1 Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

содержание

Задание на проект

Введение

1 Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов схемы проектируемой подстанции

1.2 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

1.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов подстанции

2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, конструкции ОРУ-220 кВ, заземляющего устройства, схемы и трансформаторов собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.2 Выбор выключателей и разъединителей

2.3 Выбор сборных шин

2.4 Выбор токопроводов

2.5 Выбор изоляторов на 10 кВ

2.6 Выбор измерительных трансформаторов

2.7 Выбор электрических аппаратов на 110 кВ

2.8 Конструкция ОРУ-220 кВ

2.9 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд

Список литературы

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Разраб.

Электрическая часть подстанции

500/220/35/10 кВ

Пояснительная записка

Литер

Лист

Листов

Руков.

Желтургузова

У

Группа ЭСП-09з

Н.контр.

Утв.

Введение

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в улучшении структуры производства и передачи электроэнергии.

Важнейшую роль в энергетике выполняют электрические подстанции – электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

В Республике Казахстан, как и во всех странах СНГ, для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока экономично, а также отличается возможностью широкого использования в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

- значение и роль подстанции для энергосистемы;

-положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей;

- категория потребителей по степени электроснабжения;

- перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1 Выбор вариантов и

основного электро

оборудования

подстанции

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов схемы проектируемой подстанции

Определяем нагрузки на шинах подстанции:

МВт (1.1)

МВт

МВт

где Р_н∙max – максимальная активная нагрузка, МВт;

n – количество линий, шт;

k_одн – коэффициент одновременности.

Определяем полную мощность по формуле:

S=P/cosφ (1.2)

МВА

МВ·А

МВА

Таблица 1.1 Значения нагрузок

U, кВт	Р, МВт	Cos φ	S, МВА
		0,9 0,9 0,9

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Далее выбираем два варианта проектируемой мощности подстанции. В обоих вариантах устанавливаем два автотрансформатора напряжением 500/220 кВ.

Далее в первом варианте выбираем два двухобмоточных трансформатора напряжением 220/10 кВ. Во втором варианте два двухобмоточных трансформатора напряжением 35/10 кВ.

Рисунок 1 Структурная схема первого варианта

Рисунок 2 Структурная схема второго варианта

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

1.2 Выбор силовых трансформаторов и

автотрансформаторов

I вариант

Определяем нагрузку автотрансформаторов 500/220 кВ

S_max=S¹⁰+S³⁵+S²²⁰=43+18+349=410 МВ·А

S_тр МВ·А

Принимаем к установке шесть автотрансформаторов типа АОДЦТН-1670000/500/220.

S_АТ=3·167=501 МВА.

Проверяем нагрузку обмотки низкого напряжения автотрансформатора, которая должна быть меньше номинальной мощности обмотки НН.

S_НН=50·3=150 МВ·А >S³⁵=18 МВ·А

Определяем нагрузку трансформаторов 220/10 кВ

S_max=S₁₀=43 МВ·А

Мощность трансформаторов

МВ·А (1.3)

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-32000/220

II вариант

Автотрансформатор на 500/220 кВ такой же как и в первом варианте. Проверяем загрузку обмотки НН АТ:

S_НН=150 МВ·А >S¹⁰+S³⁵=18+43=61 МВ·А

Выбираем трансформаторы 35/10 кВ.

S_max=S₁₀=43 МВ·А

S_тр≥30 МВ·А

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДНС-32000/35

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Таблица 1.2 Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов

Тип автотрансфор-маторов и трансформоторов	Sн/ Sнн, МВА	Uн, кВ	Uк, %	Потери, кВт
ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ХХ	к.з.
ВН-сН	ВН-НН	СН-НН
АОДЦТН 167000/500/220	167/50	500/	230/	38,5			21,5
ТРДН-32000/220			-	11-11	-	11,5	-		-		-
ТРДНС-32000/35		36,75	-	10,5-10,5	-	12,7	-		-		-

1.3 Технико-экономическое сравнение двух

вариантов подстанции

1.3.1 Расчет потерь энергии в трансформаторах

I вариант

Определяем потери энергии в автотрансформаторах: АОДЦТН-167000/550/220:

(1.4)

(1.5)

(1.6)

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

(1.7)

где К_выг – коэффициент выгодности;

ΔР_к – потери мощности короткого замыкания для обмоток.

(1.8)

где ΔР_хх – потери мощности холостого хода, кВт,

ΔР_к – потери мощности КЗ, кВт,

S_max – расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора, МВА,

S_ном – номинальная мощность автотрансформатора, МВА,

Т – продолжительность работы автотрансформатора (Т = 8760ч).

τ – продолжительность максимальных потерь, ч

Потери энергии в трансформаторах: ТРДН-32000/220.

II вариант

Потери энергии в автотрансформаторах: АОДЦТН-167000/500/220.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Потери энергии в ТРДНС-32000/35:

Суммарные потери активной энергии в I варианте:

кВт∙ч.

Во II варианте: ΣΔW_аII=4838266+895395=5733661 кВт∙ч

1.3.2 Определяем годовые эксплуатационные издержки:

И_амI=ρ_отч тыс.тг (1.9)

где И_ам – годовые эксплуатационные издержки

К – капиталовложения

Р_отч – отчисления на амортизацию и обслуживание, %

Таблица 1.3 Капитальные затраты

Тип оборудования	Стоимость единицы, тыс.тг	Варианты
Первый	Второй
кол-во	общ.ст. тыс.тг	кол-во	общ.ст. тыс.тг
3хАОДЦТН-167000/500/220
ТРДН-32000/220
ТРДНС-32000/35
Ячейки ОРУ 500 кВ 220 кВ 35 кВ 10 кВ
Всего К

И_амII=0,078∙267920=20898тыс.тг.

Определяем стоимость потерь

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 3 Главная схема первого варианта

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Рисунок 4 Главная схема второго варианта

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

И_пI=β ·∑W_I=1,15∙6027861=6932040 тг/кВт ·ч

где β – стоимость 1 кВт ·ч потерянной энергии

И_пII=1,15∙5733661=6593710 тг/ кВт ·ч

Определяем приведенные затраты

З=ρ_нК+И (1.10)

где ρ_н – нормативный коэффициент экономической эффективности (Рн=0,12)

З_I=0,12∙287520+22427+6932=63861 тыс.тг.

З_II=0,12∙267920+20898+6594=59642 тыс.тг.

Второй вариант экономичнее первого на 7%. Дальнейший расчет производится по 2 варианту.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2 Выбор электрических

аппаратов,

токоведущих частей,

конструкции ОРУ-220 кВ,

заземляющего

устройства, схемы и

трансформаторов

собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Составляем схему замещения

Рисунок 5 Схема замещения подстанции

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем сопротивления схемы при базовой мощности S_б=1000 МВА и базовом напряжении равному среднему U_б=U_ср.

Сопротивление системы:

(2.1)

где S_б – базовая мощность, МВА

S_ном,с – номинальная мощность

– относительное сопротивление энергосистемы.

Сопротивление линии

(2.2)

где х₀- удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина линии, км;

U_ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

Для автотрансформатора определяем напряжения короткого замыкания:

U_КВ=0,5(U_К,В-Н+U_К,В-С-U_К,С-Н)=0,5(35+11-21,5)=12,25% (2.3)

U_КС=0,5(U_К,В-С+U_К,С-Н-U_К,В-Н)=0,5(11+21,5-35)=-1,25≈0 % (2.4)

U_КН=0,5(U_К,С-Н+U_К,В-Н-U_К,В-С)=0,5(21,5+35-11)=22,75% (2.5)

Сопротивление обмоток высшего напряжения АТ:

(2.6)

Сопротивление обмоток среднего напряжения АТ:

х_с=х₈=х₉=0, т.к. U_КС=0.

Сопротивление обмоток низкого напряжения АТ:

(2.7)

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Определяем сопротивления ТРДНС-32000/35.

где U_КВ=0,125 U_КВ-Н=0,125·12,7=1,59%

где U_КН=0,175 ·U_КВ-Н=0,175·12,7=22,23%

Сворачиваем схему к точкам короткого замыкания.

х ₁₈= х ₁₆+ х ₁₇=0,35+0,12=0,47

х ₂₂= х ₁₈+ х ₁₉+ х ₂₀+ х ₂₁=0,47+0,76+0,25+6,95=8,43

Определяем начальное значение периодической составляющей тока К.З:

а) в точке К-1

кА (2.8)

где I_б – базовый ток, кА

кА (2.9)

где - ЭДС источника, о.е.

б) в точке К-2

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

кА

кА

в) в точке К-3

кА

кА

Определяем ударный ток:

К-1 кА

К_уд=1,85

где k_y – ударный коэффициент;

К-2 k_уд=1,717 кА

К-3 k_уд=1,82 кА

Определяем апериодические и периодические составляющие токов К.З.:

а) в точке К-1

τ=t_СВ+t_Р.З.=0,025+0,01=0,035 с

где t_СВ – собственное время выключателя, с

t_Р.З. – время действия релейной защиты, с

τ – расчетное время, с

Т_а=0,06с

Т_а – постоянное время затухания, с

Т.к. система бесконечна, то

кА (2.10)

кА

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

б) в точке К-2

Т_а=0,03 с

τ=t_СВ+t_Р.З.=0,025+0,01=0,035 с

кА

в) в точке К-3

Т_а=0,05 с

τ=t_СВ+t_Р.З.=0,06+0,01=0,07 с

с.

кА

Определим тепловой импульс квадратичного тока КЗ

а) в точке К-1

кА²∙с

t_откл=t_рз+t_ОВ=0,1+0,04=0,14с.

б) в точке К-2

кА²∙с

t_откл= t_ОВ+t_рз=0,1+0,04=0,14 с.

в) в точке К-3

кА²∙с

t_откл=t_рз+t_ОВ=0,1+0,075=0,175 с.

Таблица 2.1 Значения токов короткого замыкания

Источн. питания	Точка К3	U, кВ	In,o, кА	In,τ, кА	ia,τ, кА	Вк, кА^2∙с	iy, кА
С	К-1 К-2 К-3		3,21 5,35 6,53	3,21 5,35 6,53	2,36 3,02 2,3	2,06 4,87 9,59	8,4 12,95 16,76

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя 500 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
ВВБК-500-50	РНД-500
Uуст ≤ Uном	Uуст =500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax ≤ Iном	Imax =811 кА	Iном=3200 А	Iном=3200 А
In,τ ≤ In,откл	In,τ =3,21 кА	Iн,откл=50 кА
ia,τ ≤ ia,ном	ia,τ =2,36 кА	ia,ном=32 кА
iуд ≤ iдин	iуд =8,4 кА	iдин =128 кА	iпр.скв=160 кА
In,o ≤ Iдин	In,o =3,21 кА	Iдин=50 кА
Вк ≤	Вк =2,06 кА^2∙с	Вк=5000 кА^2∙с	Вк=7938 кА^2∙с

=50²∙2 =5000 кА²∙с – для выключателей;

=63²∙2 =7938 кА²∙с – для разъединителей;

I_тер – ток термической стойкости, кА;

t_тер – время протекания тока термической стойкости, с.

А (2.11)

кА

где i_а,ном – номинальное допускаемое значение апериодической

составляющей в отключаемом токе для времени τ, кА;

β_н – нормированное значение содержания апериодической

составляющей в отключаемом токе, %.

б) на 220 кВ

А

кА

В_к= =56²∙2=9408 кА²∙с

В_к=40²∙3=4800 кА²∙с

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Таблица 2.3 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на 220 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
ВВБК-200-40	РНД-220
Uуст ≤ Uном	Uуст =220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax ≤ Iном	Imax =1763 А	Iном=3150 А	Iном=2000 А
In,τ ≤ In,откл	In,τ =5,35 кА	Iн,откл=56 кА
ia,τ ≤ ia,ном	ia,τ =3,02 кА	ia,ном=37,11 кА
iуд ≤ iдин	iуд =12,95 кА	iдин =143 кА	iпр.скв=100 кА
In,o ≤ Iдин	In,o =5,35 кА	Iдин=56 кА
Вк ≤	Вк =4,87 кА^2∙с	Вк=9408 кА^2∙с	Вк=4800 кА^2∙с

в) на 10 кВ

А (2.12)

где S_нагр – наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям

I_max=2 ∙I_ном=2 ∙617=1234 А

кА

В_к= =20²∙4=1600 кА²∙с

В_к= = кА²∙с

Таблица 2.4 Расчетная и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
ВЭ-10-20	РВР-10/2000
Uуст ≤ Uном	Uуст =10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
Imax ≤ Iном	Imax =1234 А	Iном=1250 А	Iном=2000 А
In,τ ≤ In,откл	In,τ =6,53 кА	Iн,откл=20 кА
ia,τ ≤ ia,ном	ia,τ =2,3 кА	ia,ном=5,66 кА
iуд ≤ iдин	iуд =16,76 кА	iдин =51 кА	iпр.скв=85 кА
In,o ≤ Iдин	In,o =6,53 кА	Iдин=20 кА
Вк ≤	Вк =9,56 кА^2∙с	Вк=1600 кА^2∙с	Вк=20164 кА^2∙с

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2.3 Выбор сборных шин

2.3.1 Выбор сборных шин на 10 кВ

Выбираем жесткие шины прямоугольного сечения, окрашена полоса 80 х 8 мм², I_доп=1320 А

I_доп =1320 А > I_max =1234 А

Проверка сборных шин на термическую стойкость

мм² < F=640 мм² (2.13)

где С – для алюминия С=91

Проверка на механическую стойкость проводится по условию:

, (2.14)

где σ_расч и σ_доп – допустимое расчетное и механическое напряжение в материале шин, МПа

(2.15)

где l – длина пролета, м;

а – расстояние между фазами, м;

W – момент сопротивления, см³.

Для шин, расположенных плашмя

(2.16)

где b и h – размеры шины

см³

МПа

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Для алюминия σ_доп=40 МПа

Поэтому шины будут механически прочными

2.3.2 Выбор сборных шин 220 кВ

По условию нагрева принимаем два провода в фазе АС-500/27

I_max =1763 А < I_доп=2·960=1920 А

Проверка на термическую стойкость:

мм² < F=1000 мм²

Проверка на коронный разряд:

кВ/см (2.17)

где Е₀ – начальное значение напряженности электрического поля, кВ/см;

m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности

провода;

r₀ – радиус провода, см.

кВ/см (2.18)

где К – коэффициент,

а – шаг расцепления, см

r_экв – эквивалентный радиус, см

см

где n – число проводов в фазе, шт

Е – напряженность электрического поля;

U – линейное напряжение;

Д_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Условия проверки: 1,07Е ≤ 0,9Е₀.

1,07∙16,72=17,89 кВ/см < 0,9·30,97=27,87 кВ/см

Таким образом, провод 2хАС 500/27 по условиям короны проходит. Проверка на схлестывание не производится, т.к.

I_n,о=5,35 кА< 20 кА

2.3.3 Выбор сборных шин 500 кВ

По условию коронного разряда выбираем 3хАС-500/27 в фазе

I_доп 3·960=2880 А > I_max =811 А

мм² ≤ F=1500 мм²

Проверка на корону

r ₀=1,47 см.

см

кВ/см

кВ/см.

Условия проверки: 1,07·23,61=25,3 кВ/см < 0,9·30,97=27,87 к.

1,07∙13,3=14,2 ≤ 0,9∙31,7=28,53.

Таким образом, провод 3хАС 500/27 по условиям короны проходит. Проверка на схлестывание не производится, т.к.

I_n,о=3,21 кА< 20 кА.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

2.4 Выбор токопроводов

2.4.1 Выбор гибких токопроводов на 10 кВ

Токопроводы выбираем по экономической плотности тока:

мм² (2.19)

где I_норм – ток нормального режима, А

J_э – экономическая плотность тока, А/мм²

Выбираем АС-600/72

Проверка сечения на нагрев:

I_max =1234 А ≤ I_доп = 1050 А

Выбранное сечение не проходит на нагрев.

Выбираем 2хАС-300/48

I_доп=690∙2=1380 А

Проверка сечения на термическое действие токов КЗ.

2.4.2 Выбор гибких токопроводов на 220 кВ

мм²

А (2.20)

Выбираем 2хАС-400/22;

I_доп=830А

Проверка сечения на нагрев:

I_max ≤ I_доп: I_max=1763А<I_доп=2∙830=1660А

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Выбираем 2хАС-500/27;

I_доп=2∙960=1920А

Проверка сечения на термическое действие токов КЗ.

мм² ≤ q=100 мм²

2.4.3 Выбор гибких токопроводов на 500 кВ

По условию коронного разряда выбираем 3хАС-500/27

2.5 Выбор изоляторов на 10 кВ

Выбор изоляторов производится по условиям:

1) по номинальному напряжению:

U_уст≤U_ном;

2) по допустимой нагрузке F_расч ≤ F_доп.

Н (2.21)

Принимаем изолятор типа: ИО-10-3,75IУЗ

F_доп=0,6∙F_разр=0,6∙3750=2250 Н (2.22)

F_расч=k_n∙F_u=1∙114=114 Н

где F_И – максимальная сила действующая на изгиб;

а – расстояние между фазами (а=0,8 м);

F_разр – разрушающая нагрузка на изолятор;

F_доп – допустимая нагрузка на головку изолятора;

K_n – поправочный коэффициент на высоту шин.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Проверяем изолятор на механическую прочность.

F_расч=114 Н < F_доп=2250 Н.

Выбираем проходной изолятор на 10 кВ.

1) по номинальному напряжению

U_уст=U_ном,, U_ном=10 кВ.

2) по току I_max=1234 А ≤ I_ном=1500 А.

3) по допустимой нагрузке

Изолятор типа: ИП-10/1500-400 У, ХЛ, Т2

F_расч=0,5∙F_u=0,5∙114=57 Н

F_доп=0,6∙F_разр=0,6∙4000=2400 Н

F_расч=57 Н < F_доп=2400 Н.

2.6 Выбор измерительных трансформаторов

2.6.1 Выбор ТТ на 10 кВ в цепи ТРДНС-32000/35

Выбираем ТПОЛ-10-УЗ

Таблица 2.5 Расчетные и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uном ≥ Uуст	Uуст =10 кВ	Uном=10 кВ
Iном ≥ Imax	Imax =1234 А	Iном=1500 А
iу ≤ iдин	iуд =16,76 кА	iдин=95,2 кА
Вк ≤	Вк =9,56 кА^2∙с	Вк=(18∙1,5)^2∙3=2187 кА^2∙с

I_дин=45∙1,5∙ =95,2кА

Выбор измерительных приборов ТТ- 10 кВ в таблице 2.6

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Таблица 2.6 Вторичная нагрузка ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка, В а фазы
А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	-	0,5	-
Счетчик актив.эн.	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРЧ-И-689	2,5	-	2,5
Варметр	Д-335	-	0,5	0,5
Итого:		5,5	1,5

Ом (2.23)

Ом

где r_приб – общее сопротивление проводов

r_пр – допустимое сопротивление проводов

r_к – переходное сопротивление контактов

Ом (2.24)

мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 6 мм².

2.6.2 Выбираем ТТ на 220 кВ в цепи автотрансформатора

Таблица 2.7 Расчетные данные и каталожные данные ТФЗМ 220-У1

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uном ≥ Uуст	Uуст =220 кВ	Uном=220 кВ
Iном ≥ Imax	Imax =1763 А	Iном=2000 А
iу ≤ iдин	iуд =12,95 кА	Iдин=100 кА
Вк ≤	Вк =4,87 кА^2∙с	Вк=39,2^2∙3=4609 кА^2∙с

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Вторичная нагрузка трансформатора тока аналогична ТТ-10 кВ и приведена в таблице 2.6

Z_2ном = =1,2 Ом

Ом

мм²

Ом.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

2.6.3 Выбор ТТ на 500 кВ в цепи ВН автотрансформатора.

Таблица 2.8 Расчетные данные и каталожные данные ТФУМ 500-У1

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uном ≥ Uуст	Uуст =500 кВ	Uном=500 кВ
Iном ≥ Imax	Imax =811 А	Iном=1000 А
iу ≤ iдин	iуд =8,4 кА	Iдин=180 кА
Вк ≤	Вк =2,06 кА^2∙с	Вк=68^2∙1=4624 кА^2∙с

Выбор измерительных приборов ТТ-500кВ

Таблица 2.9 Вторичная нагрузка ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка, В а фазы
А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Итого:			0,5

Z_2ном = Ом

Ом

мм²

Ом.

ПКЭК.090104 3.005-32.ПЗ

Лист

Изм.

Лист

№докум.

Подп.

Дата

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

2.6.4 Выбор трансформатора напряжения на 10 кВ.

Таблица 2.10 Расчетные и каталожные данные

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ≤ Uном	Uуст =10 кВ	Uном=10 кВ
S2 ∑ ≤ Sном	S2∑=191 В∙А

Дата добавления: 2015-08-28