ТЭЦ-240 МВт

(кА)

Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.17.

Таблица 4.17 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные VD-4 12
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=12кВ
Imax ? Iном	Imax=2052,8А	Iном=2500 А
Iпф? Iотк	Iпф=11,317 кА	Iотк=31.5кА
Iпф +iаф ? iа.ном	Iпф +iаф =24,42кА	а.ном=55,685кА
Iпо ? Iдин	Iпо=26,667кА	Iдин=31.5 кА
уд ? дин	уд=62,226кА	дин=80 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=92,447кА2*с	I2терм* tтерм =2976,75 кА2*с

Выбор выключателя в цепи трансформатора собственных нужд ТСН №3

Определим токи продолжительного режима

1466,29 А 2052,8 А

Принимаем к установке вакуумный выключатель VD-4 12, номинальным током 2500А, на номинальное напряжение 12кВ. Параметры выключателя сводим в таблице 4.18

Таблица 4.18 Параметры выключателя VD-4 12,

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	В,%	Iдин, кА	??дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
12	2500	31.5	25	31.5	80	31.5	3	0,05	0,06

Проверим выбранный выключатель на стойкость к токам короткого замыкания. Расчет условий выбора аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.19.

Таблица 4.19 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные VD-4 12
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=12кВ
Imax ? Iном	Imax=2052,8А	Iном=2500 А
Iпф? Iотк	Iпф=11,317 кА	Iотк=31.5кА
Iпф +iаф ? iа.ном	Iпф +iаф =27,15кА	??а.ном=55.685кА
Iпо ? Iдин	Iпо=13,65кА	Iдин=31.5 кА
??уд ? ??дин	??уд=36,421 кА	??дин=80 кА
Вк? I2терм· tтерм	Вк=12,116кА2·с	I2терм· tтерм =2976,75 кА2·с

Выбор выключателя в цепи трансформатора собственных нужд ТСН №1

Определим токи продолжительного режима

916,428 А

1283,001 А

Принимаем к установке вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-20/1600-У2, номинальным током 1600А, на номинальное напряжение 10кВ. Параметры выключателя сводим в таблице 4.20

Таблица 4.20 Параметры выключателя ВВ/TEL-10-20/1600-У2,

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	В,%	Iдин, кА	Iдин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
10	1600	20	47	20	51	20	3	0,025	0,055

Проверим выбранный выключатель на стойкость к токам короткого замыкания. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.21.

Таблица 4.21 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ВВ/TEL-10-20/1600-У2
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=10кВ
Imax ? Iном	Imax=1283,001 А	Iном=1600 А
Iпф? Iотк	Iпф=10,845 кА	Iотк=20кА
Iпф +iаф ? iа.ном	Iпф +iаф =24,371кА	а.ном=41,578кА
Iпо ? Iдин	Iпо=10,845кА	Iдин=20 кА
уд ? дин	уд=28,939 кА	дин=51 кА
Вк? I2терм· tтерм	Вк=7,624кА2·с	I2терм· tтерм =1200 кА2·с

4.4 Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений (далее ОПН) применяются для защиты оборудования от набегающих волн грозовых и коммутационных перенапряжений. Принимаемые к установке ОПН приведены в таблице 4.22

Таблица 4.22 Ограничители перенапряжений

Класс напряжения	6кВ	10кВ	220кВ
Условие выбора	Uн.р.? Uном
	6,3?7,2
Тип	ОПНп-6/7,2/10/850-IIIУХЛ1	ОПНп-10/10,5/10/850-IIIУХЛ1	ОПНп-220/156/10/850-IIIУХЛ1
Характеристики
Наибольшее длительно допустимое напряжение, кВ	7,2	10,5	156
Номинальный разрядный ток, кА	10	10	10
Пропускная способность на прямоугольном импульсе тока 2000мкс. А	850	850	850

5. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)

5.1 Выбор проводников на напряжение 10кВ

В соответствии с ПУЭ п1.3.28 сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Выбор проводников в цепи генератора Г1

Токи продолжительного режима определены по формулам (4.10), (4.11).

Принимаем к установке от выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполненные комплектным по фазно-экранированным токопроводом. По [5] табл.9.13 с.540 выбираем ГРТЕ-10-8550-250 на номинальное напряжение 10,5 кВ, номинальный ток 5140 А, электродинамическая стойкость 250 кА.

Проверяем токопровод: I_max=4786I_ном=5140 А, i_У=179,831i_дин=250 кА.

Выбор проводников в цепи генератора Г3

Токи продолжительного режима определим по формулам (4.10), (4.11):

кА; кА;

Принимаем к установке от выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполненные комплектным по фазно-экранированным токопроводом. По [5] табл.9.13 с.540 выбираем ГРТЕ-10-8550-250 на номинальное напряжение 10,5 кВ, номинальный ток 8550 А, электродинамическая стойкость 250 кА.

Проверяем токопровод: I_max=7597АI_ном=8550А, i_У=193,468кАi_дин=250 кА.

Выбор проводников реактор - КРУН-10кВ

Токи продолжительного режима определен по формуле :

1,588кА

Принимаем выполнение связи реактора с КРУН-10кВ гибкими проводниками марки АС сечением 400/22 мм² - два в фазе.

Так как шины расположены на открытом воздухе, то на термическую стойкость не проверяем.

Так как I_по<20кА (I_по=17,872кА), то на схлестывание не проверяем.

Так как номинальное напряжение менее 35кВ, то по условию короны проверку не производим.

5.2 Выбор проводников на напряжение 6кВ ТСН - РУ СН

В качестве проводников от трансформаторов собственных нужд до распределительных устройств собственных нужд принимаем кабели на напряжение 6кВ с прокладкой в воздухе. Токи продолжительного режима определим по формулам:

; (5.1)

; (5.2)

Расчетные условия и параметры выбранного кабеля сводим в табл. 5.1

Таблица 5.1 Выбор кабелей 6 кВ

Участок Параметр	Расчетные данные	ТСН№1 - РУ СН	ТСН№2 - РУ СН	ТСН№3 - РУ СН	РТСН - РУ СН
Iнорм, А		962,25	962,25	1539,6	3079,2
Марка кабеля		АПвПу2г-1х500/35-6	АПвПу2г1х500/35-6	АПвПу2г1х500/35-6	АПвПу2г1х630/35-6
Uном?Uсети ном	6кВ	6кВ	6кВ	6кВ	6кВ
qэ=Iнорм/Jэ?qном	601,4	2х500
	601,4		2х500
	962,25			3х500
	1620,63				5х630
Imax? Iдоп=k1·k2·Iдоп норм.	1347,15	2·0,92·822=1512,48
	1347,15		1512,48
	2155,44			2268,72
	4310,88				4388,4

- J_э - экономическая плотность тока по[6] табл.4.4 с.187 принимаем для ТСН 1-3 - 1,6 , для РТСН - 1,9;

- I_доп =k_1·k₂ ·I_{доп норм.} - длительно допустимый ток кабеля с учетом условий прокладки;

- I_{доп норм.} - длительно допустимый ток кабелей при прокладке треугольником в воздухе при температуре +15°С , принимаемый по каталогу завода ПО «Энергокомплект» от 2008г. для одножильных кабелей сечением 500 и 630 мм² , соответственно, равным 822 и 954 А;

- k₁, k₂ - коэффициенты учитывающие совместную прокладку кабелей и температурные условия среды, соответственно. k₁в расчетах не учитываем , так как прокладка кабелей предусматривается в воздухе. k₂ принимаем равным 0,92 по вышеуказанному каталогу, для температуры + 35°С (летний максимум).

5.3 Выбор проводников на напряжение 220кВ

Выбор проводников ошиновки 220кВ

Ошиновку ОРУ-220кВ принимаем гибким проводом марки АС.

Осуществим выбор токоведущих частей для цепи трансформатор Т1 - шины 220кВ

Определим токи продолжительного режима:

(А);

(А).

S_Т1 - номинальная мощность трансформатора из таблицы 3.4

Нам подходят провода марки АС-400/32 сталеалюминевые с наружным диаметром d=26,6 мм, Iном=830А. (таблица П3.3 [1]).

Так как шины расположены на открытом воздухе, то на термическую стойкость не проверяем.

Так как I_{по?расч}<20кА (I_по=10,714кА), то на схлестывание не проверяем.

Проверяем на каронирование.

Найдем критическую напряженность:

, (5.3)

где - m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, равный для многопроволочных 0,82;

- r₀ - радиус провода в см: r₀=d/20=26,6/20= 1,08см

(кВ/см)

Определяем напряженность вокруг провода Е:

, (5.4)

где - U_лин=1,1*U_ном=1,1?220=242кВ;

- n - число проводов в фазе - 1;

- Д_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз: Д_ср=1,26?Д=1,26?450=567 см

- Д - расстояние между фазами, принимаемое для 220кВ равным 450 см;

(кВ/см)

1,07Е?0.9Е₀

24,048(кВ/см) ?28,159(кВ/см)

Условие выполняется.

Осуществим выбор токоведущих частей для цепи трансформатор Т3 - шины 220кВ

Токи продолжительного режима по 4.1 и 4.2 соответственно равны А; А.

Нам подходят провода марки АС-400/32 сталеалюминевые с наружным диаметром d=26,6 мм, I_ном=830А. (таблица П3.3 [1]).

Так как шины расположены на открытом воздухе, то на термическую стойкость не проверяем.

Так как I_{по ?расч}<20кА (I_по=10,573кА), то на схлестывание не проверяем.

Проверяем на каронирование.

Найдем критическую напряженность:

,

где - m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, равный для многопроволочных 0,82;

- r₀ - радиус провода в см: r₀=d/20=26,6/20= 1,08см

(кВ/см)

Определяем напряженность вокруг провода Е:

, (5.4)

где - U_лин=1,1*U_ном=1,1?220=242кВ;

- n - число проводов в фазе - 1;

- Д_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз:

Д_ср=1,26?Д=1,26?450=567 см

- Д - расстояние между фазами, принимаемое для 220кВ равным 450 см;

(кВ/см)

1,07Е?0.9Е₀

24,048(кВ/см) ?28,159(кВ/см)

Условие выполняется.

Осуществим выбор токоведущих частей для цепи система - шины 220кВ

Токи продолжительного режима по 4.1 и 4.2 соответственно равны А; 587,85А.

Нам подходят провода марки АС-400/32 сталеалюминевые с наружным диаметром d=26,6 мм, I_ном=830А. (таблица П3.3 [1]).

Так как шины расположены на открытом воздухе, то на термическую стойкость не проверяем.

Так как I_{по ?расч}<20кА (I_по=8,994кА), то на схлестывание не проверяем.

Проверяем на каронирование.

Найдем критическую напряженность:

,

где - m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, равный для многопроволочных 0,82;

- r₀ - радиус провода в см: r₀=d/20=26,6/20= 1,08см

(кВ/см)

Определяем напряженность вокруг провода Е:

, (5.4)

где - U_лин=1,1*U_ном=1,1?220=242кВ;

- n - число проводов в фазе - 1;

- Д_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз:

Д_ср=1,26?Д=1,26?450=567 см

- Д - расстояние между фазами, принимаемое для 220кВ равным 450 см;

(кВ/см)

1,07Е?0.9Е₀

24,048(кВ/см) ?28,159(кВ/см)

Условие выполняется.

Выбор сборных шин ОРУ 220кВ

Сборные шины принимаем по максимальному току от системы при питании потребителей 220/10кВ от энергосистемы. С учетом влияния короны принимаем провода с минимальным не коронирующим сечением - АС-400/32 сталеалюминевые с наружным диаметром d=26,6 мм, I_ном=830А. (таблица П3.3 [1]).

6. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и т.д.)

Защиты генераторов:

Защиты статора:

Дифференциальная защита, МТЗ с пуском по напряжению, токовая защита обратной последовательности, защита обратной мощности, защита от повышения напряжения, защита от повышения частоты, защита от понижения напряжения, защита от перегрузки, защита от однофазных замыканий на землю, защита от потери возбуждения.

Защиты ротора:

Защита от перегрузки, защита от замыкания обмотки возбуждения на землю в одной точке, в двух точках.

Защиты трансформаторов:

Дифференциальная защита, газовая защита, газовая защита РПН, МТЗ с пуском по напряжению, защита от перегрузки, защита от однофазных КЗ на землю, защита от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ.

Защиты шин:

220 кВ:

Дифференциальная защита шин, УРОВ

6 кВ:

Дифференциальная защита шин, УРОВ

Защиты отходящих ЛЭП:

220 кВ:

Дистанционная защита, МТЗ с пуском по напряжению, ТЗНП, высокочастотная защита.

6 кВ:

Токовая отсечка, МТЗ с пуском по напряжению, защита от однофазных замыканий на землю.

7. Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов, трансформаторов, ЛЭП) и измерительных трансформаторов (тока и напряжения)

Схема расположения измерительных трансформаторов тока и напряжения будет иметь вид представленный на рисунке 7.1 .

Рисунок 7.1 Схема расположения измерительных трансформаторов

7.1 Выбор трансформаторов тока

Выбираем по каталогу трансформаторов ЗЭТО трансформатор тока ТА-1 наружной установки типа ТОГФ-220У1 - трансформатор тока опорного типа газонаполненный с фарфоровой покрышкой 220кВ, для умеренного климата работы на открытом воздухе. Трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса точности 0,5S для систем учета электроэнергии, один 0,5для измерительных приборов и три магнитопровода для релейной защиты и автоматики класса 10Р. Каталожные данные занесены в таблицу 7.1 .

Таблица 7.1 Расчетные и каталожные данные по выбору трансформатора тока ТА-1

Расчетное условие	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=220кВ
Imax? Iном	Imax=587,85А	Iном=600 А
у? д	у= 22,647кА	д= 160кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=7,038 кА2*с	I2терм* tтерм =632*3=11907кА2*с
Z2р? Z2ном	Z2р=1,06(Ом)	Z2ном=1,2(Ом)

Контрольно-измерительные приборы, составляющие вторичную нагрузку трансформатора тока, занесены в таблицу 7.2

Таблица 7.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование	Тип	Нагрузка фаз, В*А
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,05	-	2,5
-реактивной энергии	СР4-И674	2,5	-	2,5
Итого:	6,5	0,5	6,5

Схема подключения контрольно-измерительных приборов представлена на рисунке 7.2 .

Рисунок 7.2 Схема подключения контрольно-измерительных приборов.

Из рисунка 7.2 и таблицы 7.2 следует, что наиболее загружены трансформаторы в фазах А и С.

Определим сопротивление приборов:

(Ом)

Сопротивление контактов принимаем r_к=0,1 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр=Z_ном-r_приб-r_к=1,2-0,26-0,1=0,84 (Ом)

Определяем допустимое сечение проводов:

(мм²)

где l=100м;с=0.0175 (Ом*мм²/м) - для медных жил.

По условию прочности для медных проводов минимально допустимое сечение 2,5мм² . С учетом этого выбираем кабель КВВГ_НГ-nx2,5

Выбор остальных трансформаторов тока сводим в таблицу 7.3. Приборы подключаемые ко вторичной обмотке трансформаторов тока сводим в таблицу 7.4 .

Таблица 7.3 Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов тока

Номер ТТ	Тип оборудования	Условия выбора
		Uуст?Uном	Imax? Iном	у? д	Вк? I2терм*tтерм	Z2р?Z2ном
ТА-2	Расчетное	220	293,92	22,647	7,038	1,06
	ТОГФ-220	220	300	31,5	3969	1,2
ТА-3	Расчетное	220	459,256	26,709	7,62	0,82
	ТОГФ-220	220	500	31,5	3969	1,2
ТА-4	Расчетное	220	117,256	22,647	7,038	0,922
	ТОГФ-220	220	200	31,5	3969	1,2
ТА-5	Расчетное	10	4786	91,399	172,71	1,1988
	ТШВ-15-Б	15	6000	250	43200	1,2
ТА-6	Расчетное	10	7596,7	127,152	364,447	1,988
	ТШВ-15-Б	15	8000	250	76800	1,2
ТА-7	Расчетное	6	1283,001	28,939	7,642	0,31
	ТОЛ-10/1600 УХЛ1	10	1600	100	992,25	0,8
ТА-8	Расчетное	10	1588	49,439	84,643	0,33
	ТОЛ-10/2000 УХЛ1	10	2000	100	992,25	0,4
ТА-9	Расчетное	6	2052,8	36,421	12,116	0,31
	ТОЛ-10/2500 УХЛ1	10	2500	100	3721	0,4
ТА-10	Расчетное	6	2052,8	62,226	92,447	0,31
	ТОЛ-10/2500 УХЛ1	10	2500	100	3721	0,4
ТА-11	Расчетное	10	288,675	49,439	84,643	0,39
	ТОЛ-10/2000 УХЛ1	10	300	100	992,25	0,4

Таблица 7.4 Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТТ

№ ТТ	Наименование	Тип	Нагрузка фаз, В*А
			А	В	С
ТА-2	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики:			-	2,5
	-активной энергии	СА3-И674	2,5
	-реактивной энергии	СР4-И674	2,5	-	2,5
	Итого:	6,5	0,5	6,5
ТА-2	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Итого:	0,5	0,5	0,5
ТА-3	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Итого:		0,5	0,5
ТА-4	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,05	-	2,5
	Итого:	3,05	0,5	3,05
ТА-5	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5		2,5
	-реактивной энергии	СР4-И674	2,5	-	2,5
	Датчик активной мощности	ДИМ-200А	0,3	0,3	0,3
	Датчик активной мощности	ДИМ-200А	0,3	0,3	0,3
	Амперметр регистрирующий	Н-394	10	10	10
	Ваттметр регистрирующий	Н-395	10	10	10
	Итого:	27,1	21,1	27,1
ТА-6	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
	-реактивной энергии	СР4-И674	2,5	-	2,5
	Датчик активной мощности	ДИМ-200А	0,3	0,3	0,3
	Датчик активной мощности	ДИМ-200А	0,3	0,3	0,3
	Амперметр регистрирующий	Н-394	10	10	10
	Ваттметр регистрирующий	Н-395	10	10	10
	Итого:	27,1	21,1	27,1
ТА-7	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
	Итого:	3,5	0,5	3,5
ТА-8	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
	Итого:	4,0	0,5	4,0
ТА-9	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
	Итого:	3,5	0,5	3,5
ТА-10	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,05	-	2,5
	Итого:	3,5	0,5	3,5
ТА-11	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
	Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
	-реактивной энергии	СР4-И674	2,5	-	2,5
	Итого:	5,5	0,5	5,5

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Выберем трансформатор напряжения на шинах 220кВ TV-1. Выбираем по [2] таблица П5.13трансформатор TV1 марки 3хНКФ-220-83У1 - трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке на номинальное напряжение 220кВ для умеренного климата уличной установки. U_ном2=220/v3 кВ, S_2ном=400 В?А - в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора TV1 представлена в таблице 7.5

Таблица 7.5 Приборы составляющие вторичную нагрузку трансформатора напряжения TV1.

Прибор	Тип	Мощность 1-й обмотки, В*А	Число обмоток	соsц	sinц	Число приборов	Общая
							P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	1	0	1	10	-
Ваттметр регистрирующий	Д-395	10	1	1	0	1	10	-
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	2	14	-
Синхроноскоп	Э-327	10	1			1	10
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	2	2
Осциллограф	С-91	160	-	1	0	2	320	-
ЛЭП 220кВ
Счетчики: -активной энергии	СА3-И674	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
-реактивной энергии	СР4-И674	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	1	3	-
Цепь трансформатор - сборные шины 220уВ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Итого:	439	87,6

 B?A<S_2ном=2?400=800 В?А.

Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности - 0,5. Для соединения трансформаторов с приборами принимаем кабель типа КВВГ_НГ с сечением 1,5 мм².

Выберем трансформаторы напряжения в цепи генераторов TV-2 и TV-3.

Выбираем трансформаторы TV-2/ TV-3 марки 3хЗНОМ-10УЗ - трансформатор напряжения заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшего напряжения, однофазный с литой изоляцией, на номинальное напряжение 10кВ для умеренного климата внутренней установки. U_ном2=10/v3 кВ, S_2ном=75 В?А - в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора TV-2/ TV-3 представлена в таблице 7.6

Таблица 7.6 Вторичная нагрузка трансформатора TV-2/ TV-3

Прибор	Тип	Мощность 1-й обмотки, В*А	Число обмоток	соsц	sinц	Число приборов	Общая
							P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1.5	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-335	1.5	2	1	0	1	3	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Счетчик активной энергии	И-680	2	2	0.38	0.925	1	4	9.7
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Синхроноскоп	Э-327	10	1			1	10
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	2	2
Осциллограф	С-91	160	-	1	0	1	160	-
Итого:	242	9,7

 B?A<S_2ном=4?75=300 В?А.

Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности - 0,5. Для соединения трансформаторов с приборами принимаем кабель типа КВВГ_НГ с сечением 1,5 мм².

Выберем трансформаторы напряжения на шинах КРУ 10кВ TV-5.

Выбираем трансформатор TV-5 марки 3хЗНОЛ-СЭЩ-10УЗ - трансформатор напряжения заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшего напряжения, однофазный с литой изоляцией, на номинальное напряжение 10кВ для умеренного климата внутренней установки. U_ном2=10/v3 кВ, S_2ном=75 В?А - в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора TV-5 представлена в таблице 7.7

Таблица 7.7 Вторичная нагрузка трансформатора TV-5

Прибор	Тип	Мощность 1-й обмотки, В*А	Число обмоток	соsц	sinц	Число приборов	Общая
							P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	1	1
Счетчики: - активной энергии	СА3-И674	3	2	0,38	0,925	4	24	58,4
-реактивной энергии	СР4-И674	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	2	20	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Синхроноскоп	Э-327	10	1			1	10
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Частотомер	Э-362	1	1	1	0	2	2
Итого:	89	102,2

B?A<S_2ном=3?50=150 В?А.

Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности - 0,5. Для соединения трансформаторов с приборами принимаем кабель типа КВВГ_НГ с сечением 1,5 мм².

Выберем трансформаторы напряжения на шинах собственных нужд 6кВ TV-4, TV-6, TV-7.

Выбираем трансформаторы TV-4, TV-6, TV-7 марки 3хЗНОЛ-СЭЩ-10УЗ - трансформатор напряжения заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки высшего напряжения, однофазный с литой изоляцией, на номинальное напряжение 10кВ для умеренного климата внутренней установки. U_ном2=10/v3 кВ, S_2ном=75 В?А - в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора TV-4, TV-6, TV-7 представлена в таблице 7.8

Таблица 7.8 Вторичная нагрузка трансформатора TV-4, TV-6, TV-7

Прибор	Тип	Мощность 1-й обмотки, В*А	Число обмоток	соsц	sinц	Число приборов	Общая
							P, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1.5	2	1	0	1	3	-
Счетчики: - активной энергии	СА3-И674	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Итого:	23	14,6

B?A<S_2ном=2?30=60 В?А.

Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности - 0,5. Для соединения трансформаторов с приборами принимаем кабель типа КВВГ_НГ с сечением 1,5 мм².

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте

РУ ВН выполнено открыто по схеме две рабочие с обходной системой шин. Расположение выключателей однорядное. Данная схема применима на напряжение 110-220кВ при числе присоединений 7 и более. Каждое присоединение присоединяется к сборным шинам через развилку двух шинных разъединителей. Достоинствами данной схемы является гибкость, необходимость расширения не вызывает необходимости реконструкции существующей части ОРУ и длительного погашения, Обходным выключателем можно заменить выключатель любого присоединения, что повышает надежность электроснабжения. При повреждение СШ все присоединения подключенные к ней отключаются только на время перевода на их на оставшуюся в работе систему шин.

Разработка ОРУ ведется с использованием типового проекта и сводится к выбору расположения ячеек и компоновке в ячейках выбранного оборудования. При расположении ячеек учитывается целесообразность:

-присоединения трансформаторов чередовать с отходящими линиями;

-трансформаторы напряжения и разрядники размещать в ячейках силовых трансформаторов или в линейных ячейках;

-шиносоединительные и обходные выключатели располагать в средней части ОРУ.

Размещение выбранных выключателей и другого оборудования в ячейках производится при разработке эскизов разрезов по характерным ячейкам ОРУ приведенным в графической части курсового проекта. При условии обеспечения расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ не менее указанных в ПУЭ и [11]. Кроме того, учитываем особенности конструктивного исполнения разъединителей и возможности применения современных средств механизации при монтаже и ремонте выключателей и другого оборудования.

На конструктивном чертеже приводятся план ОРУ и разрезы по двум из перечисленных ячеек: трансформатора, линии, шиносоединительного выключателя, обходного выключателя по ячейке трансформаторов напряжения и т.п., выполненные в масштабе 1:100 и (или) 1:200.

Распределительное устройство 10кВ выполнено по схеме с одной секционированной выключателем системой шин, комплектно. Комплектные РУ 6-35 кВ широко используются на электрических станциях и подстанциях. Применением КРУ достигаются: повышение надежности работы РУ; сокращение объема монтажных работ на месте установки и сроков сооружения РУ; повышение безопасности обслуживания; возможность быстрой замены неисправного выключателя (при использовании шкафов с выключателем на выкатной тележке). В качестве изоляции между токоведущими частями разных фаз, а также между токоведущими и заземленными частями, можно применять воздух или элегаз. Комплектные РУ компонуют из отдельных типовых шкафов, изготовленных на заводах и поставленных в сборном или полностью подготовленном для сборки виде.

Заключение

В ходе выполнения курсовой работы был произведён расчёт.

Литература

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. / Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. И доп. / М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.;

2. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. / Энергия, 1982г.;

3. Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ./ НТС Минэнерго, 2009 г.;

4. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др. / Электрическая часть станций и подстанций /Учебник для вузов, 2-е изд, переаб. и допю / М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.;

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. / Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования /Учебное пособие для вузов. - 4-е изд, перераб. и доп./ М.: Энергоатоиздат, 1989. - 608с.;

6. Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. / Электрооборудование электрических станций и подстанций / М.: Академия, 2004г. - с.;

7. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций и подстанций» / Ротопринт, БНТУ,2003г.

8. Мазуркевич В.Н. / Справочные сведения по синхронным генераторам тепловых и атомных электростанций / Ротопринт, БНТУ, 2010г.;

9. Силюк С.М. /Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: Метод. Пособие к курсовой работе по дисциплине «Переходные процессы в электроэнергетических системах» / Мн.: БНТУ, 2004г.;

10. Правила устройства электроустановок. - Седьмое издание. - Раздел 2 . Передача энергии. / Москва: НЦ ЭНОС, 2003г.;

Размещено на Allbest.ru