалом и конструкцией жил, изоляцией и защитными покровами.
Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных
помещениях электростанций рекомендуется применять кабели, у
которых изоляция, оболочка и покрытия выполнены из не
воспламеняющихся материалов. В таблице 9.1 приведены различные
марки кабелей, рекомендуемые для прокладки в земле и
воздухе [25,26,27].
Кабели выбираются:
• по напряжению установки
Чует ^ ^ном>
(9-1)
- по экономической плотности тока
5э = 1Ра6;"°РМ .
1э
(9.2)
Таблица 9.1 - Кабели, рекомендуемые для прокладки в земле и
воздухе______________________________________________________
Тип и марки кабелей
Область
с бумажной
с пластмассовой и
применения
пропитанной
резиновой изоляцией
изоляцией
В
земле ААШв, ААШп,
(траншеях) с низкой ААБл, АСБ,
коррозионной
ААл, ААПл,
АВВГ. АпсВГ
активностью:
АСПл
без блуждающих
токов
с
наличием ААШв, ААШп,
блуждающих токов
ААБл,
АСБ.
ААП2л, АСПл
179
Продолжение таблицы 9.1
Область
применения
В
земле
(траншеях) со средней
коррозионной
активностью:
без блуждающих
токов
с наличием
блуждающих токов
В земле (транше­
ях)
с
высокой
коррозионной
активностью:
без блуждающих
токов
с
наличием
блуждающих токов
Прокладка в тун­
нелях, каналах,
кабельных полу­
этажах, производ­
ственных
помещениях:
сухих
Тип и марки кабелей
с бумажной
с пластмассовой и
пропитанной
резиновой изоляцией
изоляцией
АПвВГ, АПВГ, АВВБ,
ААШв, ААШп, АПВБ, АПсВБ, АППБ,
ААБл,
ААБ2л, АПвВБ, АПАШв,
АСБ, АСБл, ААл, АПБбШв, АПвБбШв,
ААПл, АСП
АПАШп, АВБбШп,
АПсБбШв, АВАШв,
ААШп, ААШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл,
ААБ2л,
ААБв, АПАБл
АСБл,
АСБ2л,
ААГОл, АСПл
ААШп, ААШв,
ААБ2л, АСП2л, АПвВГ, АПВГ, АВВБ,
ААГОлШв,
АПВБ, АПсВБ, АППБ,
ААБ2лШв,
АПвВБ,
АПАШв,
ААБв,
АПБбШв,
АПвБбШв,
ААБ2лШп,
АПАШп,
АВБбШп,
АСБл, АСБ2л
АПсБбШв,
АВАШв,
ААШп,
ААБв, АВРБ, АНРБ, АВАБл,
АСБ2л, АСГОл, АПАБл
АСБ2лШп,
ААП2лШв
ААГ, ААШв,
ААБлГ
ААШв, ААБв,
ААБлГ “■ *
сырых со средней ААШв, АСШв,
коррозионной
ААБвГ,
активностью
ААБ2лШв,
ААБлГ, АСБ2лГ,
АСБ2лШв,
АСБлГ
сырых
180
АВВГ, АВРГ, АНРГ,
АПвВГ, АПВГ, АПсВГ,
АВРБГ, АВБбШв.
АПсВБГ, АНРБГ
Окончание таблицы 9.1
Область
применения
Тип и марки кабелей
с бумажной
с пластмассовой и
пропитанной
резиновой изоляцией
изоляцией
АВВГ, АВРГ,
АНРГ, АПвВГ, АПВГ,
АПсВГ, АВРБГ,
АВБбШв, АПсВБГ,
АНРБГ
Прокладка в
пожароопасных
помещениях
ААГ, ААШв,
ААБвГ, ААБлГ,
АСБлГ
АВВГ, АВРГ, АПсВГ,
АНРГ, АСРГ, АВБбШв,
АВРБГ, АСРБГ
Прокладка в
блоках
СГ, АСГ
АВВГ, АПсВГ, АПвГ,
АПВГ
где 1э - экономическая плотность тока таблица 7.26;
- по допустимому току, таблица 9.2
•макс — 1доп, ном*
(9.3)
-по конструкции, согласно таблице 9.1.
Таблица 9.2 - Допустимые длительные токи и расчетные
характеристики кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной
пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в
свинцовой и алюминиевой оболочке.
Сечение Активное
Ином — 6 кВ
^ном — Ю кВ
токопро­ сопротив­ •доп, ном/А
•доп, ном> А
водящей
ление
хо.
*0»
в воз­
в зем­ в воз­
жилы,
Ом/км
Ом/км
в земле
г0«
духе
ле духе
Ом/км
мм‘2
10
3,100
60
42
0,110
16
1,940
80
50
0,102
75
46
0,113
1,240
0,091
90
25
105
70
0,099
65
0,890
0,087
35
125
115
85
80
0,095
50
0,620
155
110
0,083
140
0,090
105
181
Окончание таблицы 9.2
Сечение Активное
^ном —6 кВ
^ном —10 кВ
токопро­ сопротив­ 1доп, ном» А
1доп.ном*А
водящей
ление
Х0» в зем­ ввозх0>
в воз­
жилы,
Ом/км
в земле
Ом/км
г0духе
ле
духе
2
Ом/км
мм
190
135
0,080
0,443
165
130 0,086
70
165
0,078
0,326
225
205
155 0,083
95
190
0,076
240
0,258
260
185 0,081
120
0,074
300
225
275
0,206
210
150
0,079
0,167
340
250
0,073
310
235
185
0,077
0,129
390
290
0,071
240
355
270
0,075
Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на
термическую стойкость по условию (7.11) или (7.34). Значения
коэффициента С для кабелей приведены в [13] и в таблице 9.3.
Таблица 9.3 - Значения коэффициента С для кабелей
Значения
Характиристика кабеля
С, А • с®'5/мм2,
Кабели до 10 кВ:
с медными жилами
140
с алюминиевыми жилами
90
Кабели 20 + 30 кВ:
с медными жилами
105
с алюминиевыми жилами
70
Кабели с полихлорвиниловой или резиной
изоляцией:
с медными жилами
120
с алюминиевыми жилами
75
Кабели с поливинилхлоридной изоляцией:
с медными жилами
103
___ с алюминиевыми жилами
65
При этом кабели небольшой длины проверяются по току КЗ в
начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине
проверяются по току КЗ в начале каждого участка. Два и более
параллельно включенных кабелей проверяются по токам КЗ
непосредственно за пучком, т.е. с учетом разветвления тока КЗ [22].
182
9.2 Выбор кабелей по допустимому току
Таблицы длительно допустимых токов для кабелей стандартных
сечений составлены для случаев прокладки одиночного кабеля в
земле, при температуре почвы +15°С, и для одиночного кабеля,
проложенного на открытом воздухе, при температуре воздуха
+25°С [9,22].
В том случае, когда условия прокладки и охлаждения кабелей
отличаются от принятых, вводятся поправочные коэффициенты на
число рядом проложенных в земле кабелей к^, таблица 9.4 и на
температуру окружающей среды к2, таблица 9.5.
Таким образом, условие выбора кабеля по допустимому току
имеет вид
•доп = п ■
■к2 • 1доп, ном —•макс>
(9-4)
где п - количество параллельно работающих кабелей;
•доп, ном ~ допустимый номинальный ток одного кабеля,
таблица 9.2.
Таблица 9.4 - Поправочный коэффициент
на количество
работающих кабелей, лежащих рядом в земле._____________________
Коэффициент при количестве кабелей
Расстояние между
кабелями в свету, мм
1
4
2
3
6
5
100
1,00
0,90
0,85
0,80
0,78
0,75
200
0,92
0,87
0,84
0,82
1,00
0,81
300
0,90
1,00
0,93
0,87
0,86
0,85
Если потребители питаются по нескольким параллельным
кабелям, то выбор кабелей необходимо производить по утяжеленному
режиму, когда один из кабелей отключен, т.е.
•доп = ка, п ' (п ” 1 ) ' К1 ‘ к2 ’ •доп, ном ^ •макс»
(9-5)
где кд; п = / ( к п, н> *макс)
- коэффициент аварийной
перегрузки кабеля, который для кабелей с бумажной изоляцией
берётся из таблицы 9.6.
Если применяются кабели с полиэтиленовой изоляцией, то на
время ликвидации послеаварийного режима допускается их
перегрузка до 10%. Для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией
допускается перегрузка до 15% от номинальной.
183
Таблица 9.5 - Поправочные коэффициенты К2 на токи кабелей и шин в зависимости от температуры земли и
воздуха.
Условная тем­ Нормирован­
Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, °С
пература
ная температу­ -5 и
0
+5
+10 +15 +20 +25
+30
+35
+40 +45 +50
среды, °С
ра жил, °С
ниже
15
80
1,14
1,11
1,08
1,04
1,00 0,96 0,92
0,88
0,88
0,78 0,73
25
80
1,24
1,20
1,17
1,13
1,09
1,04
1,00
0,95
0,90
0,85 0,80 0,74
25
70
1,29
1,24
1,20
1,15
1,11
1,05
1,00
0,94
0,88
0,81
0,74 0,67
15
65
1,18
1,14
1,10
1,05
1,00 0,95
0,89
0,84
0,77
0,71
0,63
0,55
25
65
1,32
1,27
1,22
1,17
1,12
1,06
1,00
0,94
0,87
0,79 0,71
0,61
15
60
1,20
1,15
1,12
1,06
1,00 0,94 0,88
0,82
0,75
0,67 0,57 0,47
25
60
1,36
1,31
1,25
1,20
1,13
1,07
1,00
0,93
0,85
0,76 0,66 0,54
15
55
1,22
1,17
1,12
1,07
1,00 0,93
0,86
0,79
0,71
0,61
0,50 0,36
25
55
1,41
1,35
1,29
1,23
1,15
1,08
1,00
0,91
0,82
0,71
0,58
15
50
1,25
1,20
1,14
1,07
1,00 0,93
0,84
0,76
0,66
0,54 0,37
—
25
50
1,48
1,41
1,34
1,26
1,18
1,00
0,89
0,78
0,63
—
1,09
0,45
0,68
0,41
Таблица 9. 6 - Допустимые перегрузки кабелей с бумажной изоляцией
напряжением до 10 кВ в аварийных режимах._____________________
Коэффициент
Допустимая перегрузка по отношению
предварительной
к номинальной при длительности
Вид
нагрузки,
максимума *макс* 4
прокладки
•норм
кабеля
1
3
6
кп, н - ...
‘доп
В земле
1,50
1,35
1,25
В воздухе
1,35
1,25
1,25
0,6
В трубах в
1,30
1,20
1,15
земле
В земле
1,35
1,25
1,20
В воздухе
1,30
1,25
1,25
0,8
В трубах в
1,20
1,15
1,10
земле
При этом указанная перегрузка кабелей допускается на время
максимумов нагрузки продолжительностью не более 6ч в сутки в
течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени не
превышает номинальной [22].
9 3 Примеры выбора и проверки кабелей
Пример 9.1 Выбрать кабель для питания электродвигателя
собственных нужд ВАО 630М6 с Рном = 630 кВт, 11ном = 6 кВ,
• н о м = 70 А, со5ф = 0,87. Кабель прокладывается внутри сырого
канала с температурой окружающего воздуха
Од = 30°С.
ТМакс = 4200 ч. Начальное значение периодической составляющей
тока КЗ от внешней сети 1по ,с = 13,5 кА, а от эквивалентного
электродвигателя 1пд(д = 8,6 кА.
В цепи кабеля установлен вакуумный выключатель типа
ВБЭ-10-20/630 с 1отк, ном = 20 кА. Полное время отключения КЗ
^отк = 0,022 с.
Для питания электродвигателя, согласно таблице 9.1, принимаем
трехжильный кабель марки ААШв, 1)ном = 6 кВ.
Экономическое сечение кабеля равно
где ]э = 1,4 А/мм2 для кабелей с бумажной изоляцией и
алюминиевыми жилами, Тмакс = 4200 ч, согласно таблице 7.26.
Окончательно принимаем трехжильный кабель ААШв 3x50 мм2
с 1д0П| ном = НО Ц | соответствии с таблицей 9.2.
Определим допустимый ток кабеля с учетом поправочного
коэффициента К2 на температуру окружающего воздуха.
Согласно таблице 9.5, для температуры окружающей среды
Зд = 30°С. и нормированной температуре жил 65°С, коэффициент
к2 = 0,94.
1доп = к2 ' ^доп, ном = 0,94 • 110 = 103,4 А > 70 А
Таким образом, выбранный кабель проходит по допустимому
току.
Для проверки кабеля на термическую стойкость определим
квадратичный импульс тока КЗ Вк по формуле (7.18), так как
1отк = 0,22 0 3 - Тд^ д —3 ■0,04 —0,12 с.
Вк = (•пО.с + 2 ‘ •пО.с ’ •пО.д ' <2* к,д + В* к, д ' •пО.д) *отк +
,,2
,т
, ,2
т
. 4 ^пО .с^пО .д
О*с Та.с + 'пО,д Та’д + (1/Та, с + 1/Та,дУ
где Та<д = 0,04 с - постоянная времени апериодической
составляющей тока эквивалентного электродвигателя, которая
принимается в соответствии с [14];
Та, с ~ постоянная времени апериодической составляющей
тока внешней сети, которая принимается в соответствии с
таблицей 5.2;
В*к,д ~ относительный тепловой импульс тока КЗ от
периодической составляющей тока эквивалентного электродвигателя
определяемый по кривой рисунка 7.3,а;
(2* к, д
~ относительный токовый
импульс от
эквивалентного электродвигателя, который определяется по кривым
рисунка 7.3,6.
Для момента времени отключения КЗ 1отк = 0,022 с по кривым
рисунка 1.3 имеем В* к<д = 0,11, (}* к, д = 0,21. Тогда квадратичный
импульс тока КЗ равен
186
Вк = (13,52 + 2 • 13,5 • 8,6 • 0,21 + 0,11 • 8,62) • 0,22 +
Минимальное сечение кабеля
определяем по формуле (7.34)
по
термической
стойкости
где С - параметр значение которого для кабелей приведены в
таблице 9.3.
где С = 90 А • с^’^ /м м 2
по таблице 9.3 для кабелей с
алюминиевыми жилами напряжением до 10 кВ.
П
П
Так как 5МИн = 96,23 мм > 5ка^ = 50 мм , то принимаем к
установке кабель сечением 120 мм2 .
Пример' 9.2 Выбрать кабель для питания потребителя с
максимальной нагрузкой Рмакс = 3500 кВт при напряжении
1!ном = 6 кВ и со5 ф = 0,85. В нормальном режиме работы питание
потребителя осуществляется по двум кабелям, длиной 100 м каждый.
Кабели резервируют друг друга и проложены в земле в одной
траншее. Температура почвы Од = +20°С.
Продолжительность
использования
максимума
нагрузки
Т м акс= 5800 ч. В течение суток
максимальная
нагрузка
продолжается 3 ч. Ток КЗ на шинах 6 кВ, к которым подключены
кабели 1пд = 11,2 кА. Время отключения КЗ (отк = 1»2с.
Определим рабочий ток в каждом кабеле в нормальном режиме
работы:
раб,ном
Рмакс
3500
2 • л/З - йном! соз<р
2 ■л/З • 6 • 0,85
187
= 198,1 А.
При ТМакс = 5800 ч, согласно таблице 7.26, для кабелей с
бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами ]э = 1,2 А/мм2.
Экономическое сечение каждого из кабелей равно
•раб, ном
198,1
2
Принимаем, в соответствии с таблицей 9.1, два трехжильных
о
кабеля марки ААШв 3 х 185 мм
с 1доп, ном = 340 А при
температуре почвы +15° С, согласно таблице 9.2.
Определим по формуле (9.4) действительный допустимый ток
кабеля с учетом поправочного коэффициента к2 на температуру
почвы и коэффициента к^, учитывающего число рядом проложенных
кабелей. Для температуры почвы +20°С и нормированной
температуры жил кабеля +65°С поправочный коэффициент к2
согласно таблице 9.5 равен 0,95. Коэффициент к^, учитывающий
число рядом проложенных кабелей, согласно таблице 9.4, равен 0,92
при расстоянии между кабелями в свету 200 мм.
•доп = К1 ' к2 ' •доп, ном = 0<92 • 0,95 • 340 =
= 297,2 А > 1маКс = 198,1 А.
При отключении одного кабеля в другом кабеле будет протекать
ток равный
•форс = 2 ’ •раб, ном = 2 ' 198,1 = 396,2 А.
Определим коэффициент предварительной нагрузки^кабеля
•раб, ном 198,1
К" ' Н ------^ ------ 2 9 7 1 = 0 '67'
Для кабеля, проложенного в земле при коэффициенте Кп н = 0,8
и *макс = 3 ч
коэффициент аварийной перегрузки, согласно
таблицы 9.6, ка, п = 1,25. Фактическая перегрузка в часы максимума
в форсированном режиме составляет
188
_ ^ о р с _ 396,2 _
п' ф " 1доп “ 297,2 " 1,ЭЗО
Так как ка, п = 1/25 < кп ф = 1,33, кабель сечением 3x185 мм
не удовлетворяет условию нагрева в форсированном режиме.
Принимаем, согласно таблице 9.2, два кабеля сечением
3x240 мм с допустимым током каждого кабеля 1д0П = 390 А.
Действительный допустимый ток одного кабеля сечением
О
3x240 мм с учетом поправочных коэффициентов к^ и к2 составляет
1доп = К1 ' к2 ' 1доп, ном = 0,92 • 0,95 • 390 = 340,9 А.
Коэффициент
3x240 мм равен
предварительной
‘раб, ном
к" -н —
Й
нагрузки
кабеля
сечением
198,1
Г =Ш
‘ №
Для кп, н = 0,6
и
(макс = 3 ч, согласно таблице 9.6,
коэффициент аварийной перегрузки ка> п = 1,35.
Фактическая перефузка в часы максимума в форсированном
режиме составляет
_ 1‘ф о р с _ 3 9 6 ^ _
п,ф I
‘доп И 340,9 " 1Д6,
что меньше допустимой перефузки.
Окончательно принимаем для питания пофебителя два кабеля
типа ААШв 3x240 мм .
Для проверки кабеля на термическую стойкость определим,
согласно [22], ток КЗ за пучком из двух кабелей.
Результирующее сопротивление до шин 6 кВ, от которых
питается по выбранным кабелям пофебитель, составляет
Ином _
6,3
Хрез = — "
= :=
= 0,325 Ом.
Й З Щ _ ■'/3* 11,2
Индуктивное и активное сопротивления кабелей равны
189
где хр и гд берутся из таблицы 9.2.
С учётом параллельного соединения кабелей
результирующее сопротивление до места КЗ равно
полное
2рез - у] (хрез + хк а б /2) + (гк а б /2)
= /(0,325 + 0.0071/2)2 + (0.0129/2)2 =0,329 Ом.
Ток КЗ за пучком кабелей равен
Ыном
1П0 =
пи л/3 • 2рез
6,3
--------- = 11,06 кА.
л/З • 0,329
По
каждому
кабелю
протекает
ток
КЗ
равный
1п0/2 = 11,06/2 =5,53 кА.
Тепловой импульс тока КЗ определяем по формуле (7.14)
= *п0,с' (1отк + Та, с).
где Та, с, - постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока КЗ системы, определяемая по таблице 5.2, с.
Вк = 5.532 • (1,2 + 0,03) = 37,61 кА2 • с
Минимальное сечение кабеля по термической стойкости
с
^мин —
4 3 7 .6 1 -1 0 6
_
--------- —------ = 68,14 мм .
Таким образом, принятые к установке кабели ААШв 3x240 мм2
термически стойкие.
10 Выбор схем собственных нужд 6 и 0,4 кВ электрических
станций
На электрических станциях для электроснабжения собственных
нужд применяют два напряжения:
- 6 кВ - для крупных электродвигателей мощностью 200 кВт и
выше;
- 380/220 В - для мелких двигателей и для освещения. Сеть 0,4 кВ
должна выполняться с заземленной нейтралью [22].
Распределительные устройства собственных нужд ТЭЦ и КЭС
выполняются с одной системой сборных шин.
Каждая секция или секции попарно присоединяются к
отдельному источнику рабочего питания.
Мощность рабочего источника питания собственных нужд
должна быть достаточной для обеспечения
питания всей
присоединенной к секции или двум секциям нагрузки собственных
нужд без перегрузки.
На ТЭЦ, согласно НТП [4], для питания механизмов собственных
нужд 6 кВ принимается одна секция на котел при отсутствии парных
ответственных механизмов собственных нужд и две секции
собственных нужд на котел при наличии парных механизмов
собственных нужд независимо от мощности котло - турбоагрегатов.
На ТЭЦ, где все генераторы включены на шины ГРУ 6 -1 0 кВ,
рабочие источники питания собственных нужд (токоограничивающие
реакторы или трансформаторы) подключаются к шинам ГРУ,
рисунок 10.1.
Если на ТЭЦ все генераторы включены по схеме блоков
генератор - трансформатор, в этом случае рабочие источники питания
подключаются ответвлением между генераторным выключателем и
блочным трансформатором, рисунок 10.2.
При смешанной схеме включения генераторов на ТЭЦ рабочие
источники питания собственных нужд подключаются частично к
шинам ГРУ и частично ответвлением от блоков генератор трансформатор, рисунок 10.3.
Количество рабочих источников питания собственных нужд,
присоединенных к одной секции шин ГРУ, не должно быть более
двух.
Количество резервных источников питания собственных нужд на
ТЭЦ выбирается из расчета один резервный на четыре рабочих
источника.
Мощность резервных источников питания на ТЭЦ, согласно
191
НТО [4], выбирается исходя из следующего:
при питании рабочих и резервных источников собственных
нужд от шин ГРУ и присоединении к секции ГРУ одного источника
не менее мощности самого мощного рабочего источника,
рисунок 10.1,а;
а
б
Рисунок 10.1 - Схемы собственных нувд ТЭЦ с генераторами,
подключенными к шинам ГРУ 6-10 кВ
192
Рисунок 10.1 (продолжение)
РП
Рисунок 10.2 | Схема собственных нужд ТЭЦ, на которой все
генераторы включены по схеме блоков генератор - трансформатор
- при питании рабочих и резервных источников собственных
нужд от шин ГРУ и присоединении к одной секции ГРУ двух
источников рабочего питания мощность резервного источника
Д0ЛТ а
бЫТЬ
равн0й
полУторакратной
мощ ности
наибольшего рабочего источника питания, рисунок 10 1 в*
- при присоединении рабочих источников питания собственных
нужд ответвлением от блоков генератор - трансформатор с
генераторным выключателем мощность резервного источника
питания выбирается, как правило, такой же мощности, как и рабочий,
рисунок 10.2;
Рисунок 10.3 - Схема собственных нужд ТЭЦ со смешанной
схемой включения генераторов
- при присоединении рабочих источников питания собственных
нужд ответвлением от блоков генератор трансформатор, без
генераторного выключателя, мощность резервного источника питания
должна быть достаточной для замены самого мощного рабочего
источника и обеспечения пуска или*'аварийного останова другого
котла или турбины.
В зависимости от места подсоединения рабочих источников
питания собственных нужд, резервные источники питания, согласно
НТП [4], присоединяются:
- к шинам ГРУ или к шинам повышенного напряжения при
питании рабочих источников собственных нужд от шин ГРУ и
ответвлениями от блоков генератор - трансформатор;
- к сборным шинам распределительного устройства повышенного
напряжения с низшим номинальным напряжением при питании
рабочих источников собственных нужд только ответвлениями от
блоков генератор - трансформатор.
Рабочий и резервный источники питания собственных нужд
должны подсоединяться к разным секциям ГРУ, чтобы исключить их
одновременную потерю. Источник резервного питания собственных
нужд на ТЭЦ может подсоединяться к ответвлению от
194
трансформатора связи. Подсоединение резервного источника
осуществляется
между
обмоткой
низкого
напряжения
и
выключателем на низкой стороне трансформатора связи.
На стороне низшего напряжения резервных трансформаторов
собственных
нужд
устанавливаются
выключатели.
При
использовании
в
качестве
резервного
источника
питания
реактированной линии аналогичные выключатели не устанавливаются
[4], рисунок 10.1,а.
Магистрали
резервного
питания
собственных
нужд
секционируются выключателями при двух резервных источниках
питания, рисунок 10.1,6, в и рисунки 10.2 и 10.3.
На КЭС питание собственных нужд осуществляется путем
устройства ответвлений от блока генератор - трансформатор [4]. При
наличии генераторного выключателя ответвление присоединяется
между этим выключателем и трансформатором.
Число резервных трансформаторов собственных нужд 6 кВ,
согласно НТП [4], на КЭС принимается:
При отсутствии генераторных выключателей в цепи всех
генераторов, рисунок 10.4:
а) один резервный трансформатор собственных нужд - при числе
блоков один или два:
б) два резервных трансформатора собственных нужд - при числе
блоков от трех до шести включительно;
в) два резервных трансформатора собственных нужд,
присоединенных к источнику питания, и один резервный
трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к
источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к
перекатке - при числе блоков семь и более.
При наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока
КЭС, рисунок 10.5:
а) один резервный трансформатор собственных нужд,
присоединенный к источнику питания - при числе блоков один или
два;
б) один резервный трансформатор собственных нужд,
присоединенный к источнику питания и один резервный
трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к
источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к
перекатке - при числе блоков три и более.
При установке на КЭС части блоков без генераторных
выключателей и другой части с генераторными выключателями,
число резервных трансформаторов собственных нужд определяется
195
для общего числа блоков, как при отсутствии генераторных
выключателей, рисунок 10.6.
Рисунок 10.4 - Схема собственных нужд КЭС при отсутствии
генераторных выключателей в цепи всех генераторов
Рисунок 10.5 - Схема собственных нужд КЭС при наличии
генераторных выключателей в цепи всех генераторов
Рисунок 10.6 — Схема собственных нужд КЭС при наличии
генераторных выключателей у части генераторов
196
Мощность каждого резервного трансформатора собственных
нужа на КЭС без генераторных выключателей в цепях блоков,
согласно НТП [4], должна обеспечить замену рабочего
трансформатора одного блока и одновременно пуск или аварийный
останов второго блока.
При наличии генераторных выключателей на всех блоках
мощность
резервных
трансформаторов
собственных
нужд
принимается равной мощности рабочего трансформатора собственных
нужд.
На КЭС с блоками, имеющими питательные пускорезервные
насосы с электроприводами, согласно НТП [4], мощность резервного
трансформатора собственных нужд должна обеспечить:
- замену рабочего трансформатора собственных нужд блока,
работающего с нагрузкой 100% (при работе блока на
турбопитательном насосе) и одновременно пуск второго блока;
I замену рабочего трансформатора собственных нужд блока (при
работе на электропитательном насосе) и одновременный пуск второго
блока или одного котла при дубль-блоке.
Для повышения надежности питания собственных нужд КЭС
магистрали резервного питания секционируются через каждые дватри блока при двух резервных трансформаторах собственных нужд и
через три-четыре блока при одном резервном трансформаторе
собственных нужд.
На стороне низшего напряжения резервных трансформаторов
собственных нужд устанавливаются выключатели.
Резервные трансформаторы собственных нужд должны
присоединяться
к
различным
источникам
питания
(распределительные устройства разных напряжений, разные системы
сборных шин распределительных устройств одного напряжения,
третичные
обмотки
автотрансформаторов
связи,
рядом
расположенная подстанция или другая электростанция).
Допускается НТП присоединение резервных трансформаторов
собственных
нужд
к
обмотке
среднего
напряжения
автотрансформатора связи. При этом на ответвлении к резервному
трансформатору собственных нужд устанавливается отдельный
выключатель.
Общестанционная нагрузка (электродвигатели 6-10 кВ,
трансформаторы собственных нужд 6-10/0,4 кВ), согласно НТП [4],
может быть подключена:
- к рабочим секциям собственных нужа 6-10 кВ. При этом
электродвигатели 6-10 кВ и трансформаторы собственных нужд
197
6-10/0,4 кВ распределяются между рабочими секциями по
возможности равномерно;
- к отдельным общестанционным секциям 6-10 'кВ, которых
должно быть не менее двух;
- к отдельным общестанционным секциям 6-10 кВ с
одновременным присоединением части общестанционной нагрузки к
рабочим секциям.
Нагрузка 0,4 кВ питается и резервируется от трансформаторов
6-10/0,4 кВ [4].
На ТЭЦ количество секций 0,4 кВ в главном корпусе, согласно
НТП [4], принимается:
- одна секция на котел или турбину при отсутствии парных
ответственных механизмов собственных нужд;
- две секции на котел или турбину при наличии парных
ответственных механизмов собственных нужд независимо от
мощности котло-турбоагрегатов.
На КЭС число секций 0,4 кВ в главном корпусе должно быть не
менее двух для каждого блока.
В главном корпусе ТЭЦ и КЭС, согласно НТП [4],должно быть
не менее двух отдельных общестанционных секций собственных нужд
0,4 кВ.
Каждая из секций собственных нужд 0,4 кВ должна иметь два
источника питания - рабочий и резервный, за исключением
вспомогательных цехов, не влияющих непосредственно на выработку
электроэнергии.
На КЭС расход на собственные нужды 0,4 кВ приблизительно
можно принять равным 10% общего расхода, а на ТЭЦ 15% общего
расхода.
В системе собственных нужд 0,4 кВ НТП [4] рекомендует
максимальную мощность трансформаторов 6-10/0,4 кВ 1000 кВ А
при напряжении короткого замыкания ик = 8%. Трансформаторы
меньшей мощности принимаются с напряжением короткого
замыкания цк = 4,5 —5,5%.
Мощность резервного трансформатора собственных нужд
6-10/0,4 кВ по схеме с явным резервом должна быть равна мощности
наиболее мощного рабочего резервируемого трансформатора. По
схеме со скрытым резервом мощность резервного трансформатора
принимается равной полной нагрузке двух секций.
Число
резервных
трансформаторов
собственных
нужд 6—10/0,4 кВ, согласно НТП [4], принимается:
на КЭС
198
- один резервный трансформатор в главном корпусе для каждого
блока;
на ТЭЦ с генераторами, подключенными к шинам ГРУ 6-10 кВ
- один резервный трансформатор в главном корпусе при числе
рабочих трансформаторов чеи*ре-и менее;
- два резервных трансформатора в главном корпусе при числе
рабочих трансформаторов от пяти до восьми включительно;
- один резервный трансформатор в главном корпусе на каждые
четыре рабочих трансформатора, при числе рабочих трансформаторов
собственных нужд более восьми;
на ТЭЦ с блочной электрической схемой
I два резервных трансформатора в главном корпусе при
количестве рабочих трансформаторов от двух до шести.
Для вспомогательных цехов станций типа КЭС и ТЭЦ число
резервных трансформаторов принимается [4]:
один резервный трансформатор при числе рабочих
трансформаторов шесть и менее;
два резервных трансформатора при числе рабочих
трансформаторов от семи до двенадцати включительно;
- один резервный трансформатор на каждые шесть рабочих
трансформаторов, при числе рабочих трансформаторов собственных
нужд более двенадцати.
На ТЭЦ питание резервных трансформаторов собственных нужа
6-10/0,4 кВ производится от секций 6-10 кВ, от которых не питаются
резервируемые
ими
рабочие
трансформаторы,
либо
от
общестанционных секций 6-10 кВ.
На КЭС резервные трансформаторы собственных
нужд
6-10/0,4 кВ блока питаются от секций 6-10 кВ других блоков.
199
11 Выбор схем распределительных устройств
11.1
Общие сведения о схемах распределительных устройств
применяемых на электрических станциях
Распределительные устройства служат для приема электрической
энергии от источников питания и распределения ее между
потребителями.
Схемы электрических соединений распределительных устройств
35-750 кВ должны удовлетворять требованиям по надежности
электро- и теплоснабжения [4].
- ремонт выключателей 110 кВ и выше должен производиться без
отключения присоединений;
- отключение воздушных линий со стороны электростанции
должно осуществляться, как правило, не более чем двумя
выключателями. Отключение повышающих трансформаторов,
трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд должно
осуществляться, как правило, не более чем двумя выключателями с
каждой стороны;
- отказы выключателей в РУ как в нормальном, так и в
ремонтном состоянии схемы не должны приводить к одновременному
отключению нескольких линий;
- отказы выключателей в РУ не должны приводить к потере более
одного блока в нормальном состоянии и не более двух блоков в
ремонтном состоянии.
НТП рекомендует для распределительных устройств с числом
присоединений не более четырех применять схемы треугольника,
четырехугольника или мостика.
Для распределительных устройств с большим числом
присоединений, согласно НТП [4], могут применяться схемы,
представленные в таблице 11.1.
В распределительных устройствах напряжением 110-220 кВ с
двумя основными и третьей обходной системой шин, при числе
присоединений (линий, трансформаторов) двенадцать и более
секционируются выключателями на две части каждая из двух
основных систем шин, рисунок 11.1 [4].
Блоки мощностью 500 МВт и выше и автотрансформаторы связи
мощностью 500 МВ А и выше должны присоединяться к РУ 220 кВ,
выполненного по схеме две основные и третья обходная система шин,
через два выключателя к двум основным системам шин, рисунок 11.1.
В распределительных устройствах напряжением 110-220 кВ,
выполненных с обходной системой шин, в качестве обходных
200
выключателей, согласно НТП [4], следует предусматривать:
- отдельные выключатели на каждой секции шин - в схемах с
одной секционированной системой шин, рисунок 11.2;
- отдельный выключатель - в схеме с двумя основными и третьей
обходной системами шин при отсутствии секционирования основных
систем шин;
- два отдельных выключателя - в схеме с двумя основными и
третьей обходной системами шин при наличии секционирования
основных систем шин, рисунок 11.1.
Схема электрических соединений
Блочные
Мостики
Одна секционированная система
сборных шин
Одна секционированная система
сборных шин с обходной
Две системы сборных шин
Две системы сборных шин с
обходной
Схема 3/2
Схема 4/3
Многоугольники
(до
шести
включительно)
Два связанных многоугольника
Генератор-трансформатор-линня с
уравнительно-обходным
многоугольником
Распределительное устройство
напряжением, кВ
35 110 220 330 500 750
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
-
-
-
-
-
+
+
-
-
-
+
-
-
-
-
-
-
+
+
-
-
-
-
-
-
+
+
+
+
+
+
-
-
-
+
+
+
-
-
-
+
+
+
-
-
-
+
+
+
В распределительных устройствах напряжением 330-750 кВ,
выполненных по схемам 3/2 или 4/3, допускается по условиям
надежности секционирование систем шин при наличии не менее трех
связей между системами шин, рисунок 11.3.
При наличии нескольких вариантов схем, удовлетворяющих
требованиям надежности, предпочтение отдается:
- более простому и экономичному варианту;
- варианту, по которому требуется наименьшее количество
операций с выключателями и разъединителями РУ повышенного
201
Рисунок 1 1 .1 - Две секционированные основные системы шин с обходной системой шин
VII
4/2
Ш
Ш
Рисунок 11.2 - Одна секционированная система шин с обходной
Рисунок 11.3 - Схема 3/2
203
напряжения при оперативных переключениях и при выводе в ремонт.
Распределительные устройства генераторного напряжения
6-10 кВ выполняются, как правило, с одной системой шин. На ТЭЦ
между секциями распределительного устройства генераторного
напряжения НТП рекомендуют устанавливать два секционных
выключателя по обе стороны секционного реактора, рисунок 11.4.
Рисунок 11.4 - Распределительное устройство генераторного
напряжения
11.2 Расчет надежности схем распределительных устройств
11.2.1
Общие положения по расчету надежности схем
распределительных устройств
Для расчета надежности схем РУ удобно использовать таблично­
логический метод, который предполагает поочередный учет отказов
элементов электроустановки с выявлением их последствий в
нормальном и ремонтном состояниях.
В схеме различают учитываемые элементы (выключатели, линии
электропередач и системы сборных шин), ремонтные элементы
(выключатели и рабочие системы сборных шин) и расчетные
элементы (генераторы, трансформаторы, линии электропередач) [2,3].
Исходными данными для расчета надежности схем РУ служат:
- частота отказов;
- среднее время восстановления;
- частота плановых ремонтов;
204
- длительность плановых ремонтов.
В справочной литературе параметр потока отказов ЛЭП
приводится на 100 км ее длины, поэтому расчетный параметр потока
отказов ЛЭП длиной I, км, рассчитывается по выражению
I
“ л, расч - “ л> т а бл •
где шл табл -
(11.1)
табличный параметр потока отказов ЛЭП,
значения которого приведены в [1,12] и в таблице 11.2.
Таблица 11.2 - Характеристики надежности воздушных ЛЭП
Параметр
для одной цепи
для двух цепей
ш,
(<>,
Ином,
Тип
кВ
1/го д Тв, Цтек, Ттек, 1/го д Тв, Мтек, Ттек,
ч на 100 ч 1/го д
ч
на 100 ч 1 /го д
км
км
10
2
10
0,4
4
10
1,6
7
20
35
3
Двух­
0,3
6
М
цепные
0,9
4
4
110
12
0,2
27
12
8
220
0,5
36
2
5
10
0,1
2,0
10
5
2
10
35
3
1,4
9
4
НО
1,1
220
0,6
10
5
Одно­
цепные 330
7
12
0,5
12
500
17
0,4
9
Более
0,2-0,3 20-6
10
•
500
Для сборных шин параметр потока отказов, частота плановых
ремонтов и время ремонта в справочной литературе приводится для
одного присоединения.
Поэтому расчетные значения параметров потока отказов, частота
плановых ремонтов и время ремонта сборных шин определяются по
формулам:
расч = шш,табл ' п'
205
(11-2)
Иш.расч - Иш, табл ' п<
(11.3)
Тр, ш, расч - Тр( ш>т а бл * п«
(И -4)
где п - количество присоединений.
Расчетный параметр потока отказов выключателей соВ/ расч
включает повреждения в статическом состоянии и при оперативных
переключениях:
шв, расч = ^ в ‘ а в, ст + а в, оп ' ^оп + а в, к "
(И -5 )
где а)в - табличный параметр потока отказов выключателя,
таблица 4.4;
а в,ст - относительная частота отказов выключателя в
статическом состоянии, таблица 11.3;
а в,оп ~ относительная частота отказов выключателя при
оперативных переключениях, приведена в [28] и в таблице 11.3;
Моп - количество операций выключателем за год;
а в ,к 1 относительная частота отказов выключателя при
отключении
повреждений
на
присоединении
(неуспешное
автоматическое отключение), таблица 11.3;
и>1 - суммарная частота отказов элементов, которые
соединяет данный выключатель.
Количество операций выключателем за год в общем виде
рассчитывается по формуле [2, 3]:
Моп = N4 • ( щ + р2) + ГЧц ■ЦШ + (1 - а в> к ) х
х [(N4 - 1) •(о)! + о)2) + (ГЯц - 1) •шш + ^
и*]. С1 1 -6)
где Ыц — количество операций цикла, равное чиелу операций
выключателем, необходимых для отключения и последующего
включения присоединения (Ыц = 4 для схем РУ с подключением
206
присоединения через два выключателя и Ыц = 2 для схем РУ с
подключением присоединений через один выключатель);
Ыц = 2
-
количество
операций
цикла,
равное
числу
операций выключателем, необходимых для вывода в ремонт и
последующего ввода в работу системы сборных шин;
И1 , Ц2
-
частота плановых ремонтов
присоединений,
которые соединяет данный выключатель;
Иш
частота плановых ремонтов систем сборных шин;
а>1 , а>2 - параметры потока отказов присоединений;
0)ш - параметр потока отказов системы сборных шин;
2) о)в I - алгебраическая сумма табличных параметров потока
отказов соседних выключателей, отказы которых вызывают
автоматическое отключение рассматриваемого выключателя.
Таблица 11.3
выключателей
-
Тип выключателя
Масляные
малообъемные
Масляные
многообъемные
Воздушные
При
Значения
относительной
а в,ст
1Ьюм> кВ
6-20
110
110
220
110
220
330
500 и выше
расчете
частоты
«в, оп
0,003
0,006
0,004
0,011
0,1
0,004
0,2
количества
0,002
0,007
операций
отказов
а в,к
0,005
0,013
0,006
0,009
0,004
0,006
0,003
выключателем
принадлежащего энергоблоку, без генераторного выключателя,
необходимо учитывать отказы в технологической части энергоблока с
параметром потока отказа
тех = 0,9 •
и в электрической
части с параметром потока отказа <л>бл,эл = ОД • <*>блЕсли
в
цепи
генератора
установлен
генераторный
выключатель, то это приводит к снижению числа операций
выключателями в РУ повышенного напряжения, так как отключения
повреждений в технологической
части блока и все режимные
переключения выполняются генераторным выключателем. Поэтому
207
при расчете количества операций выключателем блока со стороны РУ
повышенного напряжения необходимо учитывать только отказы в
электрической части с параметром потока отказа о>бл> эл = ОД • Щ щ
Количество
операций
выключателем,
принадлежащего
присоединению энергоблока рассчитывается по выражениям [2 ,3]:
- при отсутствии генераторного выключателя
Иоп = N4 • ( щ + рг + шбл, техн) + МЦ
+ (1 - “ в, к) х
х [(N4 - 1) • (о)! + а)бл< эл) + (Лц - 1) ■<ош + ^ <вв;], (11.7)
- при наличии генераторного выключателя
Иоп =
• (р ! + р2) + Иц • рш + (1 —а в, к) х
х [(Мц - 1) ■(а)! + шбл эл) + (Ыц - 1) ■сош + ^ ©в^. (11.8)
Если в схемах РУ 3/2 или 4/3 по условиям надежности
секционированы системы шин в этом случае количество операций
секционными выключателями рассчитывается по выражению:
Моп = Мц • 2 ■рш + (Мц —1) • 2 ■сош ■(1 —а В( к).
(11.9)
Расчет надежности схем РУ ведется в виде таблицы [2, 3]. В
вертикальный ряд таблицы записывают /’-е учитываемые элементы
(отказавшие элементы) с их расчетными параметрами потока отказов
ю1, таблица 11.4.
В горизонтальный ряд таблицы вносят ]-е ремонтные элементы
с коэффициентами, характеризующими вероятность их нахождения в
плановом и восстановительном ремонтах. В горизонтальный ряд
также заносится вероятность нахождения схемы в нормальном
состоянии для п ремонтных элементов, таблица 11.4 .
208
Вероятность нахождения выключателя в ремонтном режиме
рассчитывается по формуле
0)в • Тв + ркап • Ткап
" Р ‘--------------- 8760------------ ’
(1 1 ' 10)
где сов - параметр потока отказа выключателей, 1 /г о д ;
Тв —время восстановления выключателя, ч;
Ркап - частота капитальных ремонтов выключателей, 1 /г о д ;
Ткап
выключателя, ч.
Таблица 11.4 схемы РУ
продолжительность
капитального
ремонта
Таблица расчетных связей рассматриваемой
Теряемая мощность
(ДР, МВт) и д л и те л ь н о ст ь авар и и (Т « , ч) в
Отказав­
ший 1- й
элемент
режимах
Юр
1/год
нормальный
режим
Я] = Ян
ремонтный режим для выключателей,
Я] = Яр
Ъ2
аз
а!
<21
ш
аз
<2п
О
ш
Щ
А!
а2
Значения
таблице 4.4.
всех
параметров
209
выключателей
приведены
в
Вероятность нахождения выключателя в нормальном режиме
рассчитывается по формуле
Чн — 1 “ п ' Чр>
(11.11)
где п - общее количество выключателей в рассматриваемой
схеме РУ.
После анализа отказов элементов и выключателей, приводящих к
потере генерирующей или передающей мощности, в каждую клетку
таблицы 11.4 записывают через дробь теряемую мощность и
длительность ее потери ДР/Ту.
Длительность потери мощности Ту оценивают в зависимости от
характера аварийной ситуации [2, 3]:
- генератор, трансформатор или линию нельзя ввести в работу,
пока не будет произведен восстановительный ремонт отказавшего
элемента или выключателя
а) для передающей мощности
Ту- = Тв,
(11.12)
б) для генерирующей мощности после простоя, равного Тв
(таблица 4.5),
Ту = Тв + Тцуск-
(11-13)
- отказавший элемент или выключатель можно отделить с
помощью разъединителей для проведения восстановительных работ, а
блок или трансформатор ввести в работу путем оперативных
переключений
а) для передающей мощности
Ту = Топ.
б) для генерирующей мощности
210
(11.14)
Среднее время оперативных переключений Т0п = 0,5 ч, а время
пуска блока из горячего состояния составляет 1 ч.
при отказе / - го выключателя и ремонте у — го смежного
выключателя ввод в работу генерирующей или передающей
мощности возможно только после завершения ремонта смежного
выключателя,
либо
окончания
восстановления
отказавшего.
Длительность аварийной ситуации в данном случае оценивается из
соотношения
времени
восстановления
и
времени
ремонта
выключателей [2,3]:
Если
в этом случае
а) для передающей мощности
(1 1 .1 6 )
б) для генерирующей мощности
т2.
*В(
о/
_ пг*
~
в* ~ 2 Т
1
т
ИУ01^
(1 1 .1 7 )
Если Т„* > Тру в этом случае
а) для передающей мощности
Ту —0,5 *Тру,
(1 1 .1 8 )
б) для генерирующей мощности
Ту = 0,5 • Тру + ТпускПосле
заполнения
группируются
по
таблицы
значениям
11.4
все
потерянной
аварийные
(1 1 .1 9 )
ситуации
передаваемой
или
генерирующей мощности ДР, и для каждого значения этой мощности
определяется средняя длительность аварийной ситуации
(11.20)
По значению длительности каждой аварийной ситуации и
величине потерянной мощности определяется среднегодовой
недоотпуск электроэнергии
4МГ = 1
После этого определяется ожидаемый среднегодовой ущерб от
недоотпуска электроэнергии
У = ус • Ш .
(11.22)
где ус 1 удельный ущерб, тенге/кВт ч.
11.2.2
Пример расчета надежности схем распределительных
устройств
Пример 11.1 Оценить надежность электрической схемы ОРУ-ЗЗО
кВ, приведенной на рисунке 11.5. К ОРУ-ЗЗО кВ подключено 5 линий
электропередачи длиной 1Л = 280 км, Рдэп.доп = 300 МВт, 3 блока
с
генераторами
мощностью
РГ( НОм = 300 МВт
и
2
автотрансформатора номинальной мощностью 8АТС = 250 МВ • А
каждый.
Максимальный
переток
мощности
через
автотрансформаторы $макс, пер = 40р МВ • А. ТГ(уст = 6200 ч. На
ОРУ установлены воздушные выключатели.
Учитываемыми элементами при оценке надежности схем
распределительных устройств являются выключатели, линии
электропередач и системы сборных шин. Ремонтными элементами
являются выключатели и рабочие системы шин. Расчетными
элементами являются генераторы, трансформаторы и линии
электропередач.
Исходными данными для расчета надежности схем РУ служат:
212
- частота отказов;
- среднее время восстановления;
- частота плановых ремонтов;
- длительность плановых ремонтов.
Параметр потока отказов ЛЭП а>л# табл в таблице 11.2 приведен
на 100 км ее длины, поэтому расчетный параметр потока отказов
ЛЭП длиной /, км, рассчитаем по (11.1)
213
I _
280 _
_1_
<*>л. расч = “ л, табл ' 100 - 0,5 ‘ Ш ) “ 1,4 год'
Параметр потока отказов сош табл >частота плановых ремонтов
рш Табл и вРемя ремонта сборных шин Тр( Ш) табл в справочной
литературе приводится для одного присоединения.
Расчетный параметр потока отказа сборных шин а)ш> р ЗСЧ для п
присоединений определим по (11.2)
1
шш, расч - м ш, табл ' п -
' 4 ~ ®>®4
Расчетную частоту плановых ремонтов сборных шин Рш, расч
для п присоединений определим по (11.3)
1
Иш, расч - НШ) табл ' п ~ 1 ' 4 ~ 4 ~
•
Расчетное время ремонта сборных шин Тр( Ш( расч для п
присоединений определим по (11.4)
т р, ш, расч = т р, Ш( табл ‘ п = 5,5 • 4 = 22 ч.
Рассчитаем продолжительность
календарного года по (4.13)
работы
блока
в
течение
Тагр. год = 8760 —Ткап —о) • Тв = 8760 —1100 —6 • 90 = 7120 ч,
где Ткап - среднее время капитального ремонта блока, ч/год,
таблица 4.6;
о) — параметр потока отказов блока, 1/агрегато —год,
таблица 4.6;
Тв - среднее время восстановления блока, ч, таблица 4.6.
Определим по (4.14) расчетный параметр потока отказа блока
^бл, расч =
приведенный к календарному году.
214
8760
8760
1
“ бл.расч “ “ * _ Ш' Тагр. год ” **' 7120 ~ 7,38 ^
Расчетную
частоту
плановых
остановов
блока
цпл, бл, расч = ^пл,*> приведенную к календарному году, рассчитаем
по выражению (4.15)
Таблица 11.5 - Показатели надежности элементов схем ОРУ-ЗЗО кВ
со, 1/год
Тв ,ч
ц, 1/го д
Т кап ,ч
Элементы
табл расч
табл
табл расч
табл
Линия
0,50
7,0
12,0
1,4
и
Автотрансформатор
0,04
250,0’ 2,0
15,0
250 МВ-А
Сборные шины
0,04
0,01
5,5
4,0
5,5
1,0
Блок 300 МВт
6,00
7,38
90,0
0,62
0,5
30,0
Выключатель
0,20
750,0
60,0
0,2
-■
воздушный
8760
_ п г 8760 _ л , п 1
^пл, бл, расч - Ипл,* - Цкап *Тарр год “ ° '5 * 7 1 2 0 ~ 0,62 а д '
где Цкап ~ частота плановых остановов блока, 1/год,
таблица 4.6.
Расчетную продолжительность планового простоя блока
^пл, бл, расч = т пл,*, приведенную к календарному году, рассчитаем
по выражению (4.16)
Т
-Т
Т|сап' 8760 _ 1 1 0 0 ‘ 876^ _ 9706 7 ч
‘ш 1,бл,расч “ 'пл.* - ркап ■Тагр. год ” 0 .5 -7 1 2 0 - 2706’7 - '
Показатели надежности элементов схем ОРУ-ЗЗО кВ приведены в
таблице 11.5.
Количество операций М0П1 производимых выключателями (}1,
(}4, (}11, (}12, Ц14, определяем по (11.6)
^оп1 =
• Ил +
• цш>расч + (1 —а В| к) х
х [(Мц - 1) ■<ол, расч + (Иц ~ 1) *<*>Ш( расч] ■= 4 • 7 + 2 • 4 +
215
+(1 - 0,006) • [(4 - 1) • 1,4 + (2 - 1) • 0,04] = 40,
где Йц = 4 - количество операций цикла, равное числу операций
выключателем, необходимых для отключения и последующего
включения присоединения для схем РУ с подключением
присоединения через два выключателя;
N{1 = 2 - количество операций цикла, равное числу
операций выключателем, необходимых для вывода в ремонт и
последующего ввода в работу системы сборных шин;
а в,к - относительная частота отказов выключателя при
отключении
повреждений
на
присоединении
(неуспешное
автоматическое отключение), таблица 1 1.3.
Количество операций М0П2 производимых выключателями 03,
013, определяем по (11.7)
^оп 2 = ^ ц ' (^бл, расч + “ бл, техн) + ^ц ’ Иш, расч + (1 —а в, к) х
х [(N4 - 1) • шбл эл + (Ыц - 1) • а>ш,расч] = 4 ■(0,62 + 0,9 • 7,38) +
+2 • 4 + (1 - 0,006) ■[(4 - 1) ■ОД • 7,38 + (2 - 1) • 0,04] = 39,
где
тех = 0,9 ■шбл> расч -
параметр потока отказа в
технологической части энергоблока;
“ бл, эл =
’ “ бл, расч “ параметр потока отказа в
электрической части энергоблока.
Количество операций Мопз производимых выключателями
08, 09, определяем по выражению
^ п З = мц • (цл + Н л, расч + “ бл.техн) + (мц ~ *) х
х С1 ~ «в, к) ’ ( “ бл,эл + “ л, расч) = 4 • (7 + 0,62 + 0,9 • 7,38) +
216
+ (4 - 1) • (1 - 0,006) • (ОД • 7,38 + 1,4) = 63.
Количество операций 1^о п 4 производимых выключателем (}у,
определяем по выражению
^оп4 = ^ ц ' (^т + ^бл.расч
^б л .тех н )
(^ ц —^) х
1}
х (1 - а в<к) *( шбл, эл + “ т ) = 4 • (2 + 0,62 + 0,9 • 7,38) +
+ (4 —1) ■(1 —0,006) • (ОД • 7,38 + 0,04) = 39.
Количество операций Мо п 5 производимых выключателем 02,
определяем по выражению
^оп 5 =
• Цт +
■Цш,расч + (1 —а в, к) х
х [(Мц —1) ‘ “ т + (N 4 —1 ) ' Юш, расч] = 4 • 2 + 2 • 4 +
+ (1 - 0,006) • [(4 - 1) ■0,04 + (2 - 1) ■4] = 20.
Количество операций М0П6 производимых выключателями (}6 ,
(210 , определяем по выражению
^опб = ^Ц ' (Ит + Цл) + (Нц —1) х (1 ~ «в, к) х
х ((д)*г 4"
расч) = 4 *(2 4* 7) 4* (4
1) • (1 —0,006) х
х (0,04 + 1,4) = 40.
Определим по (11.5) расчетный параметр потока отказов каждой
группы выключателей шВ( р асч включающий повреждения в
статическом состоянии и при оперативных переключениях
шв, расч = шв ' ав, ст + а в, оп ' Моп + °в, к ' ш1<
где о)в - табличный параметр потока отказов выключателя,
таблица 11.5;
217
а В( ст - относительная частота отказов выключателя в
статическом состоянии, таблица 11.3;
а в,оп - относительная частота отказов выключателя при
оперативных переключениях, таблица 11.3;
Моп - количество операций выключателем за год;
о>1 - суммарная частота отказов элементов, которые
соединяет данный выключатель.
N ..
“ в, расч = “ в ‘ а в, ст + “ в, оп *^оп 1 + а в, к х
х (шл, расч + ®ш, расч) = 0,2 ' 0,2 + 0,002 • 40 + 0,006 х
х (1,4 + 0,04) = 0,129 — ,
год
^оп2
х
шв, расч = “ в ’ «в, ст + а в, оп *^оп 2 + а в, к х
* (^бл, расч
^ш, расч) = 0,2 • 0,2 + 0,002 • 39 + 0,006 х
х (7,38 + 0,04) = 0,163 — ,
год
^опЗ
“ в, расч = “ в ' “ в, ст + «в, оп ’ Иопз + а в, к х
х (“ бл, расч ■*"шл,расч) = 0.2 • 0,2 + 0,002 • 63 + 0,006 х
х (7,38 + 1,4) = 0,219 — ,
год
шв,°расч = “ в • «в, ст + «в, оп ' М0П4 + а в>к х
х ( “ бл.расч + “ т ) = 0,2 • 0,2 + 0,002 • 39 + 0,006 х
218
х (7,38 + 0,04) = 0,163 -----,
год
шв,°расч - “ в ■«в, ст + «в, оп ' Ио п 5 + а в, к х
х (сд)ц|#расч
®т) — 0,2 • 0,2 + 0,002 ■20 + 0,006 х
х (0,04 + 0,04) = 0,08 -----,
год
“ в^расч - “ в ' “ в, ст + “ в, оп ’ И0П6 + а в, к х
х ^(йд, расч
®т) — 0,2 • 0,2 -Н 0,002 *40 “I- 0,006 х
х (1,4 + 0,04) = 0,235 — .
год
Определим по (11.10) вероятность нахождения выключателя
в ремонтном состоянии
(д>в *Тв 4- Цкап ' Ткап
I
• 60 + 0,2 • 750
--------------- 87 6 0 ------------1 ---------- 8 7 6 0 -------------’
’
где сов - параметр потока отказа выключателей, 1/год;
Тр —время восстановления выключателя, ч;
Ркап “ частота капитальных ремонтов выключателя, 1/год;
ТКап
“
продолжительность
капитального
ремонта
выключателя, ч.
Вероятность нахождения выключателя в нормальном режиме
рассчитываем по формуле (11.11)
9н
= 1 —п • <7р = 1 —14 • 0,018 = 0,748,
где п - общее количество выключателей в рассматриваемой
219
схеме РУ.
Произведем расчет теряемых
аварийных различных ситуаций:
мощностей
и длительность
- отказ выключателя (}1
Отказ выключателя 01 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ. В данном случае отключается линия \У2 и
происходит потеря мощности
= 3 ’ РГ, ном + $макс, пер ' С05<р —4 • Рлэп, доп =
= 3 • 300 + 450 • 0,85 - 4 ■300 = 82,5 МВт.
Длительность аварийной ситуации в данном случае для
передающей мощности определяется временем оперативных
переключений (11.4)
Ту = Топ = 0,5 ч.
Рассчитаем потери мощности и длительность аварийной
ситуации при отказе выключателя Щ и ремонтном состоянии каждого
из выключателей схемы ОРУ.
Ремонт выключателей 0 2 или (}3 или 04.
В данных ремонтных режимах отключается линия У 2 , и поэтому
потери мощности и длительность аварийной ситуации будут такими
же, как рассмотрено выше, т.е.
ДР\/У2 = 82,5 МВт, Ту = 0,5 ч.
При отказе выключателя 01 и ремонте выключателя (^5
отключается линия >У2 и потеря мощности равна ДР\/у2 = 82,5 МВт.
Длительность аварийной ситуации в данном случае оценивается из
соотношения времени восстановления Тв^ выключателя 01 и времени
ремонта выключателя (}5 Тр7 = Тте1ф Так как ТВ{- = 60 ч > Ттек| =
36 ч, длительность аварийной ситуации рассчитываем по (11.18)
Ту = 0,5 • Ттеку = 0,5 • 36 = 18 ч.
Отказ выключателя 01 при ремонте выключателя (}6 приводит к
отключению линии Ш и автотрансформатора связи АТС1. Теряемая
мощность будет составлять
220
А^АТС! —$макс, пер *С08 Ф “ 1#4 ■$дтс#ном • соз ф = 450 • 0,85 - 1,4 • 250 • 0,85 = 85 МВт.
Продолжительность
недоотпуска
оперативных переключений Т у = Т0п =
определяется
ч.
временем
Отказ выключателя ()1 при ремонте выключателя (27 приводит к
отключению линии \У2 и блока ТЗ. Теряемая мощность будет
составлять АРтз = 300 МВт. Длительность потери мощности
рассчитываем по (11.15)
Т у = Т0п + ТПуСК = 0,5 + 1 = 1,5 ч,
где ТПуск “ продолжительность пуска блока в зависимости от
исходного состояния (таблица 4.5).
При отказе выключателя ()1 и ремонте выключателя (28
отключается линия ^N2 и блок Т1. Теряемая мощность будет
составлять АРу^ = 300 МВт. Длительность потери мощности
составляет Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя (}1 при ремонте выключателя (29 приводит к
отключению линии >^2. АТС1 работает изолировано на линию ^ 3 и
передает в систему мощность (450-0,85)/2=191,25 МВт. Теряемая
мощность в данном режиме будет составлять
о „
, 5макс,пер
С08ф
о |
Дгууг “ ^ ’ рг, ном ■*------------ 2 --------------*лэп, доп —
450 • 0,85
.. в
= 3 . 300 + ----- ^ ------3 • 300 = 191,25 МВт.
Длительность потери мощности составляет Т,у = 0.5ч.
При отказе выключателя 01 и ремонте выключателя (210
отключается линия \Д^2, блок ТЗ и АТС2. Блок ТЗ и АТС2
отключаются, так как нет ЛЭП. Теряемая мощность будет составлять
АРтЗ = 300 МВт, Т у = 1,5 ч
и
АРАТС2
=
^макс, пер ' с° 5 Ф
“
1»4 *
221
н о м •С05 ф = 450 •0,85
—
-1 ,4 • 250 • 0,85 = 85 МВт,
Ту = 0,5 ч.
При отказе выключателя 01 и ремонте выключателя (}11
отключаются линии У/2 и №5. Теряема# мощность будет составлять
ДР\д/2, Ш5 = 3 ‘ Рг, ном + ^макс, пер ' со5 ф — 3 • Рлэп, доп =
= 3 • 300 + 450 • 0,85 - 3 ■300 = 382,5 МВт.
Длительность потери мощности составляет Ти = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 и ремонте выключателя (^12
отключается линия У/2, а блок Т1 работает изолировано на линию МУ1.
Теряемая мощность будет составлять
ДР\/У2 = 2 • Рг, ном + $макс, пер ' С 05ф — 3 • Р л э п , доп =
= 2 • 300 + 450 ■0,85 - 3 • 300 = 82,5 МВт.
Длительность потери мощности составляет Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 01 при ремонте выключателя (}13 приводит
к отключению линии \У2 и АТС1. Блок Т2 работает изолировано на
линию \\^3. Теряемая мощность в данном режиме составляет
ДРАТС1 = 2 ' Рг, ном + 1.4 • 5дТС, ном • соз ф - 3 • РЛэп, доп =
= 2 • 300 + 1,4 ■250 • 0,85 - 3 ■300 = 85 МВт.
Длительность потери мощности составляет Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 и ремонте выключателя (}14
отключается линия АУ2 и АТС2. Блок ТЗ и линия \У4 работают
изолированно. Теряемая мощность и длительность потери мощности
будут такими же, как и в предыдущем режиме, т.е.
ДРАТС2 = 8 5 МВт>
Т у = 0,5 ч.
'
- отказ выключателя ()2
Отказ выключателя (^2 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению АТС1. Отключение
АТС1 приводит к потере мощности в течении времени
222
А^АТС! — $м акс, пер ' С05 Ф — 1,4 •5д*|*С , ном ' 005 Ф ~ 4 5 0 •0 ,8 5
- 1 ,4 ■250 - 0,85 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 02 и ремонте выключателей 01, (23 или
(24 отключается АТС 1, что приводит к потере мощности
длительностью
ДРдТС! = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 02 во время ремонта выключателя (25
приводит к отключению линии >У2 и АТС1. При этом теряем
мощность длительностью
А^АТС1 = 85 МВт,
Ту = 0,5 ч.
При отказе выключателя (22 и ремонте выключателя (26
отключается АТС1, что приводит к потере мощности
ДРдТС! = 85 МВт.
Длительность аварийного отключения АТС1 определяем по
(11.18), так как ТВ1* = 60 ч > Тру = 36 ч. Таким образом длительность
аварийной ситуации составляет
Т у = 0,5 • Тру = 0,5 •36 = 18 ч.
Отказ выключателя (22 во время ремонта выключателя (27
приводит к отключению блока ТЗ и АТС1. При этом теряется
мощность длительностью
ДРтз = 300 МВт,
Т у = 1,5ч и ДРдтС1 =
МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (22 и ремонте выключателя (28
отключается АТС1, блок Т1 работает изолировано на линию >У2. При
этом теряется мощность длительностью
АРдТС! = 85 МВт,
4*
•
223
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 02 во время ремонта выключателя 09
приводит к отключению линии ШЗ и АТС1. При этом теряется
мощность длительностью
ДРдТС1 = 8 ^ МВт>
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}2 и ремонте выключателя (}10
отключается АТС1, блок ТЗ и АТС2. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч и
ДРдтС 1 , АТС2 = 4 5 0 •°>85 = ЗЭ2'5 МВт>
Т у = ° '5 ч-
Отказ выключателя (^2 во время ремонта выключателя (^11
приводит к отключению линии ^ 5 и АТС1. При этом теряется
мощность длительностью
Д?АТС1 = 8 5 МВт>
т (/ = 0.5 ч.
При отказе выключателя (^2 и ремонте выключателя (212
отключается АТС1, а блок Т1 работает изолировано на линии
и
У/2, что приводит к потере мощности длительностью
ДРдТС1 = 8 ^ МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (^2 во время ремонта выключателя (^13
приводит к отключению АТС1 и работе блока Т2 изолировано на
линию №3. При этом теряется мощность длительностью
ДРДТС1 = 8 ^ МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 02 и ремонте выключателя (}1 4 блок ТЗ
работает изолировано на линию АУ4, а АТС1 и АТС2 отключаются,
что приводит к потери мощности длительностью
АРАТС1, АТС2 = 4 5 0 •0<8 5 = 3 8 2 ,5 МВт,
- отказ выключателя ()3
224
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (23 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению блока Т З. Отключение
блока ТЗ приводит к потере мощности в течении времени
ДРТЗ = 300 МВт, Ту = 1,5 ч.
Отказ выключателя (23 во время ремонта выключателя (21, (22
или (24 приводит к отключению блока ТЗ. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5ч.
При отказе выключателя (23 и ремонте выключателя (25
отключается блок ТЗ и линия >^2, что приводит к потере мощности
длительностью
ДРт з = 3 0 0 М В т ,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя (23 во время ремонта выключателя (26
приводит к отключению блока ТЗ и АТС1. При этом теряется
мощность длительностью
дРуЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5ч и ДРдтС1 =
МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (23 и ремонте выключателя
отключается блок ТЗ, что приводит к потере мощности
(27
ДРТЗ = 3 0 0 МВт.
Длительность аварийной ситуации определяем по (11.19), так как
Т в{ = 6 0 ч > Тру = 3 6 ч.
Т у = 0,5 •Тру + Тпуск = 0»5 •3 6 + 5 = 23 ч,
где ТПуск “ продолжительность пуска блока в зависимости от
исходного состояния (таблица 4.5).
Отказ выключателя (23 во время ремонта выключателя (28
приводит к отключению блока ТЗ и работе блока Т1 изолировано на
225
линию МУ2'. Отключение блока ТЗ приводит к потере мощности в
течении времени
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5ч.
При отказе выключателя (23 во время ремонта выключателя (29
отключается блок ТЗ. АТС1 работает изолированно на линию \УЗ.
Отключение блока ТЗ приводит к потери мощности в течении
времени
ДРТЗ = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя (23 во время ремонта выключателя (210
приводит к отключению блока ТЗ и АТС2. Время простоя блока
определяем по (11.19), а время простоя АТС2 по (11.18).
Для блока имеем
ДРтз = 300 МВт,
Т у = 0,5 ■Тру + Тпуск = 0*5 •3 6 + 5 = 23 ч.
Для АТС2 имеем
ДРдТС2 =
МВт, Т у = 0,5 •Тру = 0,5 •3 6 = 18 ч.
При отказе выключателя (23 во время ремонта выключателя (211
отключается блок ТЗ и линия ^ 5 , что приводит к потере мощности в
течении времени
ДРтз = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5ч.
Отказ выключателя (23 во время ремонта выключателя (212
приводит к отключению блока ТЗ и работе блока Т1 изолировано на
линии
и \^2. При этом теряется мощность длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (23 во время ремонта выключателя (213
отключается блок ТЗ и
АТС1. При этом блок Т2 работает
изолировано на линию ШЗ. Потери мощности и длительности простоя
составляют
А^ТЗ = 300 МВт,
Т у = 1,5ч и ДРдтс^ = 8 5 МВт,
226
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (}3 во время ремонта выключателя (}14
приводит к отключению блока ТЗ и работе АТС2 изолировано на
линию )У4. Потери мощности и длительность простоя составляют
ДРТЗ = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
- отказ выключателя (}4
Отказ выключателя (}4 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии ^ 5 .
Отключение линии ^ 5 приводит к потере мощности в течении
времени
Д Р ^ 5 = 3 * Рг, ном + $макс,пер ' С05(Р “ 4 •Рлэп,доп =
= 3 • 3 0 0 + 4 5 0 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (}4 во время ремонта выключателя (}1, (}2
или 03 приводит к отключению линии \У5. При этом теряется
мощность длительностью
ДРуу5 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (}4 во время ремонта выключателя (}5
приводит к отключению линий \У2 и ^ 5 . При этом теряется
мощность длительностью
^Р\/У2,М5 = 3 ■Рг,ном + $макс,пер ' созф - 3 •Рлэп,доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0,85 - 3 •300 = 382,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}4 во время ремонта выключателя (}6
отключается линия ^ 5 и АТС1. При этом теряется мощность
длительностью
ДРАТС1 1 5макс, пер •соз ф - 1,4 •
- 1 , 4 •2 5 0 •0,85 | 85 МВт,
ном •соз ф = 4 5 0 •0,85 Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (}4 во время ремонта выключателя (}7
приводит к отключению линии У/5 и блока ТЗ. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (^4 во время ремонта выключателя (}8
отключается линия ЦШ а блок Т1 работает изолированно на линию
Щ/Й При этом теряется мощность длительностью
^Р\/У5 = 2 •Р г , ном + ^макс, пер ‘ созф — 3 ■Рдэп, доп =
= 2 ■3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 3 •3 0 0 = 8 2 ,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (^4 во время ремонта выключателя (^9
приводит к отключению линии XV5 и работе АТС1 изолированно на
линию \УЗ. При этом теряется мощность длительностью
_о
п
ДЧ/У5 — I
, 5м акс,п ер -со зф
“г, ном |
ч п
^
' лэп, доп —
4 5 0 •0,8 5
= 3 •3 0 0 + ------ - --------- 3 ■3 0 0 = 1 9 1 ,2 5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (^4 во время ремонта выключателя (^10
отключается линия )У5, блок ТЗ и АТС2. При этом теряется мощность
длительностью
Д Р тз = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч,
АРд ТС2 = ^макс, пер ' соз ф - 1,4 •5 д т с #ном “С05 Ф ~ 4 5 0 •0 ,85 - 1 , 4 •2 5 0 •0 ,8 5 = 8 5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (^4 во время ремонта выключателя (^11
приводит к отключению линии \У5. При этом теряется мощность
длительностью
При отказе выключателя (}4 во время ремонта выключателя 012
отключается линия ^ 5 , а блок Т1 работает изолировано на линии Л\^1
и )У2. При этом теряется мощность длительностью
= ^ * Рг, ном + $макс, пер ’ 0 0 5 Ф —2 •РлЭп, д0п =
= 2 ■300 + 450 •0,85 - 2 •300 = 382,5 МВт,
Ту = 0,5 ч.
Отказ выключателя (}4 во время ремонта выключателя (}13
приводит к отключению линии \У5 и АТС1. Блок Т2 работает
изолированно на линию АУЗ. При этом теряется мощность
длительностью
^РАТС1 = ^макс, пер ' С05 Ф —1,4 ■
ном •соз ф = 450 •0,85 —
- 1 ,4 •250 •0,95 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}4 во время ремонта выключателя 01 4
отключается линия
и АТС2. Блок ТЗ работает изолировано на
линию >У4. При этом теряется мощность и длительность аварийной
ситуации будет такой же как и в предыдущем режиме, т.е.
ДРдТС2 =
МВт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ выключателя (}5
Отказ выключателя 0 5 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии )У2 и блока Т1.
Отключение линии ЧУ2 и блока Т1 приводит к потере мощности в
течении времени
ДРТ1 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 5 во время ремонта одного из
выключателей 01, 02, 03, 04, 06, 07, 09, 010, 011, 013 или 0 1 4
отключается линия \^2 и блок Т1, что приводит к потере мощности в
течении времени
ДРТ1 = 300 МВт,
Отказ выключателя 0 5
Т у = 1,5 ч.
во время ремонта выключателя 0 8
229
приводит к отключению линии У/2 и блока Т 1. Длительность
аварийной ситуации определяем по (11.19), так как Т в ^ = 6 0 ч >
Тру = 36 ч. Таким образом потеря мощности и ее длительность
составляют
ДРТ1 = 3 0 0 МВт,
Т « = 0,5 ■Тру + Тпуск = 0,5 •3 6 + 5 = 23 ч.
Отказ выключателя (^5 во время ремонта выключателя Ц12
приводит к отключению линий \У1, АУ2 и блока Т1. Потери мощности
и ее длительность составляют
ДРТ1 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч,
ДР,до1,\/у2 = 8 2,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ выключателя <26
Отказ выключателя (^6 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии >УЗ и АТС1.
При этом теряется мощность длительностью
а р АТС1
= 5макс, пер •соз ф - 1,4 •5дТС ном ■соз ф = 4 5 0 •0,85 - 1 , 4 •2 5 0 •0,85 = 8 5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (^6 во время ремонта одного из
выключателей <}1, (}3, (}4, (}5, (}7, (}8, (}10, (}11, (}12 или (}14
отключается линия У/3 и АТС1, что приводит к потере мощности в
течении времени
ДРАТС1 =
МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}6 во время ремонта выключателя (}9
отключается линия ^ 3 и АТС1, что приводит к потере мощности в
течении времени
АРАТС1 = 8 5 МВт,
ДРШЗ = 8 2 «5 МВт,
230
Т у = 0,5 ч,
Т у = 1 8 ,0 ч.
Отказ выключателя (26 во время ремонта выключателя 02
приводит к отключению линии \УЗ и АТС1. Длительность аварийного
отключения
АТС1
определяем
по
(11.18),
так
как
Тв< = 60 ч > Тру = 36 ч. Таким образом потеря мощности и ее
длительность составляют
АРдТС! = 85 МВт,
ы Т у = 0,5 • Тру = 0,5 •3 6 = 18 ч.
При отказе выключателя (26 во время ремонта выключателя (213
отключается линия >УЗ, АТС1 и блок Т2. Потери мощности и ее
длительность составляют
ДРТ 2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч,
ДРдТС1 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ выключателя ф7
Отказ выключателя (27 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению блока ТЗ и АТС2. При
этом теряется мощность длительностью
ДРТ З = 300 МВт,
Д?АТС2 = 85 МВт,
Т у = 1,5 ч,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 0 7 во время ремонта выключателей (21, (22,
(24, (25, (26, (28, (29, (211, (212 или (213 приводит к отключению блока
ТЗ и АТС2. При этом теряется мощность длительностью
ДРТЗ = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч,
Д?АТС2 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (27 во время ремонта выключателя (23
приводит к отключению блока ТЗ и АТС2. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТз = 300 МВт, Т у = 0,5 •Т ру + Т пуСк = 0,5 •36 + 5 = 23 ч,
231
ДРдтС2 = ^
МВт,
Т у — 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 7 во время ремонта выключателя 010
приводит к отключению блока ТЗ и АТС2. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт,
ДРдТС2 = 85 МВт,
Т у = 1,5 ч,
Т у = 0,5 •Тру — 0,5 •36 = 18 ч.
Отказ выключателя 0 7 во время ремонта выключателя 014
приводит к отключению линии ^ 4 , блока ТЗ и АТС2. При этом
теряется мощность длительностью
ДРТЗ = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч,
ДРдТС2 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ выключателя (}8
Отказ выключателя 0 8 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению блока Т1 и линии XVI.
При этом теряется мощность длительностью
ДРТ1 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 8 во время ремонта выключателя 01
отключается блок Т1 и линии XVI и \У2. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ1 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч,
ДРШ1,Ш2 - 8 2 >5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 0 8 во время ремонта выключателей (22, (23,
<Н ^6, 0 7 , 0 9 , 0 1 0 , 0 1 1 , 0 1 2 , 0 1 3 или 0 1 4 приводит к отключению
линии XVI и блока Т1. При этом теряется мощность длительностью
ДрТ1 = 3 0 0 МВт,
232
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя (28 во время ремонта выключателя (25
приводит к отключению линии XV1 и блока Т1. При этом теряется
мощность длительностью
Ю
и
,
А Рт! = 300 МВт, Т у = 0,5 •Тру + Тпуск = 0,5 •36 + 5 = 23 ч.
- отказ выключателя (?9
Отказ выключателя (29 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению блока Т2 и линии \УЗ.
При этом теряется мощность длительностью
ДРТ 2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (29 во время ремонта выключателей (21,
(23, (24, (25, (26, (27, (28, (210, С И , (212 или (214 отключаются блок Т2 и
линия >УЗ. При этом теряется мощность длительностью
Д РТ 2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч,
Отказ выключателя (29 во время ремонта выключателя (22
приводит к отключению линии ^ 3 , АТС1 и блока Т2. При этом
теряется мощность длительностью
Д РТ 2 = 300 МВт,
ДРдТС1 = 85 МВт,
Т у = 1,5 ч,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (29 во время ремонта выключателя (213
отключаются блок Т2 и линия ^ 3 . При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ2 = 300 МВт, Т у = 0,5 •Тру + Тпуск =
•36 + 5 = 23 ч.
- отказ выключателя @10
Отказ выключателя (210 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии \У4 и АТС2.
При этом теряется мощность длительностью
Д?АТС2 = 85 МВт,
233
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (ДО во время ремонта выключателей
(21, (22, (24, (25, 0 6 , (28, (29, 0 1 1 , (212 (213 или (214 отключаются АТС2
и линия ЛЛ^4. При этом теряется мощность длительностью
АРдтс 2 =
МВт,
Ту = 0,5 ч.
Отказ выключателя (210 во время ремонта выключателя (27
приводит к отключению линии Ш4 и А ТС2. При этом теряется
мощность длительностью
ДРдТС2 =
МВт,
Ту = 0,5 •Тру = 0,5 ■36 = 18 ч.
При отказе выключателя (210 во время ремонта выключателя (23
отключаются АТС2, линия \\^4 и блок ТЗ. При этом теряется
мощность длительностью
ДРтз = 300 МВт, Ту = 0,5 •Тру + Тдуск = 0>5 •36 + 5 = 23 ч,
ДРдТС2 = 85 МВт> Т у = 0,5 ■Тру = 0,5 •36 = 18 ч.
- отказ выключателя (}11
Отказ выключателя 0 1 1 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии Ш5. При этом
теряется мощность длительностью
^Р\/У5 = 3 1Рг, ном + $макс, пер * С05 Ф — 4 •Рлэп, доп =
= 3 ■300 + 450 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателя 0 1
приводит к отключению линии ^ 5 , а блок Т1 работает изолировано на
линии XVI и Ш2. При этом теряется мощность длительностью
^УУ1,УУ2 — 2 Рг, ном + $макс, пер ' созф — 2 ■РЛэп, доп =
= 2 •300 + 450 ■0,85 - 2 •300 = 382,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателя 0 2
234
отключается линия \\^5, АТС1, а блок Т2 работает изолировано на
линию У/3. При этом теряется мощность длительностью
ЛРАТС1 = 5макс, пер •соз ф - 1,4 •5дТ С ном •С05 ф = 450 •0,85 - 1 , 4 •250 •0,85 = 85 МВт,
Тк = 0,5 ч.
Отказ выключателя (211 во время ремонта выключателя (23
приводит к отключению линии ЧУ5, АТС2, а блок ТЗ работает
изолировано на линию ^ 4 . При этом теряется мощность
длительностью
Д Р дТ С 2 =
МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (211 во время ремонта выключателя (24
отключается линия
При этом теряется мощность длительностью
ДРуу5 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 •Тру = 0,5 •36 = 18 ч.
Отказ выключателя (211 во время ремонта выключателя (25
приводит к отключению линии \У5, а блок Т1 работает изолировано
на линию \\И. При этом теряется мощность длительностью
ДР\/У5 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (211 во время ремонта выключателя (26
отключается линия >У5, а блок Т2 работает изолировано на линию \УЗ.
При этом теряется мощность длительностью
ДРуу5 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (21! во время ремонта выключателя (27
приводит к отключению линии ^ 5 , АТС2 работает изолировано на
линию \У4. При этом теряется мощность длительностью
ДРуУБ = 3 * ^г, ном + (5макс, пер *С05 ф )/2 — 3 •Рлэп, доп =
= 3 •300 + (4 5 0 •0 ,8 5 )/2 - 3 •300 * 191,25 МВт,
235
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателя 0 8
отключаются линии
и XVI. При этом теряется мощность
длительностью
А*\У1,Ш5 = | ' рг,ном + $м акс,п ер ' 005 Щ— г? ’ Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 3 •3 0 0 = 3 8 2 ,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателя 09
приводит к отключению линии
и блока Т 2. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТ 2 = 3 0 0 МВт, Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателя 0 1 0
отключаются линии \У5 и Щ4: При этом теряется мощность
длительностью
ДР\/У4, Ш5 = 3 ' Рг, ном + $макс, пер •со з <р — 3 •Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 ■0 ,8 5 - 3 ■3 0 0 = 3 8 2 ,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 1 во время ремонта выключателей 0 1 2 ,
0 1 3 или 0 1 4 приводит к отключению линии ЩШ При этом теряется
мощность длительностью
ДРуу5 = 8 2 ,5 МВт,
Т у = 0 ,5 ч.
- отказ выключателя (}12
Отказ выключателя 0 1 2 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии XVI. При этом
теряется мощность длительностью
Л Р Ш = 8 2 ,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 2 во время ремонта выключателя 0 1
отключается линия XVI, а блок Т1 работает изолировано на линию ^ 2 .
При этом теряется мощность длительностью
236
ДР\У1 — 2 •РГ/ ном + 5Макс, пер * созср
3 •Рлэп, доп —
= 2 •300 + 4 50 •0,85 - 3 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя 012 во время ремонта выключателя (}2
приводит к отключению линии XVI и АТС1. Блок Т2 работает
изолировано на линию ХУЗ. При этом теряется мощность
длительностью
ДРАТС1 = 5макс, пер * соз ф - 1,4 •З д щ ном •со5 ф = 4 50 •0,85 - 1 , 4 •250 •0,85 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}12 во время ремонта выключателя (}3
отключается линия XVI, АТС2, а блок ТЗ работает изолировано на
линию ^ 4 . При этом теряется мощность длительностью
АрАТС2 = $макс, пер '
С05 Ф
— 1,4 •
ном •соз ф = 450 •0,85 —
4 - 1 , 4 •250 •0,85 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (212 во время ремонта выключателя (24
приводит к отключению линий ^ 5 и XVI. При этом теряется
мощность длительностью
АРуУ1, Ш5 = 3 ■?г, ном + $макс, пер ’ С05 Ф — 3 •Рлэп, доп =
= 3 ■3 0 0 + 4 5 0 •0,85 - 3 •300 = 382,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе выключателя (}12 во время ремонта выключателя (}5
отключается линия XVI и блок Т1. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ1 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя (}12 во время ремонта выключателя (}6
приводит к отключению линий XVI, а блок Т2 работает изолировано
на линию ХУЗ. При этом теряется мощность длительностью
237
ДР\/У1 = 2 ' Рг, ном + ^макс, пер ’ С05Ф — 3 * Рлэп, доп = 2 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 3 •300^ = 8 2 ,5 М Вт,
Ту = 0,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 2 во время ремонта выключателя 07
отключается линия XVI, а А Т С 2 работает изолировано на линию ХУ4.
При этом теряется мощность длительностью
АР\/У1 = I ' Ш ном +
макс, пер ' с05 ф)/2 1 3 •РЛэп, доп =
= 3 •3 0 0 + (4 5 0 ■0 ,8 5 )/ 2 - 3 ■3 0 0 = 1 9 1 ,2 5 М Вт,
Ту = 0 ,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 2 во время ремонта выключателя 0 8
приводит к отключению линии XVI. При этом теряется мощность
длительностью
АрДО1 = 3 1 Р г , ном + $м акс, пер ' С05 Ф — 4 •Рлэп, доп =
= 3 ■3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Ту = 0 ,5 ■Тру = 0 ,5 ■3 6 = 1 8 ч .
При отказе выключателя 0 1 2 , во время ремонта выключателя 0 9 ,
отключается линия XVI и блок Т 2 . При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ 2 = 3 0 0 М Вт,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 2 во время ремонта выключателя 0 1 0
приводит к отключению линий XVI и XV4. При этом теряется
мощность длительностью
^РХ/У1, Ш4 = 3 •Рг, ном + $макс, пер ‘ соз Ф — 3 ■РЛэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 3 •3 0 0 = 3 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0 ,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 2 во время ремонта выключателей
ОН» 0 1 3 или 0 1 4 отключается линия XVI. При этом теряется
мощность длительностью
238
Д?Ш1 = 3 ‘ рг, ном + 5макс, пер ■соз ф - 4 •Рлэп, ДОп = 3 ■300 + 450 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Ту = 0,5 ч.
- отказ выключателя @13
Отказ выключателя 0 1 3 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению блока Т2. При этом
теряется мощность длительностью
ДР?2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (213 во время ремонта выключателя 01
отключается блок Т2, а блок Т1 работает изолировано с линиями ^ 1 и
\У2. При этом теряется мощность длительностью
ДРТ2 = 300М Вт,
АРДО1,
Т у = 1,5 ч,
= 2 ‘ Рг, ном + ^макс, пер * 005 Ф ~ 3 •Рлэп, доп =
= 2 •300 + 4 5 0 •0,85 - 3 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (213 во время ремонта выключателя (22
приводит к отключению блока Т2, а АТС1 работает изолировано на
линию ^ 3 . При этом теряется мощность длительностью
ДРТ 2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (213 во время ремонта выключателя (23
отключается блок Т2 и АТС2, а блок ТЗ работает изолировано на
линию
При этом теряется мощность длительностью
ДРТ2 = 300 МВт,
Т у = 1,5 ч,
АРдТС2 = $макс, пер * С08 Ф “ 1#4 •5д тс#ном •со§ <р= 450 •0,85 —
- 1 , 4 •250 •0,85 = 85 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ выключателя (213 во время ремонта выключателя 0 4
приводит к отключению блока Т2 и линии ^ 5 . При этом теряется
239
мощность длительностью
ДРТ2 = 300 МВт,
Ту- = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 3 во время ремонта выключателя 05
отключается блок Т2, а блок Т1 работает изолировано на линию XVI.
При этом теряется мощность длительностью
ДРТ2 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя ЩЩ во время ремонта выключателя 06
приводит к отключению блока Т2 и линии А\^3. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТ2 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 3 во время ремонта выключателя 07
отключается блок Т2, а АТС2 работает изолировано на линию
При этом теряется мощность длительностью
ДРТ2 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
Отказ выключателя 0 1 3 во время ремонта выключателя 0 8
приводит к отключению блока Т2 и линии XVI. При этом теряется
мощность длительностью
ДРТ2 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя 0 1 3 во время ремонта выключателя 0 9
отключается блок Т2. При этом теряется мощность длительностью
ДРТЗ = 3 0 0 МВт, Т у = 0,5 •Т ру + Тпуск = 0,5 ■3 6 + 5 = 23 ч.
Отказ выключателя 0 1 3 во время ремонта выключателя 0 1 0
приводит к отключению блока Т2 и линии Ш4. При этом теряется
мощность длительностью
ДРт2 = 3 0 0 МВт,
240
Т у = 1,5 ч.
При отказе выключателя (213 во время ремонта выключателей
(211, (212 или (214 отключается блок Т2. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ 2 = 3 0 0 М Вт,
Т у = 1 ,5 ч.
- отказ выключателя @ 14
Отказ выключателя (214 при нормальном режиме работы всех
элементов схемы ОРУ приводит к отключению линии ^ 4 . При этом
теряется мощность длительностью
ДРуу4 = 3 •Рг#ном + $макс, пер * 005 ф “ 4 •Рлэп, доп =
= 3 ■3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0 ,5 ч.
При отказе выключателя (214 во время ремонта выключателя (21
отключается линия ХУ4, а блок Т1 работает изолировано на линии XVI
и ^ 2 . При этом теряется мощность длительностью
АРщ., \Ы2,Ш4 = 2 •Рг, ном + $макс, пер ' С05 Ф ~ 2 •Рлэп, доп =
= 2 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 2 •3 0 0 = 3 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0 ,5 ч.
Отказ выключателя (214 во время ремонта выключателя (22
приводит к отключению линии ХУ4 и А ТС 1, а блок Т2 работает
изолировано на линию \УЗ. При этом теряется мощность
длительностью
АРДТС1 = $макс, пер ' С05 Ф — 1#4 •5дтс, ном ’ 005 Ф = * 5 0 •0,85 —1,4 •250 •0,85 = 85 МВт,
Ту = 0,5 ч.
При отказе выключателя (214 во время ремонта выключателя (23
отключается линия ^ 4 , блок ТЗ и А ТС2. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ З * 3 0 0 М В т,
241
Ту в 1 ,5 ч,
= 2 •300 + 4 5 0 •0,85 - 3 •3 0 0 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе линии УУ1 во время ремонта выключателя 02
происходит ее отключение.
При
этом
теряется
мощность
длительностью
ДРуу1 = 3 ■Рг, ном + Змакс, пер ’ с05 Ф — 4 •Рлэп, доп =
I 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 ■3 0 0 = 8 2 ,5 МВт,
Т н = 0,5 ч.
Отказ линии №1 во время ремонта выключателя 0 3 приводит к ее
отключению. При этом теряется мощность длительностью
Д Р ^ 1 = 3 •Рг, ном + $ Макс, п е р ' со5 Ф — 4 ■Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 МВт,
Т н | 0,5 ч.
При отказе линии \Л/"1 во время ремонта выключателя 0 4
происходит ее отключение.
При этом
теряется
мощность
длительностью
= 3 ' Рг, ном + $макс, пер ’ С05 Ф ~ 4 •Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ линии
во время ремонта выключателя 0 5 приводит к ее
отключению и отключению блока Т 1 п При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ1 = 3 0 0 МВт,
Т у = 1,5 ч.
При отказе линии
во время ремонта выключателей 0 6 , 0 7
или 0 1 1 происходит ее отключение. При этом теряется мощность
длительностью
ДРШ
= 3 •Рг< ном + 5 макс> пер •со з ф - 4 •Рл эп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
244
Т у = 0,5 ч.
Отказ линии УУ1 во время ремонта выключателей (28, (29 или
010 приводит к ее отключению. При этом теряется мощность
длительностью
= 3 •Рг, ном + $макс, пер " соз ф —4 ■Рлэп, доп =
= 3•300 + 450 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе линии УУ1 во время ремонта выключателей (212, (213
или (214 происходит ее отключение. При этом теряется мощность
длительностью
АРу!/! = 3 •Рг#ном + $макс, пер ' созср —4 •Рлэп, доп =
= 3• 300 + 450 •0,85 - 4• 300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ линии 1У2
Отказ линии У/2 при нормальном режиме работы всех элементов
схемы ОРУ приводит к потере мощности длительностью
АР\У2 = 3 •Рг, ном + $макс, пер * С05Ф ~ 4 •Рлэп, доп =
= 3 •300 + 450 •0,85 - 4• 300 = 82,5 МВт,
Ту = 0,5 ч.
При отказе линии №2 во время ремонта выключателей (21, (22,
(23, (24, (25, (26, (27, (29, (210, (211, (213 или (214 происходит ее
отключение. При этом теряется мощность длительностью
АР\/У2 = 3 ' Рг, ном + $макс, пер * 005 Ф ~ 4 ' Рлэп, доп =
= 3 •300 + 450 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Ту = 0,5 ч.
Отказ линии №2 во время ремонта выключателя (28 приводит к ее
отключению и отключению блока Т1. При этом теряется мощность
длительностью
ДРТ1 = 300 МВт,
Ту = 1,5 ч.
При отказе линии УЫ2 во время ремонта выключателя (212
происходит ее отключение и изолированная работа блока Т1 на линию
ДО1. При этом теряется мощность длительностью
ДР\/У2 = 2 •Рг, ном + $м акс, пер ' С03 Ф — 3 ■Рлэп, доп =
= 2 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 3 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0,5 ч.
- отказ линии №3
Отказ линии ШЗ при нормальном режиме работы всех элементов
схемы О РУ приводит к потере мощности длительностью
ДР\/УЗ = | ' Рг, ном + $м акс, пер ‘ с о зф — 4 ■Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 1 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 ■3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Т у | 0,5 ч.
При отказе линии ШЗ, во время ремонта выключателей И 0 3 ,
0 4 , 0 5 , 0 6 , 0 7 , 0 8 , 0 9 , 0 1 0 , 0 1 1 , 0 1 2 , или 0 1 4 происходит ее
отключение. При этом теряется мощность длительностью
ДР\/УЗ = 3 •Рг, ном + $м акс, пер ' со8 Ф — 4 ■Рлэп, доп =
= 3 ■3 0 0 1 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
Т у = 0 ,5 ч.
Отказ линии щ | во время ремонта выключателя 0 2 приводит к ее
отключению и отключению А Т С 1. При этом теряется мощность
длительностью
ДРАТС1 = ^макс, пер ’ соз ф - 1 ,4 •З д щ н ом ‘ с08 Ф = 4 5 0 •0 ,8 5 - 1 , 4 •2 5 0 •0 ,8 5 = 8 5 М Вт,
Т у = 0 ,5 ч.
Отказ линии ШЗ во время ремонта выключателя 0 1 3 приводит к
ее отключению и отключению блока Т 2. При этом теряется мощность
длительностью
гг
ДРТ2 = 3 0 0 М Вт,
- ——
Т у = 1,5 ч.
- отказ линии Щ
Отказ линии М 4 при нормальном режиме работы всех элементов
246
схемы ОРУ приводит к потере мощности длительностью
ЛР\/У4 = 3 •Рг#ном + $макс, пер ’ С05 Ф —4 •Рлэп, доп =
= 3• 300 + 450 •0,85 - 4• 300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
При отказе линии УЫА во время ремонта выключателей (21, (22,
04, (25, (26, (28, (29, (210, 011, (212, (213 или 01 4 происходит ее
отключение. При этом теряется* мощность длительностью
ДР^
4
= 3 •Рг#ном + $макс, пер ’ С05 ф “ 4 •Рлэп, доп =
= 3• 300 + 450 •0,85 - 4 •300 = 82,5 МВт,
Т у = 0,5 ч.
Отказ линии 1У4 во время ремонта выключателя (27 приводит к ее
отключению и отключению АТС2. При этом теряется мощность
длительностью
ДРАТС2 | 5 макс, пер |соз <р 1 1 , 4 •5дТ с Ном ' с05 Ф = 4 5 0 ' 0 ,8 5 ”
- 1 , 4 •2 5 0 •0 ,8 5 = 8 5 МВт,
Т » = 0,5 ч.
При отказе линии №4 во время ремонта выключателей (23
происходит ее отключение, а так же отключение блока ТЗ и АТС2.
При этом теряется мощность длительностью
ДРТз = 300 МВт,
Ту = 1,5 ч,
АРдТС2 = $макс, пер " С05 Ф - 1 , 4 •5дтс, ном *С05 Ф = 450 •0,85 - 1 ,4 •250 •0,85 = 85 МВт,
-
отказ линии
Ту = 0,5 ч.
ЙР5
Отказ линии №5 при нормальном режиме работы всех элементов
схемы ОРУ приводит к потере мощности длительностью
АРдо5 = 3 * Рг, ном + $макс, пер * созф - 4 •Рлэп, доп =
= 3 •300 + 450 •0,85 - 4 •300 ■ 82,5 МВт,
247
Т у ж 0,5 ч.
При отказе линии Ш5 во время ремонта выключателей 0 1 , 02,
0 3 , 0 4 , 0 5 , 0 6 , 0 7 , 0 8 , 0 9 , 0 1 0 , 0 1 1 , 0 1 2 , 0 1 3 или 0 1 4 происходит ее
отключение. При этом теряется мощность длительностью
^ РШ5 = 3 •Рг, ном + $макс, пер ' со зф - 4 ■Рдэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 ■0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 МВт,
Ту = 0,5 ч.
-отказ сборной шины А1
Отказ шины А1 при нормальном режиме работы всех элементов
схемы ОРУ приводит к отключению выключателей 0 1 , 0 2 , 0 3 и 04.
При этом сохраняется нормальный режим работы.
При ремонте выключателей 0 1 , 0 2 , 0 3 или 0 4 и отказе шины А1
сохраняется нормальный режим работы.
Ремонт выключателя 0 5 во время отказа шины А1 приводит к
отключению линии УУ2. При этом происходит потеря мощности
ДР\/У2 = 3 ‘ Рг, ном + $макс, пер ‘ 0 0 5 Ф ~ 4 •Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 ■3 0 0 = 8 2 ,5 МВт.
Длительность аварийной ситуации определяем по формуле
(11.16), так как Т в ; = Т в А1 = 5,5 ч < Т р;- = Т рЦ
= 3 6 ч.
т
_ -г
Т У “ Т в,А 1 ~
5,52
2
------- = 5 ' 5 ~ о " о(: = 5 »0 8 ч-
т р ,0 5
2 ‘ 36
Ремонт выключателя 0 6 во время отказа шины А1 приводит к
отключению АТС1. При этом происходит потеря мощности
^ РАТС1 = ^макс, пер •соз ф - 1,4 ■5 д т с , ном ■со з ф = 4 5 0 •0,8 5 - 1 , 4 •2 5 0 ■0 ,8 5 = 8 5 МВт.
т .. — т
Ц ~ *в ,А 1
гр
2
в,А 1
„ и
ЧТт------- = 5 ,
1 ТР ,06
248
О
5,5
5 =
2 - 36
5 , 0 8 ч.
При ремонте вы клю чатся 07 во время отказа шины А1
отключается блок ТЗ. При этом происходит потеря мощности
ДРТЗ = 3 0 0 МВт.
Длительность аварийной ситуации рассчитываем по (11.17), так
как Тв , — ТВ(Д 1 = 5,5 ч <
= Тр ^ 7 = 3 6 ч.
1 1 1 1 1И 1 1 Ш 1 1 1 В 1 1 1 1 §
Ремонт выключателя @8 во время отказа шины А1 приводит к
изолированной работе блока Т1 на линию УУ2. При этом сохраняется
нормальный режим работы всей схемы.
При ремонте выключателя 0 9 во время отказа шины А1
изолированно работает АТС1 на линию ШЗ. При этом сохраняется
нормальный режим работы всей схемы.
Ремонт выключателя ШЖ во время отказа шины А1 приводит к
отключению блока ТЗ и АТС2. При этом теряется мощность
Д Ртз = 3 0 0 МВт.
Длительность аварийного простоя блока ТЗ рассчитываем по
(11.17), так как ТВ1- 1 Т в||§ = 5,5 ч < ||| = Тр^ 10 = 3 6 ч.
1
■
И
- 2 - ^
+
Н
1 1
-
|
^
ч'
ДРАТС1 ~ ^макс, пер ’ С08 Ф — 1.4 •Здтс^ ном •соз ф = 4 5 0 •0,85 —
- 1 , 4 •2 5 0 •0,8 5 = 85 МВт,
Щ=
Ч
т в А 12
5 ,5 2
ТВ1А1
- 22 7Т Тр ^^ -10
Т = 5,5 “ 2 - 3 6 = 5’08 ч>
Ремонт в'ыключателя 0 1 1 во время отказа шины А1 приводит к
отключению линию \№5. При этом теряется мощность
249
Ар\/У5 = 3 ' Рг, н о м + $макс, пер ' с05 ф ~ 4 •Рлэп, доп = 3 •300 + 4 5 0 ■0,85 - 4 ■3 0 0 = 82,5 МВт.
Длительность аварийной ситуации рассчитываем по формуле
(11.16), так как Тв * = Т в Д1 = 5,5 ч < Тру = Тр ( щ = 36 ч.
Т„ А 12
5 .5 2
При ремонте выключателя 0 1 2 во время отказа шины А1
изолированно работает блок Т1 на линии \/У1 и У/2. При этом теряется
мощность продолжительностью
Ар\/У1,Ш2 = 2 ■Рг,ном + ^макс,пер ‘ созф — 3 •Рлэп,доп =
= 2 •300 + 450 •0,85 - 3 •3 0 0 = 82,5 МВт,
Ть- = 5,08 ч.
Ремонт выключателя 0 1 3 во время отказа шины А1 приводит к
изолированной работе блока Т2 на линию УУЗ и отключению АТС1.
При этом теряется мощность продолжительностью
ЛРАТС1 = 5макс, пер •соз ф - 1,4 •5дТС/ ном •соз ф 1 4 5 0 •0,85 - 1 ,4 •2 5 0 •0,85 = 8 5 МВт,
Тн = 5,08 ч.
При ремонте выключателя 0 1 4 во время отказа шины А1
изолированно работает блок ТЗ на линию \/У4, а АТС2 отключается.
При этом теряется мощность продолжительностью
АРАТС2 = ^макс, пер 1с°5 ф — 1,4 •5 д т с ( ном •соз ф = 4 5 0 •0,85 - 1 , 4 •2 5 0 •0,85 = 85 МВт,
Т у = 5,08 ч.
-отказ сборной шины А2
В нормальном режиме работы всех элементов схемы ОРУ отказ
шины А2 приводит к отключению выключателей 0 1 1 , 0 1 2 , 0 1 3 и
0 1 4 . При этом остаются в работе все блоки, АТС и линии
250
электропередачи.
При ремонте выключателя 0 1 и отказе шины А 2 блок Т1
работает изолировано на линии Ш 1 и Ш 2. При этом происходит
потеря мощности продолжительностью
ДРШ ,Ш 2 = 2 ' рг,н о м + 5 макс, пер •со з ф - 3 •РЛэп, доп —
= 2 •3 0 0 + 4 5 0 ■0 ,8 5 - 3 ■3 0 0 = 8 2 ,5 МВт,
Т у = Т в, А 2 -
^
= 5 ,5 -1 ^
= 5 ,0 8 4 .
Ремонт выключателя 0 2 при отказе шины А 2 приводит к
отключению АТС1 и изолированной работе блока Т 2 на линию \УЗ.
При этом происходит потеря мощности длительностью
^ РАТС1 = 5м акс, пер ' со5 Ф — 1 ,4 ■5 д т с ( ном •со з ф = 4 5 0 •0 ,8 5 —
- 1 , 4 •2 5 0 •0 ,8 5 = 8 5 МВт,
ТУ = Т.,Д2 -
Тв Д 22
2
^
5 ,5 2
= 5 ,5 - —
= 5 ,0 8 ,.
При ремонте выключателя 0 3 и отказе шины А 2 блок ТЗ
работает изолировано на линию Ш 4, а А Т С 2 отключается. При этом
происходит потеря мощности продолжительностью
АРАТС2 = ^макс, пер ' со5 Ф ~ 1 ,4 •|р||. ном •со з ф = 4 5 0 •0 ,8 5 - 1 , 4 •2 5 0 •0 ,8 5 = 8 5 МВт,
„
1
|
1 Т в ' А2
Т в ,А 2 2
2 • Тр( а з .
_
5 ,5 2
гп л
2 •3 6 “ 5 ,0 8 Ч-
Ремонт выключателя 0 4 при отказе шины А2 приводит к
отключению линии М 5 . При этом происходит потеря мощности
длительностью
251
ДРуу5 ~ ? ' РГ, ном + 5м акс, пер ‘ С05 Ф 1 1 ' Рлэп, д оп = 3 ■3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 ( 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М Вт,
|
=Т».А2-
т в А 22
2
^
= I
5 .5 2
- Г 3 6
= « в ,.
При ремонте выключателя 0 5 и отказе шины А 2 блок Т1
работает изолировано на линию ЩЩ При этом остаю тся в работе все
блоки, АТС и линии электропередачи.
Ремонт выключателя 0 6 при отказе шины А 2 приводит к
изолированной работе блока Т 2 на линию ШЗ. При этом остаются в
работе все блоки, АТС и линии электропередачи.
При ремонте выключателя 0 7 и отказе шины А 2 А Т С 2 работает
изолировано на линию Ш 4. При этом остаю тся в работе все блоки,
АТС и линии электропередачи.
Ремонт выключателя 0 8 при отказе шины А 2 приводит к
отключению линии Ш 1. При этом происходит потеря мощности
продолжительностью
ДР^ 1 = 3 •РГ( лом + §м акс, пер ' С05 ф — 4 •Рдэп, д оп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0 ,8 5 - 4 •3 0 0 = 8 2 ,5 М В ъ
Тв д2 2
Т у = Т в, А2 -
1 т р ,0 8
5 52
= 5 '5 -
2 - 36
= 5 '0 8 ч -
При ремонте выключателя 0 9 и отказе шины А 2 отключается
блок Т 2. При этом теряется мощность
Д Р т з = 3 0 0 М Вт.
Длительность аварийного простоя блока ТЗ рассчитываем по
(11.17), так как Т в * = Т в А1 = 5 ,5 ч < Т р;- = Т р^ 9 = 3 6 ч.
Т?
с г2
Т </ = Т В,А1 - о Т т
- - + т пуск = 5 ,5 - - Ц — + 1 ,8 = 6 , 9 ч.
* р ,0 9
2-36
252
Ремонт выключателя 0 1 0 при отказе шины А2 приводит к
отключению линии Ш4. При этом происходит потеря мощности
продолжительностью
ДРуу! = 3 •РГ) ном + 8Макс, пер ' С05 Ф — 4 ' Рлэп, доп =
= 3 •3 0 0 + 4 5 0 •0,85 - 4 •3 0 0 = 82,5 МВт,
т в А 22
5,52
При ремонте выключателя 0 1 1 и отказе шины А2 в работе
остаются все блоки, АТС и линии электропередачи.
При ремонте выключателей 0 1 2 , 0 1 3 или 0 1 4 и отказе шины А2
сохраняется нормальный режим работы.
Результаты расчета надежности схемы ОРУ-ЗЗО кВ сведены в
таблицу 11.5.
По данным таблицы 11.5, по формуле (11.20), произведем расчет
средней длительности аварийной ситуации для каждого значения
потерянной передаваемой или генерирующей мощности ДР:
- ДР = 82,5 МВт
У оц •Ц) ■Ту = 0,129 •0,748 •0,5 ■4 + 0,129 •0,018 х
х (0,5 •23 + 18 •5) + 0,219 •0,018 •0,5 •2 + 0,235 •0,018 •18 +
+0,163 •0,018 ■0,5 + 1,4 •0,748 •0,5 •5 + 1,4 •0,018 ■0,5 •63 +
+0,04 •0,018 •5,08 •7 = 3,948---- .
год
- ДР = 85 МВт
У О), •щ Ту = 0,129 •0,018 •0,5 •14 + 0,129 •0,748 •0,5 +
0,129 •0,018 •18 + 0,08 •0,748 ■0,5 + 0,08 •0,018 •0,5 •10 + 0,08 х
253
Таблица 11.5 - Таблица расчетных связей рассматриваемой схемы ОРУ-ЗЗО кВ
О тказав­
Теряемая мощ ность ( ДР, М В т ,) и длительность аварии, (Т у, ч ) в режимах
ший 1— Й
1
Ремонтны х для выклю чателей, ц р = 0,018
Чн =
элем ент
год
= 0,748
94
95
96
97
98
92
99 0 1 0 011 0 1 2 0 1 3
рз
91
300,0
82,5
82,5 82,5 82,5 82,5 85,0 300,0 300,0 191,25 1,5 382,5 82,5 85,0
0,129
<31
0,5
0,5
0,5
0,5
18,0
0,5
1,5
1,5
0,5
0,5
85,0
0,5
0,5
0,5
85,0
<52
0,080
85,0
85,0
0,5
0,5
-
85,0
0,5
85,0
0,5
300,0
85,0
85,0
0,5
85,0
85,0
1,5
85,0
85,0
0,5
18,0
300,0
0,5
0,5
382,5
0,5
0,5
254
1,5
0,5
300,0
<?з
0,163
300,0
1,5
300,0 300,0
1,5
1,5
-
300,0 300,0
1,5
1,5
1,5
85,0
0,5
300.0
85,0
300,0 300,0 300,0 23.0
23,0
1,5
1,5 85.0
0,5
18.0
300,0
300,0 300,0
1,5
1,5
1,5
85,0
0,5
300,0
<34
0,129
82,5
82,5
82,5
82,5
0,5
0,5
0,5
0,5
-
382,5 85,0
0,5
0,5
300,0 82,5 191,25
1,5
0,5
0,5
1,5
82,5
85,0
18,0
382,5 85,0
0,5
0,5
0,5
300,0
<}5
0,219
300,0
1,5
300,0 300,0 300,0 300,0
1,5
1,5
1,5
1,5
-
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 1,5
23,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5 82,5
0.5
300,0
1,5
Продолжение таблицы 11.5
Теряемая мощность ( ДР, М В т ,) и д л и т е л ь н о с т ь аварии, (Т^-.ч) в режимах
1
год
Ян =
= 0 ,7 4 8
Ремонтных для выключателей, <?р = 0 ,0 1 8
91
92
85,0
18,0
85,0
0.5
85,0
0,5
*
0,163
300,0
1.5
85.0
0,5
0.219
300,0
1.5
09
0,219
300,0
1.5
300,0 300,0
1,5
1,5
85,0 85,0
0,5
0.5
300,0
1,5 300,0
82,5
1,5
0,5
300,0
300,0 1,5
1,5 85,0
0.5
0,235
85,0
0,5
85,0
0,5
0,129
*
85,0
0.5
382,5 85,0
0.5
0.5
о
о
О
Оч
0,235
О
00
Отказав­
ший 1—й
элемент
0П
85,0
0,5
93
85,0
0,5
94
85,0
0,5
95
96
85,0
0,5
-
300,0 300,0 300,0 300,0
23.0
1,5
1,5
1,5
85,0 85,0 85,0 85,0
0.5
0.5
0.5
0.5
07
85,0
0,5
-
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0
1,5
23,0
1.5
1,5
1,5
98
-
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0
1.5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
300.0
23.0 85,0
85.0
0,5
18.0
85,0 82,5
0.5
18.0
85.0
18.0
09
85,0
85,0
0.5
82,5
0,5
18,0
300,0 300,0
1,5
1,5
85,0 85,0
0,5
0.5
85,0
0,5
910
012
013
300,0
85,0 85,0 85,0
1,5
85,0
0,5
0,5
0,5
0.5
300,0 300,0 300,0 300,0
1,5
1,5
1,5
1,5
85.0 85,0 85,0 85,0
18.0
0.5
0.5
0.5
ОН
014
85,0
0,5
300,0
1.5
85,0
0.5
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0 300,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
-
85,0
0,5
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0
23,0
1,5
1,5
1,5
1,5
85,0
0,5
85,0
0,5
82,5
0.5
82,5 191,25 382,5 300,0 382,5
1,5
0.5
0.5
0.5
0.5
-
85,0
0,5
85,0
0,5
85,0
0,5
85,0
0,5
-
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
Продолжение таблицы 11.5
О тказав­
ший /— й
элем ент
Теряемая мощ ность ( ДР, М В т ,) и д л и т е л ь н о с т ь авар и и , (Т 1;-, ч ) в режимах
1
го д
<312
0,129
(^13
0,163
<214
0,129
XVI
1,400
Ш
1,400
т
1,400
ш
1,400
^5
1,400
Ремонтны х для выклю чателей, д р =
Ян =
=
0,748
82,5
0.5
300,0
91
82,5
0.5
300,0
<32
85,0
0.5
93
85,0
0.5
300,0
0,018
010 О И
94
97
98
09
<35 9 6
382,5 300,0 82,5 191,25 82,5 300,0 382,5 82,5
0.5
1,5
0.5
0.5
18.0^ 1.5
0.5
0.5
82,5
0.5
82,5
300,0 1|5 300,0 300,0 300,0 300,0
1,5 85,0
1,5
1,5
1,5
1,5
0.5
0.5
300,0
382,5 85,0
1,5 382,5 82,5 82,5 85,0
85,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
Ш)
82,5 82,5 82,5 82,5 300,0 82,5 82,5
0.5
0.5
0.5
0.5
1,5
0.5
0.5
82,5 82,5 82,5 82,5 82,5 82,5 82,5
0.5
0.5
300,0 82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
85,0
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
0.5
0.5
0.5
300,0
0.5
82,5
82,5
82,5
0,5
0,5
0,5
1,5
85,0
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
0.5
82,5
0.5
1,5
82,5
0,5
82,5
1,5
82,5
012
013
014
-
82,5
0.5
82,5
300,0 300,0 300,0 300,0 300,0
23,0
1,5
1,5
1,5
1,5
382,5 300,0 82,5
0,5
1,5 18,0
82,5
82,5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
-
0.5
300,0
1,5
82,5
82,5
0,5
0,5
82,5
82,5
82,5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0,5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
1ПГ
300,0 82,5
0.5
0.5
0.5
1,5
0.5
-
0.5
82,5
1|5
82,5
0,5
0.5
82,5
0.5
0.5
0.5
82,5
82,5
82,5
85,0
82,5
82,5
82,5
82,5
0,5
0,5
0,5
0,5
82,5
0,5
85,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
82,5
0,5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
82,5
0.5
Окончание таблицы 11.5
Отказав­
ший 1—й
элемент
Теряемая мощность ( АР, М В т,) и д л и те л ь н о сть аварии, (Т у , ч ) в режимах
1
год
Ремонтных для выключателей, д р =
Яи =
=
0,748
А1
0,040
-
А2
с9мо
-
91
82,5
5.08
92
85,0
5.08
93
85,0
5.08
94
82,5
5.08
95
96
82,5
5,08
85,0
5,08
300,0
6,9
-
-
-
97
0,018
910 О П
98
99
82,5
5.08
300,0
6|9 82,5
85,0 5,08
5.08
300,0 82,5
6,9 5,08
912 913
014
82,5
5,08
85,0
5,08
85,0
5,08
-
-
-
х 0,018 •18 + 0,163 •0,018 •0,5 •15 + 0,163 ■0,018 •18 •2 + 0,163 х
х 0,748 •0,5 + 0,219 •0,018 •0,5 + 0,235 •0,748 ■0,5 •2 + 0,235 X
х 0,018 •0,5 ■23 + 0,235 •0,018 •18 •3 + 1,4 ■0,018 •0,5 •4 + 0,04 х
х 0,018 ■5,08 ■6 = 0,885— .
год
- ДР = 191,25 МВт
^ о); •ху ■Ту = 0,129 ■0,018 •0,5 •4 = 0,0046
-ДР = 300 МВт
X «о* ■4} ■Ту =0,129-0,018-10+0,08 •0,018 •1,5 ■2 + 0,163 ■0,748 х
х 1,5 •3 + 0,163 •0,018 •1,5 ■35 + 0,163 •0,018 ■23 ■4 + 0,219 х
х 0,748 •1,5 ■3 + 0,219 ■0,018 ■1,5 •36 + 0,219 •0,018 ■23 •3 +
+0,235 •0,018 •1,5 + 0,235 ■0,018 ■23 + 1,4 •0,018 •1,5 ■4 +
+0,04 ■0,018 •6,93 •3 = 2,492 — .
год
-ДР = 382,5 МВт
2 Щ ' V ' ТУ = 0»129' °»018 •0,5 •13 + 0,08 •0,018 ■0,5 •2 я
= 0,0165 — .
год
Определим
электроэнергии
по
формуле
(11.21)
258
среднегодовой
недоотпуск
,
.
\ V
6200
ДМ = (Т Г) уст/8760) •/ АР{ •о)( •Ц) • Т у =
х
82,5 ■3,948 + 85 •0,885 + 191,25 •0,0046 + 300 •2,492 +
+ 3 8 2 ,5 •0,0165
= 817979,6
кВт •ч
год
Определим по формуле (1 1.22) ожидаемый среднегодовой ущерб
от недоотпуска электроэнергии
У = ус •№ = 15 •817979,6 = 1 2 2 6 9 6 9 4 тг.
259
Литература
1 Проектирование схем электроустановок/ Ю. Н. Балаков,
М. Ш. Мисриханов, А. В. Шунтов. - 2 изд., стереот. - М.:
Издательский дом МЭИ, 2006. - 288 с.
2 Околович М. Н. Проектирование электрических станций. - М.:
Энергоиздат, 1982. - 400 с.
3 Баков Ю. В .
Проектирование электрической части
электростанций с применением ЭВМ. - М.: Энергоатомиздат,
1 9 9 1 .- 2 7 2 с.
4
Нормы
технологического
проектирования
тепловых
электрических станций ВНТП-81. — М.:
1981. 141 с.
ш\у\у.сотр1ехс1ос.га
5 Методические указания к курсовому проекту по дисциплине
«Основы проектирования электрических станций» для студентов
специальности 210140 «Электрические станции»/ Л. И. Кургузова,
Н. Н. Кургузов, Ю. А. Леньков. - Павлодар: Изд. ПГУ им. С.
Торайгырова, 2003. - 66 с.
6 Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и
подстанций. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат,
1 9 8 7 .-6 4 8 с.
7 Нормы минимальных допустимых нагрузок энергоблоков
150 - 1200 МВт. СО 34.25.503 - 2003 - 4 с.
8 ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные. Общего
назначения.
Допустимые
нагрузки. - М.: Стандартанформ,
2009. - 38 с.
9 Неклепаев Б. Н., Крючков ПИ. П. Электрическая часть
электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового
и дипломного проектирования. 4-е изд., перераб. и доп. — М.:
Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
10 Леньков Ю. А. Справочные материалы по силовым
трансформаторам: учебное пособие по курсовому и дипломному
проектированию. - Павлодар: Кереку, 2013 - 153 с.
11 Леньков Ю. А. Справочные материалы по выключателям и
разъединителям
переменного
тока
высокого
напряжения:
методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию.
- Павлодар: Кереку, 2012. - 88 с .
12 Савоськин Н. Е. Надежность электрических систем. Учебное
пособие. - Пенза: 2004. - 101 с.
13 Короткие замыкания и выбор электрооборудования: учебное
пособие для вузов / И. П. Крючков, В. А. Старшинов, Ю. П. Гусев и
260
др.; под ред. И. П. Крючкова, В . А. Старшинова. - М .: Издательский
дом МЭИ, 2 0 1 2 .- 5 6 8 с.
14 Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и
подстанций/ Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В . Чиркова. - М .:
Издательский центр «Академия», 2004. - 408 с.
15 Леньков Ю. А., Хожин Г. X . Выбор коммутационных
аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств
электрических станций и подстанций. - Павлодар. Изд-во 111 У ,
2 0 0 2 .-2 1 0 с.
16 Каталог Реакторное оборудование. зуе1.ги.
17
ОАО
Холдинговая
компания
«Электрозавод».
Номенклатурный каталог 2016 г. \\г\у\у.е1ек1гогауо<1ги.
18 Сдвоенные реакторы. кгауепег§о.ги.
19 Реакторы РТСТС до 35 кВ. кгауепег§о.ги.
20 Реакторы РТСТС до 35 кВ. \улулу.сотр1ес1ргот.ги.
21 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания
и выбору электрооборудования / Под ред. Б. Н. Неклепаева. - М .: Издво НЦ ЭНАС, 2001. - 152 с.
22 Правила устройства электроустановок Республики Казахстан.
- Астана. 2003. - 592 с.
23 Леньков Ю. А., Барукин А. С. Справочные материалы по
измерительным трансформаторам и турбогенераторам: учебное
пособие по курсовому и дипломному проектированию для студентов
электроэнергетических специальностей. - Павлодар: Кереку, 2015. 183 с.
24 Долин А. П., Шонгин Г. Ф. Открытые распределительные
устройства с жесткой ошиновкой. М.: Энергоатомиздат,
1 9 8 8 .-1 9 2 с.
25 Справочник по проектированию электрических сетей и
электрооборудования/Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. - М.:
Энергоатомиздат, 1991. - 464 с.
26
Электротехнический
справочник:
В
4
т.
Т.2.
Электротехнические изделия и устройства/ Под общ. ред.
профессоров МЭИ (гл. ред. И. Н. Орлов) -9 -е изд., стер. - М.:
Издательство МЭИ, 2003. - 518 с.
27 Справочник по проектированию электрических сетей/Под ред.
Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с.
28 Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и
подстанций. —М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.
261
Приложение А
(справочное)
Нормы систематических
масляных трансформаторов
нагрузок
и
аварийных
перегрузок
Таблица
А.1
Допустимые
систематические
нагрузки
трансформаторов с системами охлаждения М и Д____________________
1Ч
0ОХЛ= —20°С
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
2,0
+
+
+
1,99
1,96
1,93
1,89
1,85
1,79
4,0
1,70
1,69
1,67
1,66
1,64
1,62
1,60
1,57
6,0
1,56
1,55
1,54
1,54
1,53
1,51
1,50
1,48
8,0
1,48
1,48
1,47
1,47
1,46
1,45
1,45
1,43
12,0
1,41
1,40
1,40
1,40
1,40
1,39
1,39
1,38
24,0
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
0,90
1,00
0,5
1,0
1,00
бох; = —10°С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,5
+
+
+
+
+
+
+
+
1,0
+
+
+
+
+
+
+
1,95
2,0
1,95
1,92
1,90
1,87
1,83
1,79
1,75
1,69
4,0
1,62
1,61
1,60
1,58
1,56
1,54
1,52
1,48
6,0
1,49
1,48
1,47
1,46
1,45
1,44
1,42
1,40
8,0
1,41
1,41
1,40
1,40 ° 1,39
1,38
1,37
1,36
12,0
1,34
1,34
1,33
1,33
1,33
1,32
1,31
1,31
24,0
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
262
Продолжение таблицы А.1
0ВИ = 0°С
к,
14
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
0,5
+
+
+
+
+
+
+
+
1,0
+
+
+
+
+
1,99
1,91
1,80
1,00
2,0
1,86
1,83
1,80
1,77
1,74
1,69
1,64
1,56
4,0
1,54
1,53
1,51
1,50
1,48
1,46
1,43
1,38
6,0
1,41
1,40
1,39 '
1,38
1,37
1,36
1,34
1,31
8,0
1,34
1,33
из
1,32
1,31
1,30
1,29
и?
12,0
1,27
1^6
1,26
иб
1,25
1,25
1,24
1,22
24,0
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,00
и = 10°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
0,5
+
+
+
+
+
+
+
1,84
1,0
+
+
+
2,00
1,94
1,86
1,76
1,60
2,0
1,76
1,73
1,70
1,67
1,63
1,58
1,51
1,40
4,0
1,46
1,44
1,43
1,41
1,39
1,36
1,32
6,0
1,33
1,32
1,31
1,30
1,29
1,27
1,24
и5
ио
8,0
1,26
иб
1,25
1,24
1,23
иг
1Д0
1,17
12,0
1,19
1,19
1,18
1,18
1,17
1,16
1,15
1,13
24,0
1,08
1,08
1,08
1,08
1,08
1,08
1,08
1,08
0« и, = 20°С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
+
+
+
+
+
1,98
1,81
1,00
1,0
+
1,97
1,92
1,87
1,80
1,71
1,57
1,00
2,0
1,66
1,63
1,60
1,56
1,51
1,45
1,35
1,00
4,0
1,37
1,35
1,34
1,32
1,29
1,25
1,19
1,00
| 6,0
1,25
1,24
из
и1
1,20
1,17
1,13
1,00
263
Окончание таблицы А.1
0ох„ = 20°С
1ч
8,0
1
0,25
0,40
1,18
1,17
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1,17
1,16
1,15
1,13
1,09
1,00
1,09
1,09
1,08
1,06
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
0,50
12,0
1Д1
1,10
1,10
24,0
1,00
1,00
1,00
И
1ч
= 3 0 °с
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
+
+
+
+
1,92
1,76
1,27
-
1,0
1,89
1,84
1,79
1,73
1,64
1,51
1,12
-
2,0
1,55
1,52
1,48
1,44
1,38
1,29
1,02
-
4,0
1,28
1,26
1,24
1,21
1,18
1,12
0,97
-
6,0
1,16
1,15
1,13
1,12
1,09
1,05
0,95
-
8,0
1,09
1,08
1,08
1,06
1,05
1,02
0,94
-
12,0
1,02
1,02
1,01
1,00
0,99
0,97
0,92
-
24,0
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
-
Ш
1ч
1 40°С
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
+
+
1,94
1,84
1,69
1,26
-
-
1,0
1,75
1,70
1,64
1,56
1,44
1,08
-
-
2,0
1,43
1,39
1,35
1,30
1,21
0,96
.
-
4,0
1Д7
1,15
1,13
1,09
1,04
0,89
-
-
6,0
1,06
1,05
1,03
1,01
0,97
0,86
.
-
8,0
1,00
0,99
0,98
0,96
0,93
0,85
.
-
12,0
0,93
0,92
0,91
0,90
0,88
0,84
_
.
24,0
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
-
-
264
Г.
Таблица
А.2
—
Допустимые
систематические
нагрузки
трансформаторов с системой охлаждения ДЦ_________________________
®охп = —20°С
14
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,5
+
+
+
+
1,0
1,79
1,77
1,76
1,74
0,70
0,80
0,90
1,00
1,85
1,82
1,78
1,74
1,72
1,69
1,66
1,63
2,0
1,61
1,61
1,60
1,59
1,57
1,56
1,54
1,52
4,0
1,47
1,46
1,46
1,45
1,45
1,44
1,43
1,42
6,0
1,40
1,40
1,40
1,39
1,39
1,39
1,38
1,37
8,0
1,37
1,36
1,36
1,36
1,36
1,36
1,35
1,35
12,0
1,33
1,33
1,32
1,32
1,32
1,32
1,32
1,32
24,0
1,26
1,26
1,26
1,26
1,26
о
°охл = —10°С
1,26
1,26
1,26
0,90
1,00
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,5
+
+
+
1,80
1,77
1,74
1,70
1,65
1,0
1,72
1,70
1,69
1,67
1,65
1,62
1,59
1,55
2,0
1,55
1,54
1,53
1,52
1,51
1,49
1,47
1,44
4,0
1,41
1,40
1,40
1,39
1,38
1,38
1,37
1,35
6,0
1,34
1,34
1,34
1,33
1,33
1,32
1,32
1,31
8,0
1,31
1,30
1,30
1,30
1,30
1,29
1,29
1,28
12,0
1,27
1,27
1,26
1,26
1,26
1,26
1,26
1,25
24,0
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
0,80
0,90
1,00
0ОХЛ 1 0°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,5
1,79
1,77
1,75
1,72
1,69
1,66
1,61
1,56
1,0
1,65
1,63
1,61
1,59
1,57
1,54
1,51
1,46
2,0
1,48
1,47
1,46
1,45
1,44
1,42
1,40
1,36
265
Окончание таблицы А.2
0ОХЛ =
0°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
4 ,0
1,34
1,34
1,33
1,33
1,32
1,30
6 ,0
1,28
1,27
1,27
1,31
1,26
1,28
1Д4
1,23
8 ,0
1,28
1,24
1,24
12,0
1,20
1,24
1,20
1,27
1,24
1,20
1,20
ио
и з
1,20
1,19
1,19
24,0
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,14
1,25
1,23
1,21
Оохл = Ю°С
к,
1ч
0,5
1.0
2,0
4,0
6 ,0
8 ,0
12,0
24,0
Таблица
1 1 ■ ■
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1,71
1,57
1,41
1,28
1,21
1,18
1,14
1,07
1,69
1,55
1,40
1,27
ш
1,18
1,14
1,07
1,67
1,54
1,39
1,27
1,21
1,17
1,14
1,07
1,64
1,52
1,38
1,26
и о
1,17
1,13
1,07
1,61
1,49
1,36
1,25
1,20
1,17
1,13
1,07
1,57
1,46
1,34
1,24
1,19
1,16
1,13
1,07
1,52
1,42
1,31
1,22
1,18
1,15
1,12
1,07
1,44
1,35
1,26
1,19
1,15
1,13
1,11
1,07
А.З
^^
Допустимые
систематические
иллаждения д ц и 1Д
нагрузки
1шами
Оохл = 20°С
1ч
0,5
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1,63
1,60
1,58
1,55
1,52
1,47
1,41
1,00
1,00
1,0
1,49
1,47
1,454
1,43
1,40
1,37
1,31
2,0
1,34
1,33
1,32
1,30
1,28
1,26
1,22
1,00
4,0
1,21
1,20
1,19
1Д9
1,18
1,16
1,13
1,00
6,0
1,15
1,14
1,14
1,13
1,13
1,12
1,10
1,00
8,0
1,11
1,11
1,10
1,10
1,10
1,09
1,00
12,0
1,07
1,07
1,07
1,07
1,06
1,06
1,05
1,04
1,00
24,0
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
266
Окончание таблицы А.З
0<ИО1 = 30°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
1,54
1,51
1,49
1,46
1,42
1,36
1,21
-
1,0
1,41
1,39
1,37
1,34
1,31
1,26
1,12
|
2,0
1,26
1,25
1,24
1,22
1,20
1,16
1,05
-
4,0
1,13
1,13
1,12
1,11
1,10
1,07
0,99
-
6,0
1,07
1,07
1,6
1,06
1,05
1,03
0,97
-
8,0
1,04
1,03
1,03
1,03
1,02
1,00
0,96
-
12,0
0,99
0,99
0,99
0,99
0,98
0,97
0,94
-
24,0
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
-
0Охл | 40°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
1,45
1,42
1,39
1,36
1,31
1,19
-
-
1,0
1,32
1,30
1,28
1,25
1,20
1,10
-
-
2,0
1,18
1,17
1,15
1,13
1,10
1,01
-
-
4,0
1,05
1,04
1,04
1,02
1,00
0,94
-
• -
6,0
0,99
0,99
0,98
0,97
0,96
0,91
-
-
8,0
0,96
0,95
0,95
0,94
0,93
0,89
■'ййк;
-
12,0
0,91
0,91
0,91
0,90
0,89
0,87
-
-
24,0
0,84
0,84
0,84
0,84
0,84
0,84
-
-
Обозначение (+) указывает на то, что допускается любое
значение 1,5 < К2 < 2,0 по согласованию с заводом изготовителем
трансформатора.
Значения К2 > 1,5 также допускаются по согласованию с
заводом изготовителем трансформатора.
267
Таблица А.4 1 Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с
классом напряжения до 110 кВ включительно и системами
охлаждения М и Д
___________________________________ '
®о*л = —20°С
к,
1ч
0,70
0,80
0,90
0,25
0,40
0,50
0,60
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
4,0
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
6,0
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
8,0
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
12,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
24,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
®охп = —10°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
4,0
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,7
6,0
1,7
1,7
1,7
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
8,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
12,0
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
0 = о°г
°ОХЛ —
и
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,9
1,8
268
Продолжение таблицы А.4
е™
1ч
= о°с
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
4,0
1,7
1,7
1,7
Щ
1,7
1,7
1,6
1,6
6,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,5
8,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
12,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
во*п = 10°С
к,
1ч
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
2,0
4,0
2,0
1,9
1,6
2,0
1,9
1,6
2,0
1,9
1,6
2,0
1,9
1,6
2,0
1,8
1,6
2,0
1,8
1,6
2,0
1,8
1,5
6,0
1,5
1,4
1,5
1,4
1,5
1,4
1,5
1,4
1,5
1,4
1,4
8,0
1,5
1,4
1,9
1,7
1,5
1,4
1,4
1,4
12,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
24,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
Оохл = 20°С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2 ,0
2,0
2,0
2,0
1.0
2,0
2,0
1,8
1,5
2,0
1,8
1,5
2,0
1,7
1,5
1,8
1,7
1,4
1,8
1,6
1,4
6,0
1,4
2,0
1,8
1,5
1,4
2,0
1,7
4,0
2,0
1,8
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
8,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
12,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
24,0
1,3
1,3
и
1,3
и
1,3
1,3
1,3
269
и
Окончание таблицы А.4
0 - = 30°С
1ч
к,
0,25
2,0
2,0
1,8
1,4
1,3
1,2
1,2
1,2
0,40
2,0
2,0
1,7
1,4
1,3
1,2
1,2
1,2
0,60 0,70
0,50
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,6
1,7
1,7
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
и
1,2
1,2
1Д
0охл = 40°С
0,25
0,5 . 2,0
1,0
2,0
2,0
1,6
4,0
1,3
6,0
1,2
8,0
1,2
12,0
1,1
24,0
1,1
0,40
2,0
0,50
2,0
0,60
2,0
1,9
1,9
1,9
1,6
1,3
1,2
1,1
1,1
1,1
1,6
1,3
1,2
1,1
1,1
1,1
1,5
1,3
1,2
1,1
1,1
1,1
0,5
1,0
2,0
4,0
6,0
8,0
12,0
24,0
0,80
2,0
1,9
1,6
1,3
1,3
и
1,2
и
0,90
2,0
1,8
1,5
и
1,3
1,2
1,2
и
1,00
1,9
1,7
1,4
и
и
и
и
1,2
к,
1ч
0,70
2,0
1,8
1,5
и
и
1,1
1,1
1,1
1,00
1,7
1,4
1,3
0,80
2,0
1,7
1,4
1,2
0,90
1,9
1,6
1,3
и
Г,2
и
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Таблица А.5 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с
классом напряжения до 110 кВ включительно и системой охлаждения
ж ______________
'
0ОХ„ Ш—20°С
1ч
К,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0 ,80
0,90
1,00
0,5
2,0
2,0
2,0
2,0
1,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,8
1,9
1,8
1,9
1,8
1,9
1,8
1,9
1,8
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
4,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,7
1,6
6,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
8,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
270
Окончание таблицы А.5
0охл = —2 0 °С
1ч
к,
0,25
0 ,4 0
0,50
0,60
0,7 0
0,8 0
0 ,9 0
12,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,00
1,00
бохл = “ Ю °С
1ч
к,
0,25
0 ,4 0
0,5 0
0 ,6 0
0,7 0
0,8 0
0,9 0
0,5
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,8
1,8
1,8
1,0
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,7
1,6
2 ,0
1,7
1,7
1,7
1,6
1,6
1,6
1,6
4 ,0
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
6 ,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
8,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
12,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,00
бохл 1 0°С
1ч
к,
0,25
0 ,4 0
0 ,5 0
0,6 0
0 ,7 0
0,8 0
0,9 0
0,5
1,9
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,0
1,8
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,6
2 ,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,5
4 ,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
6,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
8 ,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
12,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
2 4 ,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
Таблица А.6 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с
классом напряжения до 110 кВ включительно и системой охлаждения
Д Ц иЦ __________________________________________________________
и
II
0,5
о
О
1
сх>
14
К,
0,25
0 ,4 0
0 ,5 0
0,6 0
0 ,7 0
0,8 0
0 ,9 0
1,00
1,8
1,8
1,8
1,8
1,7
1,7
1,7
1,6
271
Продолжение таблицы А.6
0охл = Ю °С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
1,0
1,7
0,70
0,80
0,90
1,7
1,7
1,6
1,6
1,6
1,6
2,0
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,00
4,0
1,4
1,4
1,4
1,4 •'
1,4
1,4
1,4
1,4
6,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
8,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
12,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
24,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
6ОХ„ = 20°С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,6
1,6
1,5
1,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
2,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
4,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
6,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
8,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
12,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
24,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
0<ш, = 30°С
1ч
К,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
1,7
1,6
1,6
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
2,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
4,0
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
6,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
8,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
12,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
24,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
272
Окончание таблицы А.6
0<ил = 40°С
1ч
0,5
1,0
2,0
4,0
6,0
8,0
12,0
24,0
к,
0,25
0,40
0,50
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,4
и
1,2
и
1,2
и
1,4
1,3
и
1,2
1,2
и
1,4
1,3
1,3
и
и
1Д
1,2
0,60
1,5
0,70
0,80
0,90
1,00
1,5
1,5
1,4
1,3
1,4
1,3
1,3
1,2
1,2
1,4
1,3
1,3
1,4
1,4
1,3
1,4
1,3
1,3
1,3
1,2
Ш
и
1,2
1Д
1,2
1,2
1,2
1,2
1,3
1,2
1Д
и
и
1,2
1Д
1,2
1Д
1,2
и
Таблица А.7 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с
классом напряжения свыше 110 кВ и системами охлаждения М и Д
Оохл= зо°с
14
0,5
1,0
2,0
4,0
6,0
8,0
12,0
24,0
14
0,5
1,0
2,0
4,0
6,0
8,0
12,0
24,0
к,
0,25
2,0
1,9
1,6
1,4
и
и
и
и
0,25
2,0
1,7
1,5
1,3
и
и
1,1
1,1
0,40
2,0
1,8
1,6
1,3
1,3
1,2
и
и
0,40
2,0
1,7
1,5
1,3
1,2
1,2
1,1
1.1
0,50
2,0
1,8
1,5
1,3
1,3
и
0,60
2,0
1,7
1,5
1,3
1,3
1Д
и
1,2
1Д
и
вохп = 40°С
к,
0,50
0,60
1,8
1,9
1,7
1,6
1,4
1,4
1,2
1,3
1,2
и
1.1
1,1 с
1,1 1 1.1
1,1 1 1.1
273
0,70
1,9
1,7
1,5
1,3
1,3
1Д
1,2
0,80
1,8
1,6
1,4
1,3
1,2
0,70
1,7
1,6
1,4
и
1,2
1,1
0,80
1.6
1.5
1.3
1,2
1,2
1,1
1,1
1.1
1,1
и
и
и
1,2
и
0,90
1,7
1,5
1,4
1,3
1,2
1,2
1,2
1Д
1,00
1,6
1,5
1,3
1,3
1,2
1,2
1,2
1,2
0,90
1,5
1,4
1,3
1,2
1,1
1,1
1.1
1,1
1,00
1,4
1,3
1,2
1,2
1,1
1,1
1,1
1,1
Таблица А.8 - Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с
классом напряжения свыше 110 кВ и системами охлаждения ДЦ и Ц
0ОХЛ= 30°С
1ч
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,7 0
0 ,80
0,90
1,00
0,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,3
1,0
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
и
и
2,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
и
1Д
1,1
4,0
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
6,0
Ш
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
и
и
и
1,3
8,0
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1
12,0
1,2
1Д
1,2
и
1,2
и
1,2
24,0
1,2
1,2
и
ш
1,2
1,2
и
и
и
и
и
Оохл
*ч
_ГД
Л
= 4 0 °С
к,
0,25
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
0,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,2
1,0
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,2
и
и
и
2,0
1,2
1,2
1,2
1,2
1Л
и
1,2
4,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1Д
1,1
1,1
1,1
6,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
8,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1Д
1,1
12,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1Д
1,1
1,1
1,1
24,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
274
Приложение Б
(справочное)
Таблица Б1 - Реакторы токоограничивающие сухие трехфазные серии Рг'С Т напряжением 6 - 1( кВ
Электроди­
Термическая
намическая
Тип реактора
стойкость
1ф, НОМ» кВ 1р, ном» А х р, ном» Ом
стойкость
1х , кА
*дин> кА
*т>с
С вертикальным расположением фаз
РТСТ-6 -2 0 0 -2 ,0 УЗ
6
2,00
4,3
1,7
200
1,30
4,2
10,8
РТ С Т -10 - 2 0 0 - 1 3 УЗ
10
Р Т С Т -1 0 -2 5 0 -0 ,8 7 УЗ
250
0,87
8,0
20,5
Р Т С Т -1 0 (6 М 0 0 -0 ,3 5 УЗ
0,35
Р Т С Т -1 0 (6 )-4 0 0 -0 ,4 УЗ
0,40
10,0
25,5
Р Т С Т -10(6)-400-0,45 УЗ
0,45
Р Т С Т -10(6)-400-0,5 6 УЗ
0,56
3
9,3
23,6
10(6)
400
РТСТ -1 0 (6 )-4 0 0 -0 ,7 УЗ
0,70
7,6
19,3
1,00
5,4
13,9
Р Т С Т -10(6)-400-1 УЗ
1,40
10,1
Р Т С Т -1 0 (6 И 0 0 -1 ,4 УЗ
3,9
1,60
3,5
8,9
Р Т С Т -10(6)-400-1,6 УЗ
2,00
2,8
Р Т С Т -10(6)-400-2,0 УЗ
7,1
6,4
16,4
500
0,50
6
Р Т С Т -6-500-0,5 УЗ
1
25,0
0,40
9,5
Р Т С Т -6-630-0,4 УЗ
6
630
3
16,0
0,25
16,0
10(6)
Р Т С Т -10(6)-630-0,25 УЗ
40,8
0,28
Р Т С Т -10(6)-630-0Д 8 УЗ
Продолжение таблицы Б1
Г
Тип реактора
Ир, ном» КВ
1р, ном» А
х р, ном» Ом
Термическая
стойкость
1т , кА
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -0 ,3 5 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -0 ,4 УЗ
РТ С Т - 1 0 (6 )-6 3 0 -0 ,4 5 УЗ
Р Т С Т -10 (6 )-6 3 0 -0 ,5 6 УЗ
РТ С Т - 1 0 (6 )-6 3 0 -0 ,7 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -1 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -1,4 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -1,6 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-6 3 0 -2 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,1 4 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,1 8 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,2 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,2 2 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,2 5 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,2 8 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,3 5 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,4 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,4 5 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,5 6 УЗ
С вертикальным расположением фаз
0,35
630
1 0(6)
1000
1т, 1
13,4
0 ,4 0
0 ,4 5
0 ,5 6
0 ,7 0
1,00
1,40
11,2
9,3
7,6
5 ,4
3 ,9
1,60
2 ,0 0
0 ,1 4
3,5
2,8
2 6 ,0
0 ,1 8
0 ,2 0
0 ,2 2
0 ,2 5
0 ,2 8
0 ,3 5
0 ,4 0
0 ,4 5
0 ,5 6
2 2 ,0
2 0 ,5
12,5
19,1
19,5
17,7
14,6
13,0
11,6
9 ,5
3
Продолжение таблицы Б1
Тип реактора
Мр, ном» КВ
1р, ном> А
х р, ном> Ом
Термическая
стойкость
1т , кА
РТСТ-1 0 (6 )-1 0 0 0 -0 ,7 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,1 4 УЗ
Р Т С Т -10(6)-16 0 0 -0 ,1 8 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,2 УЗ
Р Т С Т -10 (6 )-1 6 0 0 -0 ,2 2 УЗ
Р Т С Т -10(6)-1600-0,25 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ^ 8 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,35 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,4 УЗ
Р Т С Т -1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,45 УЗ
РТСТ-1 0 (6 )-1 6 0 0 -0 ,5 6 УЗ
РТ С Т Г-1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,14 УЗ
РТ С Т Г-1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,18 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,2 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,2 2 УЗ
Р Т С Т Г -10(6)-2500-0,25 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,2 8 УЗ
Р Т С Т Г -10(6)-2500-0,35 УЗ
С вертикальным расположением фаз
1000
0,70
0,14
0,18
0,20
0,22
10(6)
0,25
1600
0,28
0,35
0,40
0,45
0,56
С горизонтальным расположением фаз
0,14
0,18
0,20
10(6)
2500
0,22
0,25
0,28
0,35
7,7
26,0
22,0
20,5
19,1
19,5
17,7
14,6
13,0
11,6
9,5
31,0
25,5
23,5
21,7
19,5
17,7
14,6
Электроди­
намическая
стойкость
^т>с
1дин> кА
3
19,8
66,2
56,1
52,2
48,7
49,8
45,2
37,2
33,0
29,7
24,3
6
79,1
65,2
59,9
55,4
49,8
4 5,2
37,2
Окончание таблицы Б1
Тип реактора
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,4 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,4 5 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-2 5 0 0 -0 ,5 6 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,14 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,18 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,2 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,2 2 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,2 5 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,2 8 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,3 5 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,4 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-3 2 0 0 -0 ,4 5 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,1 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,14 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,18 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,2 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,2 2 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 )-4 0 0 0 -0 ,2 5 УЗ
Р Т С Т Г -1 0 (6 1 -4 0 0 0 -0 .3 5 УЗ
Мр, ном» КВ
1р, ном» А
х р, ном» Ом
С горизонтальным расположением фаз
0 ,4 0
2500
0 ,4 5
0 ,5 6
0 ,1 4
3200
10(6)
4000
0 ,1 8
0 ,2 0
0 ,2 2
0 ,2 5
0 ,2 8
0 ,3 5
0 ,4 0
0 ,4 5
0 ,1 0
0 ,1 4
0 ,1 8
0 ,2 0
0 ,2 2
0,2 5
0 ,3 5
Термическая
стойкость
1т , кА
1т» <
13,0
11,6
9,5
3 1 ,0
2 5 ,5
2 3,5
2 1 ,7
19,5
17,7
14,6
6
13,0
11,6
3 9 ,5
3 1 ,0
2 5 ,5
23 ,5
2 1 ,7
19,5
14,6
Таблица Б2 - Реакторы токоограничивающие сухие трехфазные сдвоенные серии
6 - 1 0 кВ
Тип реактора
Р Т С Т С -10 (6 )-2 х 6 3 0 -0 ,4 У 3(1)
Р Т С Т С -10(6)-2х 1000-0,18 У 3(1)
РТСТС- 10(6)-2х 1000-0,28 У 3(1)
Р Т С Т С -10(6)-2х 1000-0,35 У 3(1)
РТСТС- 10(6)-2х 1000-0,4 У 3(1)
Р Т С Т С -10(6)-2х 1600-0,14 У 3(1)
РТ С Т С -10 (6 )-2 х 160 0 -0 ,5 6 У 3(1)
Р Т С Т С -1 0 (6 )-2 х 2 5 0 0 -0 ,14 У 3(1)
РТСТС -Ю (6)-2х250О -0Д У 3(1)
РТСТС- 1 0 (6 )-2 х 2 5 0 0 -0 ,35 У 3(1)
Р Т С Т С -1 0 (6 )-2 х 2 5 0 0 -0 ^ 6 У 3(1)
Р Т С Т С -10 (6 )-2 х 3 0 0 0 -0 ,1 4 У 3(1)
Р Т С Т С -1 0 (6 )-2 х 3 2 0 0 -0 ,18 У 3(1)
Р Т С Т С -10 {6 )-2 х 3 2 0 0 -0 ^ 0 У 3( 1)
Р Т С Т С -1 0 (6 )-2 х 3 5 0 0 -0 ,14 У 3(1)
Ир, ном*
кВ
1р, ном» А
2x630
2x1000
2x1600
10(6)
2x2500
2x3000
2x3200
2x3500
х р, ном» Ом
0 ,40
0,18
0,28
0,35
0 ,40
0 ,14
0 ,56
0 ,14
0 ,20
0,35
0 ,56
0 ,14
0,18
0 ,20
0 ,14
РТСТС
Термическая
стойкость
1т , кА
^т»с
13,0
25,5
17,7
16,5
15,0
31,1
9,6
31,1
23,5
14,6
9,6
31,0
25,6
23,5
15,0
6
напряжением
Электроди­
намическая
стойкость
*дин> кА
33,0
65,1
45,2
4 2 ,0
4 0,0
78,1
24,3
79,1
60,0
37,2
24,3
79,0
65,2
59,8
47,5
Содержание
1
1.1
1.2
1.3
2
3
4
4.1
4.2
4.3
4.4
5
5.1
5.2
6
7.1
7.2
7.3
7.3.1
7.3.2
7.4
7.4.1
7.4.2
Введение
3
Составление структурных схем электрических станций 4
Общие сведения
4
Структурные схемы конденсационных электростанций 5
Структурные схемы теплоэлектроцентралей
Расчет перетоков мощности через трансформаторы
связи
11
Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов
связи и их проверка по нагрузочной способности
14
Технико-экономическое
сравнение
вариантов
структурных схем проектрируемых электроустановок
20
Общие сведения
20
Расчет потерь электроэнергии в элементах
структурных схем
22
Оценка надежности структурных схем КЭС
26
Оценка надежности структурных схем ТЭЦ
31
Выбор способов ограничения токов короткого
замыкания
35
Общие положения по выбору способов ограничения
токов короткого замыкания
35
Примеры выбора токоограничивающих реакторов
42
Расчет токов короткого замыкания
47
Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих
частей
52
Расчетные условия для выбора электрических
аппаратов и токоведущих частей по продолжительным
режимам работы
52
Расчетные условия для проверки электрических
аппаратов и токоведущих частей по режиму короткого
замыкания
54
Выбор коммутационной аппаратуры
62
Основные положения
62
Примеры выбора и проверки электрических аппаратов 64
Выбор
токоведущих
частей
закрытых
распределительных устройств
77
Общие положения по выбору токоведущих частей
закрытых распределительных устройств
77
Примеры выбора и проверки токоведущих частей
закрытых распределительных устройств
91
7.5
7.5.1
7.5.2
7.5.2.1
Т.5.2.2
7.5.2.3
7.5.2.4
7.5.3
7.5.4
7.5.4.1
7.5.4.2
8
8.1
8.2
8.3
9
9.1
9.2
9.3
10
11
11.1
11.2
11.2.1
11.2.2
Выбор
шин
и
токопроводов
открытых
распределительных устройств
Общие сведения
Выбор и проверку жестких шин открытых
распределительных устройств
Выбор и проверка жестких шин по условию нагрева
Проверка
жестких
шин
ОРУ
по
условиям
электродинамической стойкости
Проверка жестких шин ОРУ по условиям короны
Проверка жестких шин по допустимым прогибам
Примеры выбора и проверки жестких токоведущих
частей закрытых распределительных устройств
Выбор гибких шин и токопроводов открытых
распределительных устройств
Общие сведения
Примеры выбора гибких шин и токопроводов
открытых распределительных устройств
Выбор измерительных трансформаторов
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Примеры выбора и проверки
измерительных
трансформаторов
Выбор кабелей
Общие сведения
Выбор кабелей по допустимому току
Примеры выбора и проверки кабелей
Выбор схем собственных нужд 6 и 0,4 кВ
электрических станций
Выбор схем распределительных устройств
Общие сведения о схемах распределительных
устройств применяемых на электрических станциях
Расчет надежности схем распределительных устройств
Общие положения по расчету надежности схем
распределительных устройств
Пример расчета надежности схем распределительных
устройств
Литература
Приложение А
Приложение Б
103
103
105
105
108
115
119
121
132
132
145
163
163
173
174
179
179
183
185
191
200
200
204
204
212
260
262
275
Ю. А. Леньков, А. С. Барукин
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Учебное пособие
Технический редактор 3. Ж. Шокубаева
Ответственный секретарь 3. С. Искакова
Подписано в печать 13.01.2017 г.
Г арнитура Тппез.
Формат 60x90/16. Бумага офсетная.
Уел. печ. л. 16,17 Тираж 300 экз.
Заказ №2931
Издательство «КЕРЕКУ»
Павлодарского государственного университета
им. С.Торайгырова
140008, г. Павлодар, ул. Ломова, 64
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1
Размер файла
5 553 Кб
Теги
elektricheskikh, lenkor, stancii, barukin, proektirovanie, 4498
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа