Содержание

Введение

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Выбор аппаратов

Выбор токоведущих частей

Выбор типов релейной защиты

Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств



Введение

Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции, напряжения, на которых осуществляется питание нагрузок, связь с энергосистемой или другими электрическими станциями, мощности потребляемые нагрузками, схема энергосистемы. При выполнении нужно было решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование, выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ, рассчитать токи к.з., выбрать контрольно-измерительные приборы, что дало студенту возможность творчески поработать. Самостоятельно спроектировать станцию и обосновать правильность своего выбора не простая работа и поэтому нужно хорошо потрудиться. Самостоятельная и творческая работа положительно влияет на становление студента полноценным инженером-электриком.

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью применения наиболее надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.

В городах, поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 1ОкВ и реже 6кВ. Напряжения 35 и 11ОкВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220, 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой, передачи больших мощностей на дальние расстояния, а также для межсистемной связи.

Электрическая часть каждой электростанции, прежде всего, характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, и аппараты электрической части станции и соединения между ними.



1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Вар.1. Вар.2.

Для варианта 1 и 2 выбираем:

1	Генераторы 3хТВВ-200-2АУ3	Sном=235,3 МВА	cos =0,85	Uном=15,75 кВ	Xd”=0,18	С=593,4 тыс.руб
2	Трансформаторы 3хТДЦ-250000/220	Sном=250 МВА	Рх=207 кВт	Рк=600 кВт	Uк=11%	С=284 тыс.руб
3	Трансформаторы ТДЦ-250000/110	Sном=250 МВА	Рх=200 кВт	Рк=640 кВт	Uк=10,5%	С=255 тыс.руб

Устанавливаем два автотрансформатора, мощность которых определяем из условия передачи мощности на напряжение 110 кВ, расхода на собственные нужды и нагрузки на 35 кВ. Принимаем что 100 МВт отходит к потребителю по напряжению 110 кВ, тогда мощность 1-го автотрансформатора:

МВА



Выбираем:

4	Автотрансформаторы 2хАТДЦТН-125000/220/110	Sном=125 МВА	Рх=65 кВт	Рк=315 кВт	С=195 тыс.руб

Трансформатор собственных нужд выбираем из условия расхода на собственные нужды:

Sтсн=235,30,04=9,4 МВА

Выбираем:

5	Трансформаторы СН 3хТДНС-10000/35	Uк=8 %	Рх=12 кВт	Рк=60 кВт	Uвн=15,75 кВ	Uнн=6,3 кВ	С=43 тыс.руб

Пускорезервный трансформатор на 110 кВ:

6	Трансформатор ТДНС-16000/110	Uк=10,5 %	Рх=18 кВт	Рк=85 кВт	Uвн=121 кВ	Uнн=6,3 кВ	С=48 тыс.руб

Пускорезервный трансформатор на 220 кВ:

7	Трансформатор ТРДНС-32000/220	Uк=11,5 %	Рх=45 кВт	Рк=150 кВт	Uвн=230 кВ	Uнн=6,3 кВ	С=120 тыс.руб

2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Выбранные схемы электрических соединений удовлетворяют заданным техническим требованиям, поэтому, при выборе главной схемы электрических соединений руководствуемся технико-экономическим сравнением схем. Стоимость ячейки ОРУ 220 кВ две рабочие и обходной систем шин С=82 тыс.руб, стоимость ячейки ОРУ 110 кВ две рабочие и обходной систем шин С=42 тыс.руб. Все остальные данные о стоимости оборудования в пункте 2. Капитальные вложения соответственно в варианте 1 и 2:

К₁=3593,4+2284+255+2195+343+120+48+982+42=4069 тыс.руб.

К₂=3593,4+3284+2195+343+120+48+1082=4138 тыс.руб.

Годовые эксплутационные издержки складываются из ежегодных эксплутационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерей энергии в трансформаторах, РУ:

И=Иа+Иру=К(Ра+Ро)/100+Э10^-5 тыс.руб.

гдеРа=6,4% и Ро=2% - отчисления на амортизацию и обслуживание ([2] стр.21)

=0,8 коп/кВтч - стоимость 1 кВтч потерянной энергии

Потери энергии Э в двух обмоточном трансформаторе:

Э=РххТ+Ркз(Sм/Sн)?

гдеРхх и Ркз - потери х.х. и к.з. соответственно;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т=8760 час - принимаем число часов работы трансформатора;

- число часов максимальных потерь из [1] стр.546.

Для ТДЦ-250000/220:

МВтч

Результаты расчёта потерь энергии в трансформаторах сведём в табл.3.1.

Таблица 3.1.

Потери энергии в трансформаторах

Марка трансформатора	ТДЦ-250000/220	ТДЦ-250000/110	АТДЦТН-125000/220/110	ТДНС-10000/35
Э, МВтч	3578	3630	1017	296
Суммарные потери в трансформаторах	Э1=13708 МВтч
	Э2=13656 МВтч

Издержки составили соответственно:

И₁=тыс.руб.

И₂=тыс.руб.

Экономически целесообразным вариант определяется минимумом приведенных затрат:

З=РнК+И

гдеРн=0,12 - нормативный коэффициент.

Для варианта 1:

З₁=0,124069+451,46=939 тыс.руб.

Для варианта 2:

З₂=0,124138+456,84=953 тыс.руб.

Таким образом вариант 1 на 1,5 % дешевле варианта 2, а так как вариант 1 ещё и более надёжный, то ему отдаём предпочтение.

3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора аппаратов необходимо правильно оценить расчётные условия к.з.: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек к.з., определить расчётное время протекания тока к.з.



Рис.4.1. Общая схема замещения

Определим сопротивления схемы при базисной мощности Sб=1000 МВА, Uб=230 кВ.

Сопротивление генераторов:

Х₁=Х₂=Х₃=Х”_dSб/S_ном=0,181000/235,3=0,765

Определим ЭДС генераторов:

Е₁=Е₂=Е₃=U+IX”_dsin=1+10,180,53=1,1

Сопротивление трансформаторов:

Х₄=Х₅=

Х₆=

Сопротивление двухцепной ЛЭП:

Х₇=

Х₈=

Сопротивление системы: Х=Х_нSб/Sн=0,51000/1000=0,5

Сопротивление автотрансформатора:

Хв=

Хс=0

Хн=

Uкв=1/2(Uкв-н+ Uкв-с+ Uкс-н)=1/2(45+11-28)=14

Uкс=0

Uкн=1/2(45+28-11)=31

Сопротивление ТСН:

Х₁₅=Х₁₀=Х₁₇=

Х₁₈=

где Кр - коэффициент связи трансформатора с расщеплёнием обмотки

Кр=Uкнн/Uквн=28/11,5=2,43

Х₁₉=Х₂₀=

Х₂₁=

Определим ЭДС и сопротивление ГРЭС-800 считая, что на ней установлено 4 генератора по 200ВМт. Сопротивление ГРЭС найдём по формуле:

Еэкв=

Ударный ток к.з.

Шины 220 кВ:

iуд=2КуIпо=21,939,72=26,9 кА

где Ку - ударный коэффициент тока к.з. принимаем Ку=1,93 ([2], стр30)

Шины 110 кВ:

iуд=21,9312,22=33,35 кА

Шины 35 кВ:

iуд=21,939,02=24,6 кА

Шины СН за ПРТСН ТДНС-16000/110:

iуд=21,8013,15=33,47 кА

Шины СН за ПРТСН ТРДН-32000/220:

iуд=21,8010,93=27,75 кА

Учтём подпитку от двигателей:

Iпод= кА

I_по=I_по+I_под=10,93+6,35=17,78 кА

i_уд=i_уд+i_уд.д=27,75+21,6510=51 кА

4. Выбор аппаратов

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

Номинальное напряжение: UрmaxUн

Номинальный ток: IрmaxIн

где Iрmax и Uрmax - максимальный расчётный ток и напряжение установки, соответственно, в [А] и в [кВ].

Номинальный симметричный ток отключения: IноткIп (для нашего расчёта приравниваем IпоIп)

Номинальный симметричный ток динамической стойкости: Iпр.сIпо

Номинальный ассиметричный ток динамической стойкости: iпр.сiу

где iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА.

Номинальный тепловой импульс ВкI_t?t_t

где I_t и t_t - предельный гарантированный заводом-изготовителем ток термической стойкости и время его протекания.

Тепловой импульс тока к.з.

Вк=Iпо?(tотк+Та)

где tотк - время отключения выключателя;

tотк= tрз+ tо

где tо - полное время отключения выключателя.

Выбор разъединителей и отделителей производиться по условиям 1, 2, 5, 6. Произведём выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 220 кВ. Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:

,

где к - коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок. Для генераторов 1,05: А

Вк=9,72?(4+0,35)=410 кА?С

Результаты выбора выключателей сводим в табл.5.1.

Таблица 5.1.

Выбор выключателей для ОРУ220 кВ:

Расчётные данные цепи	Выключатель ВВБ-220-Б-31,5/2000У1	Разъединитель РНД3.1-220/1000У1
Uрmax=220 кВ	Uн=220 кВ	Uн=220 кВ
Iрmax=648 А	Iн=2000 А	Iн=1000 А
IпIпо=9,72 кА	Iнотк=31,5 кА	-
Iпо=9,72 кА	Iпр.с=31,5 кА	-
iуд=26,9 кА	iпр.с=102 кА	iпр.с=100 кА
Вк=410 кА?С	Iт?tт=40?3=4800 кА?С	Iт?tт=40?1=1600 кА?С

Для ОРУ110 кВ:

Расчётные данные цепи	Выключатель ВВБМ-110Б-31,5/2000У1	Разъединитель РНД3.1-110/2000У1
Uрmax=110 кВ	Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Iрmax=1290 А	Iн=2000 А	Iн=2000 А
IпIпо=12,21 кА	Iнотк=31,5 кА	-
Iпо=12,21 кА	Iпр.с=31,5 кА	-
iуд=33,35 кА	iпр.с=90 кА	iпр.с=100 кА
Вк=648,5 кА?С	Iт?tт=40?3=4800 кА?С	Iт?tт=40?1=1600 кА?С

Для ОРУ35 кВ:

Расчётные данные цепи	Выключатель С-35М-630-10У1	Разъединитель РНД3.1-35/1000У1
Uрmax=35 кВ	Uн=35 кВ	Uн=35 кВ
Iрmax=550 А	Iн=630 А	Iн=1000 А
IпIпо=9,02 кА	Iнотк=10 кА	-
Iпо=9,02 кА	Iпр.с=10 кА	-
iуд=24,6 кА	iпр.с=26 кА	iпр.с=63 кА
Вк=353 кА?С	Iт?tт=10?4=400 кА?С	Iт?tт=25?1=625 кА?С

На собственные нужды:

Расчётные данные цепи	Выключатель ВМПЭ-10-1000-20У3
Uрmax=6,3 кВ	Uн=10 кВ
Iрmax=960 А	Iн=1000 А
IпIпо=17,28 кА	Iнотк=20 кА
Iпо=17,28 кА	Iпр.с=20 кА
iуд=51 кА	iпр.с=52 кА
Вк=1300 кА?С	Iт?tт=20?8=3200 кА?С



5. Выбор токоведущих частей

Выбор сборных шин 220 кВ. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.

Из предыдущих расчетов Iдоп 648 А

Из табл.7.2.[1] принимаем АС-300/39, q=300мм?; Iдоп=690 А; d=24 мин. Imax=648<Iдоп=690 А.

Расстояние между фазами 4м. Фазы расположены горизонтально.

Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Sп.о.=9,722303872 МВА

Проверка по условию коронирования не производится, согласно[2 стр.36].

Токоведущие части от выводов 220 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняются гибкими токопроводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока:

jэ=1А/мм? [3 стр.230]

qэ=648/1=648мм?

Принимаем АС-700/86. Проверка провода по допустимому току:

Imax=648Iдоп=1220А

Проверку на термическое действие и на коронирование не проводим.

Выбор сборных шин.

Imax=1290А.

Принимаем 2xАС-300/39.

Imax=1290АIдоп=2690=1380А

Расстояние между фазами 3м. Фазы расположены горизонтально. Проверка шин по условию коронирования и на схлестывание не проводится, т.к.:

Sп.о.=Iп.о.Uср.н.= 12,21115=24324000МВА

Токоведущие части от выводов 110кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибким токопроводом. Сечение выбираем по экономической плотности тока

j=1А/мм?

qэ=1290/1=1290мм?

Принимаем два провода в фазе АС-700/86. Проверка провода по допустимому току

Imax=1290Iдоп=2440А

Проверку на термическое действие и на коронирование не производим.

Выбор сборных шин 35кВ.

Imax=550А.

Принимаем АС-240/32.

ImaxIдоп=610А

Расстояние между фазами 1,5м. Фазы расположены горизонтально.

Токоведущие части от выводов автотрансформаторов до РУ35кВ выполняем гибким проводом. Сечение выбираем по экономической плотности тока:

qэ=550/1=550мм?

Выбираем АС-600/72. Проверка по допустимому току

Imax=550АIдоп=1050А

Выбираем токопровод на участке блока генератор-трансформатор с ответвлением для присоединения ТСН, пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения по ТЭКН-Е-20-10000-300

[1 стр.539] с Uном=20кВ, Iном=10000А, iдин=300кА по следующим условиям:

UнUp.max Uн15,75кВ

IнIp.max Iн8625А

iдинiуз iдин264кА

Следовательно, токопровод выбран правильно.

Выбираем на участке от трансформатора ТРДНС-32000/220 до ОРУ 220кВ гибкий токопровод.

Iном.т=32000(200)=85А

qэ=85/1,0=85мм?

Imax=1,432/(2000,95)=124А

Выбираем провод АС-240/39.

Iдоп=610АImax=124А

Проверку на коронирование не производим, согласно [2 стр.36]; проверка полых проводов, выполненных на открытом воздухе, которые имеют большую поверхность охлаждения, на термическую стойкость не производится.

Выбираем на участке от трансформатора ТДНС-16000/110 до ОРУ110кВ гибкий токопровод.

Iном.т=16000/(110)=85А

qэ=85мм?

Imax=1,416000/(1100,95)=124А

Выбираем АС-95/16.

Iдоп=330АImax=124А

Проверка на коронирование, на термическую стойкость и на схлестывание не производится.

Выбираем на участке от автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 до ОРУ 220кВ и до ОРУ 110кВ гибкий токопровод.

Iном.т=125000/(220)=328А Iном.т=125000/(110)=656А

qэ=328мм? qэ=656мм?

Imax=1,5328=492А Imax=1,5656=984А

Со стороны ОРУ 220кВ выбираем АС-400/51

Iдоп=835Imax=492А

Со стороны ОРУ 110кВ выбираем АС-700/86

Iдоп =1220АImax=984А

Проверку проводов на термическую стойкость и на коронирование не производим по вышеназванным причинам.

Выбор сборных шин СН производим по условиям:

По экономической плотности тока qэ=Iнорм/jэ

По допустимому току IдопIp.max

По термической при к.з. по условию:

QкQк.доп,

где Qк - температура шин при нагреве током к.з., ⁰С;

Qк.доп - допустимая температура нагрева шин при к.з., ⁰C

Проверка шин на электродинамическую стойкость f₀200Гц,

где fо=- частота собственных колебаний для алюминиевых шин.

Iнорм=А

qэ=91,6/1,1=833мм?

Принимаем двухполостные шины 2(608)

Iдоп=1680А

Принятое сечение 480-2=960833мм?

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Imax=1,35916=1236Iдоп=1680А

Проверка шин на термическую стойкость:

Определим температуру шин до к.з.:

Qн=Q₀+(Qдоп-Q₀ном)(Imax/Iдоп)²,

где Q₀ - температура окружающей среды (по ПУЭ Q₀ном=25⁰С - для воздуха)

Q₀ном - номинальная температура окружающей среды, ⁰С

Qдоп - длительно допустимая температура проводника, ⁰С

(Для алюминиевых шин Qдоп=70⁰С)

Qн=30+(70-25)(1236/1680)?=54,36⁰С

По Qн по [3 стр.198] определяем fн, характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала к.з., fн=50⁰С.

Величина, характеризующая тепловое состояние проводника к концу к.з. будет:

fк=fн+kBk/q?,

где q - сечение шины, мм?

k=1,05410^-20С/А?с - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника [3 стр.196].

fк=50+1,05410^-2130010?/960?=50,02 А?с/мм⁴

По [4] стр.197 находим Ик=55°С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин (Ик.доп=200°С). При расположении шин на изоляторах «плашмя»: см⁴

Определим пролёт ? при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

м?

?=м

Принимаем расположение пакета шин «плашмя» пролёт 1,4 м; расстояние между фазами 0,8 м. Определяем расстояние между прокладками:

м

где Е=710¹⁰ Па; см⁴; m_n=1,295 кг/м (3 табл.7-2)

Число прокладок в пролёте:

П=?ф/?п=1,4/0,5=2,73 м

При трёх прокладках в пролёте расчётный пролёт : ?п=?/n=1,4/3=0,47 м

Определяем силу взаимодействия между полюсами по:

Мпа

где Wn=см?

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Мпа

где Wф=см?

_расч=_ф+_n=8,21+2,49=10,7 МПа _доп=82,3 МПа

Таким образом шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Выбираем по [1] стр.284 опорные стержневые изоляторы С4-80IУХЛТ1 с Uном=10 кВ, Uиспыт=80 кВ, Fразр=4 кН, Низ=190 мм. Проверяем по допустимой нагрузке. Максимальная сила действующая на изгиб:

Fn=1,62кН

Fрасч=7400,64000=2400 Н

Следовательно изолятор подходит по механической прочности. На участке между ТСН и сборными шинами СН выбираем закрытый токопровод типа ТЗК-6-1600-51 ([1] стр.543) Iном=1600 А, iуд=51 кА. Сечение токоведущих шин 14600 мм?.

Iраб=Iдоп=1600 А

qэ=916/1,0=916 мм? q=14600 мм?

Выбранный токопровод допускается по термическому и электродинамическому действию тока к.з.. Между ТРДНС-32000 и сборными шинами выбираем закрытый токопровод ТЗК-10-3200-125: Iном=3200А, iуд=125 кА, сечением 1508015, Iраб=А Iном=3200 А

qэ=2930/1,0=2930 мм? q=180000 мм?

Выбранный токопровод допускается по термическому и электродинамическому действию тока к.з..

Выбор кабелей которые непосредственно отходят к потребителям СН.

Проверка кабелей при аварийных перегрузках

Iраб.max Iдоп.пред.=N_кбI_допК₁К₂К₃,

где N_кб - число параллельных кабелей;

К₁ - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

К₂ - поправочный коэффициент на число рядов проложенных в землю кабелей;

К₃ -коэффициент перегрузки;

Выбираем кабель ААЩВУ4(1150) с Iдоп=240 А, прокладка в земле.

К₁=0,87

К₂=1,11

Принимаем К₃=1

Iраб.max=916Iдоп.пред=42400,871,111=918,7 А

Проверяем на термическую стойкость:

q_мин=

Для кабелей с алюминиевыми жилами с=110

q_мин=мм?

Кабель по термической стойкости проходит.

6. Выбор типов релейной защиты

Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения, раньше других устройств автоматического управления. Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями, ЭО станций, а также ЛЭП являются к.з., при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка, обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.

Защита силовых трансформаторов.

От внутренних повреждений в одиночных и на параллельно работающих трансформаторах в качестве основной защиты устанавливается дифференциальная защита.

Для защиты трансформаторов от сверхтоков при внешних к.з. устанавливают максимальную токовую защиту с действием на отключение. В схему включают также одно дополнительное реле с действием на сигнал для защиты трансформатора от перегрузки. Кроме того, на трансформаторах имеется газовая защита, - регулирующая на все виды повреждений и действующая на линии.

Защита генераторов.

а) В качестве основной защиты от междуфазных к.з. в обмотках статора и на выводах генератора - быстродействующая продольная дифференциальная защита.

б) Поперечная дифференциальная защита.

в) Защита статора от замыканий на землю.

г) Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени.

д) Защита от перегрузок.

Защита шин.

Наибольшее распространение в качестве быстродействующей и селективной защиты шин получила дифференциальная защита.

Кабельные линии 6кВ должны предусматривать устройства р.з. от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал. Наиболее распространенной является максимальная токовая защита.

Защита токопроводов, сборных шин при небольшой протяженности выполняется в виде избирательных токовых отсечек и МТЗ без пуска или с пуском по напряжению. Также можно применять продольную дифференциальную защиту. При параллельной работе токопроводов применяют поперечные дифференциальные защиты.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль за режимом работы основного оборудования на электрической станции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающие и регистрирующие). В табл.8.1. показаны цепи электрических станций и рекомендуемые КИП.

Таблица 8.1.

Цепи электрических станций и рекомендуемые КИП.

№ п/п	Цепь	Место установки	Перечень приборов
1	Турбогенераторы	Статор Ротор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной энергии Амперметр, вольтметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей
2	Автотрансформатор	Трехобмоточный	НН и СН : амперметр, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой ВН: амперметр
3	Линия 35кВ	-	Амперметр, счётчик активной и реактивной энергии
4	Линии 110 и 220кВ	-	Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места к.з., расчётные счётчики активной и реактивной энергии на тупиковых потреб. линиях
5	Шины 6кВ СН	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёхфазных напряжений
6	Сборные шины	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключениями для измерений трёх междуфазных напряжений; приборы синхронизации; два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп, осциллограф на секцию.
7	Секционный выключатель	-	Амперметр
8	Обходной выключатель	-	Амперметр, ваттметр, варметр с двухсторонней шкалой, расчётные счётчики и фиксирующий прибор

Работа блочного трансформатора контролируется по приборам, установленным в цепи статора.

Устанавливаем приборы:

Амперметр - Э335, Si=0,5 ВА

Вольтметр - Э335, Su=2 ВА

Ваттметр - Д335, Su=1,5 ВА, Si=0,5 ВА

Варметр - Д335, Su=1,5 ВА, Si=0,5 ВА

Датчик активной мощности - Е829, Su=10 ВА

Датчик реактивной мощности - Е830, Su=10 ВА

Частотомер цифровой - Ф5034

Синхроноскоп - Э-35

Амперметр регистрирующий - Н-344, Si=10 ВА

Вольтметр регистрирующий - Н-344, Su=10 ВА

Ваттметр регистрирующий - Н-349, Su=10 ВА, Si=10 ВА

Частотомер регистрирующий Н-345

Счётчик активной энергии - Н-675, Si=2,5 ВА, Р_u=3 Вт

Счётчик реактивной энергии - Н-673М, Si=2,5 ВА, Р_u=3 Вт

Произведём выбор трансформаторов тока для присоединения измерительных приборов в цепи статора ТВВ-200.

Трансформатор тока выбирается по условиям:

По напряжению установки

По конструкции и классу точности

По току

По электродинамической стойкости

По термической стойкости

По вторичной нагрузке

Выбираем трансформатор тока типа ТШЛ-20Б-1-10000/5/5

Сравнение расчётных и каталожных данных в табл.8.2.

Таблица 8.2.

Сравнение расчётных и каталожных данных

Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст=15,75 кВ	Uном=20 кВ
Iр.max=8625 А	Iном=10000 А
iуд=264 кА	-
Вк=40090 кА?С	(КтерIном)?tтер=(2020)?4=640000 кА?С

Для проверки по вторичному току (нагрузке), пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл.8.3.)

Таблица 8.3.

Нагрузка по фазам для трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка ВА, фазы
		А	В	С
Ваттметр (регистрирующий)	Н-344	10	-	10
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	U-675	2,5	-	2,5
Итого		14,0	0,5	14,0

Общее сопротивление проводов:

r_пр=r_2ном-r_приб-r_к

где r_к - сопротивление контактов, r_к=0,1 Ом

Общее сопротивление приборов:

R_приб=S_приб/I^?=14,0/5?=0,56 Ом

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 будет 1,2 Ом.

r_пр=1,2-0,56-0,1=0,54 Ом

Принимаем длину соединительных проводов с медными жилами ?расч=40 м

Определяем сечение:

Выбираем медный кабель сечением 2,5 мм?.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

По напряжению установки

По конструкции и схеме соединения обмоток

По классу точности

По вторичной нагрузке

Выбираем ТН для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВВ-200; выбираем ТН типа 30М-1/15-6342 ([1],стр334).

Подсчёт нагрузки сводим в табл.8.4.



Таблица 8.4.

Подсчёт нагрузки

Прибор	Тип	Sпотр одн. кат ВА	n кат	Cos	Sin	Общ. потреб. мощн.
						Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	3	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	-
Датчик активной энергии	Е-829	1,0	-	1	0	10	-
Датчик реактивной энергии	Е-830	10	-	1	0	10	-
Счётчик активной энергии	Н-675	3	2	0,38	0,925	6	14,6
Итого						34	14,6

Вторичная нагрузка:

ВА

Выбранный трансформатор имеет номинальную мощность в классе точности 0,5 , необходимом для присоединения приборов, 75 ВА. Таким образом: S₂=37Sном=75 ВА, - трансформатор будет работать в выбранном классе точности. Выбор остальных трансформаторов тока и напряжения сводим в табл.8.5.

Таблица 8.5.

Выбранные трансформаторы тока и напряжения

Место установки	Тип трансформатора тока	Тип трансформатора напряжения
Линии 220 кВ	ТФЗМ-220Б-IV Iном=1500 А	НКФ-220-58Т1
Линии 110 кВ	ТФЗМ-110Б-III Iном=2000 А	НКФ-110-58У1
Линии 35 кВ	ТФЗМ-35Б-II Iном=1000 А	30М-1/35-72У1
Шины ОРУ220 кВ	-	НКФ-220-58Т1
Шины ОРУ110 кВ	-	НКФ-110-58У1
Шины ОРУ35 кВ	-	30М-1/35-72У1
Шины 6 кВ	-	НОЛ.08-6УХЛ3

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств

Для ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку, в которой все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно и пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Принимаем, что главный корпус ГРЭС расположен на берегу водохранилища, на расстоянии, позволяющем разместить перед фронтом машзала лишь повышающие трансформаторы и опоры для воздушных связей последних с ОРУ, расположенным со стороны торца главного корпуса. Такое расположение позволяет скомпоновать нашу станцию на сравнительно не большой территории, что актуально для нашей республики.

Под силовыми трансформаторами и выключателями предусматриваются маслоприёмники, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборник. ОРУ 35 кВ принимаем с одной системой шин, секционированной выключателем.