Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи

энергии

Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы

электрических соединений

Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и

токоведущих частей

Выбор аппаратов

Выбор токоведущих частей

Выбор типов релейной защиты

Выбор измерительных приборов

Выбор конструкции и описание всех распределительных

устройств имеющихся в проекте

Литература

1. Введение

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.

ТЭЦ, как правило, сооружаются в городах, рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях, т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ, от которых отходят линии для питания местных потребителей, т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд при наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи, сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи ВЛ. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы 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.

Исходные данные ТЭЦ

Проектируемая ТЭЦ мощностью 90 МВт работает в энергосистеме, которая представлена КЭС-1200.

Исходные данные

Таблица 1.1

Напряжения РУ	Км.	Макс. нагр. На РУ,МВт	Мин.нагр на РУ,МВт
U в.н., кВ	110	60	-	-
U с.н., кВ	35	-	20	13
U н.н., кВ	10	-	45	29,25

Расходы на собственные нужды принимаем равными 10%.

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем

выдачи энергии

2.1 Выбор числа и мощности генераторов ТЭЦ - 90

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбираем в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, руководствуемся следующими соображениями:

с целью снижения токов к.з. число генераторов, присоединенных к ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

ударный ток к.з. на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА, поэтому для ТЭЦ с выбранными генераторами по 32МВт приходится выполнять предварительный расчет токов к.з.;

суммарная мощность генераторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения, должна превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям.

Принимая во внимание выше изложенное, выбираем три генератора которые присоединяются к ГРУ.

, (2.1)

где P_{max 10}, P_{max 35} - максимальная нагрузка на стороне 10 и 35 кВ;

К_сн% - коэффициент собственных нужд.

Учитывая вышесказанное и мощность проектируемой ТЭЦ - 90 МВт, выбираем три генератора мощностью по 32 МВт.

Выбранные генераторы ТЭЦ - 90. Таблица 2.1

Тип генераторов	Коль-во шт.	P, МВт	S, МВА	U, кВ	I, кА
ТВС-32УЗ	3	32	40	10,5	2,2	0,8	0,151

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТЭЦ-90

Вариант №1

Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.1.

Т1 Т2

Г 1 Г 2 Г 3

 Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения, схемы энергосистемы, схемы включения генераторов, количества РУ на каждом из напряжений. Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными.

Трансформаторы Т1 и Т2 на ТЭЦ служат для связи ОРУ высокого напряжения 110кВ с ОРУ-35кВ и ГРУ-10кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи, устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 10кВ и 35кВ.

Рассчитываем два режима минимальных и максимальных нагрузок:

1) режима минимальных нагрузок

, (2.2)

где P_{min 10}, Q_{min 10} - минимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 10 кВ,

P_ном.г.i , Q_ном.г.i - активная и реактивная нагрузка i-го генератора

станции,

P_с.н., Q_с.н. - активная и реактивная нагрузка собственных нужд,

n - количество генераторов на станции.

2) режима максимальных нагрузок при отключении одного из генераторов

, (2.3)

где P_{max 10}, Q_{max 10} - максимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 10 кВ,

P_ном.г.i , Q_ном.г.i - активная и реактивная нагрузка i-го генератора

станции,

P_с.н., Q_с.н. - активная и реактивная нагрузка собственных нужд,

n - количество генераторов на станции.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора не должна превышать 40%.

В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).

Определяем мощность одного трансформатора:

(2.4)

По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 - трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН- 63000/110 мощностью 63 МВА. Паспортные данные трансформаторов сведены в таблицу.

Паспортные данные главных трансформаторов варианта №1. Таблица 2.2

Характеристики трех- обмоточных трансформаторов типа ТДТН 63000/110
Напряжения обмоток, кВ
ВН	СН	НН
115	35	11
Напряжения к.з.,%
ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
10,5	18	7
,МВА
63
Мощность короткого замыкания Pкз, кВт
200
Мощность холостого хода Pх, кВт
53
Количество
3

Для проведения технико-экономического сравнения вариантов произведём разработку ещё одной структурной схемы.

Вариант №2

Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.2.

Т1 Т2

Г1 Г2 Г3

Выбираем трансформаторы Т2 в режиме максимальных нагрузок:

, (2.5)

где P_{max 35}, Q_{max 35} - максимальные соответственно активная и реактивная нагрузки на стороне 35 кВ,

Определяем мощность одного трансформатора по формуле 3.2

По результатам расчетов принимаем Т2 - двухбмоточные трансформаторы типа ТДНС- 16000/35 мощностью 16 МВА.

Выбираем трансформаторы Т1

1) режима минимальных нагрузок

, (2.6)

где P_{min 10}, Q_{min 10} - минимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 10 кВ,

P_{min 35}, Q_{min 35} - минимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 35 кВ,

P_ном.г.i , Q_ном.г.i - активная и реактивная нагрузка i-го генератора

станции,

P_с.н., Q_с.н. - активная и реактивная нагрузка собственных нужд,

n - количество генераторов на станции.

2) режима максимальных нагрузок при отключении одного из генераторов

, (2.7)

где P_{max 10}, Q_{max 10} - максимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 10 кВ,

P_{max 35}, Q_{max 35} - максимальная активная и реактивная нагрузка на

стороне 35 кВ,

P_ном.г.i , Q_ном.г.i - активная и реактивная нагрузка i-го генератора

станции,

P_с.н., Q_с.н. - активная и реактивная нагрузка собственных нужд,

n - количество генераторов на станции.

Знак минус указывает на то что происходит потребление мощности из системы, и первый режим самый нагруженный, выбор мощности трансформаторов ведем из мощности S_max1.

Определяем мощность одного трансформатора по формуле 2.3

По результатам расчетов принимаем Т1 - двухбмоточные трансформаторы типа ТРДН- 40000/110 мощностью 40 МВА.

Паспортные данные трансформаторов варианта №2. Таблица 2.3

Характеристики двух- обмоточных трансформаторов типа ТРДН 40000/110	Характеристики двух- обмоточного трансформатора типа ТДНС 16000/35
Напряжения обмоток, кВ
ВН	НН	ВН	НН
121	10,5	35	10,5
Напряжения к.з.,%
10,5	10
,МВА
40	16
Мощность короткого замыкания Pкз, кВт
160	85
Мощность холостого хода Pх, кВт
50	17
Количество
2	2

Выбираем трансформаторы собственных нужд:

, (2.8)

где S_нг - номинальная мощность генератора, МВА;

К_с - коэффициент спроса.

Выбираю три трансформатора типа ТМ - 4000/10 его данные заношу в таблицу.

Паспортные данные трансформаторов собственных нужд. Таблица 2.4

Характеристики трех- обмоточных трансформаторов типа ТМ 4000/10
Напряжения обмоток, кВ
ВН	НН
10	6,3
Напряжения к.з.,%
7,5
,МВА
4
Мощность короткого замыкания Pкз, кВт
33,5
Мощность холостого хода Pх, кВт
5,2
Количество
3

3. Технико-экономическое сравнение структурных схем

Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняются по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта:

1) количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов;

2) потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах;

3) капитальные затраты;

4) потери энергии и приведенные затраты.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

, (3.1)

где i - номер вариантов;

К_i - капиталовложения в сооружение электроустановок, тыс. руб.;

Р_Н - нормативный коэффициент экономической эффективности

капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах ТЭЦ:

, (3.2)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

?Э - потери энергии, кВт•ч;

? - стоимость 1 кВт•ч потерянной энергии, ? =0,8 коп./кВт•ч;

Для электрооборудования напряжением 35…150 кВ: P_a=6,4%; P₀=3%.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

, (3.3)

Потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе:

,(3.4)

где ?Р_хх - потери холостого хода, кВт;

?Р_кз - потери короткого замыкания, кВт;

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВ•А;

S_м - максимальная нагрузка трансформатора, МВ•А;

Т - число часов работы трансформатора, 8760 ч;

? - число часов максимальных потерь, принимаем равным ?=3300 ч.

Для определения капиталовложений составляем схему распределительных устройств, при этом схемы должны удовлетворять следующим требованиям:

1) Повреждение или отказ секционного шиносоединительного выключателя, а также совпадения отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом любого другого недолжны привадить к отключению более двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части.

2) Отключение присоединений должно производится: ЛЭП - не более чем двумя выключателями; энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более тремя выключателями РУ каждого напряжения.

3) Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

Составляем схему для первого варианта:

Число присоединений на стороне 110 кВ.

так как у нас питание от системы производится двумя параллельными линиями и два трансформатора то:

,

где n_лэп - число присоединений к линии 110 кВ;

n_т - число присоединений к трансформатору.

Выбираем схему питания четырехугольника.

Число присоединений на стороне 35 кВ.

Число присоединений от линий определяем по формуле

, (3.5)

где P_max - максимальная нагрузка на стороне 35 кВ;

P_л - наибольшая передаваемая мощность линией 35 кВ, принимаем равной 10 МВт

Общее число присоединений равно:

Число присоединений на стороне 10 кВ.

Число присоединений от линий определяем по формуле

,

P_л принимаем равной 5 МВт

Число присоединений линий напряжением 10 кВ разбиваем на три секции, по три присоединения и присоединяем их к каждому генератору, соединяя их с генераторным распределительным устройством через линейный реактор.

Для определения точного числа присоединений к ГРУ 10 кВ необходимо составить схему. Составляем схему с учетом выбранного выше числа присоединений и типов распределительных устройств.

Полное число присоединений на стороне 10кВ n=15

Составляем схему для второго варианта:

Число присоединений на стороне 110 кВ.

так как у нас питание от системы производится двумя параллельными линиями и два трансформатора то:

,

где n_лэп - число присоединений к линии 110 кВ;

n_т - число присоединений к трансформатору.

Выбираем схему питания четырехугольника.

Число присоединений на стороне 35 кВ.

Число присоединений от линий определяем по формуле

, (3.6)

где P_max - максимальная нагрузка на стороне 35 кВ;

P_л - наибольшая передаваемая мощность линией 35 кВ, принимаем равной 10 МВт

Общее число присоединений равно:

Число присоединений на стороне 10 кВ.

Число присоединений от линий определяем по формуле

,

P_л принимаем равной 5 МВт

Число присоединений линий напряжением 10 кВ разбиваем на три секции, по три присоединения и присоединяем их к каждому генератору, соединяя их с генераторным распределительным устройством через линейный реактор.

Для определения точного числа присоединений к ГРУ 10 кВ необходимо составить схему. Составляем схему с учетом выбранного выше числа присоединений и типов распределительных устройств.

Полное число присоединений на стороне 10кВ n=17

Составляем таблицу, куда заносим основное оборудование и коммутационные аппараты двух вариантов.

Основное оборудование двух вариантов. Таблица 3.1

Оборудование	Стоимость тыс.у.е.	Вариант
		1-й	2-й
		кол-ед.	стоимость общая	кол-ед.	стоимость общая
Генераторы
Генераторы ТВС - 32Y3	250	3	750	3	750
Трансформаторы силовые
-ТДТН 63000/110	126	2	252	-	-
-ТДНС 16000/35	42	-		2	84
-ТРД 40000/110	84	-		2	168
Трансформаторы собственных нужд
ТМ 4000/6	8,4	3	25,2	3	25,2
Распределительные устройства
-ОРУ 110 кВ	126	1	126	1	126
-ОРУ 35 кВ	14,3	1	14,3	1	14,3
Оборудование ГРУ 10 кВ
ВМП-10К	4,23	9	38,07	9	38,07
МГ-20	17,6	8	140,8	10	176
МГ-10	28,6	2	57,2	2	57,2
Итог	-	-	1403,57	-	1438,77

Расчёт технико-экономических показателей 1-го варианта.

Определяем максимальную мощность которая проходит по высшей стороне:

,

где S_? - суммарная мощность выдаваемая генераторами,

S_м.н.н - мощность нагрузки на низшей стороне напряжения;

S_м.н.с - мощность нагрузки на средней стороне напряжения;

S_м.с.н - мощность собственных нужд.

Мощность приходящая на один трансформатор:

Определяем максимальную мощность которая проходит по среднюю сторону:

Мощность приходящая на один трансформатор:

Определяем максимальную мощность которая проходит по низшую сторону трансформатора :

По формуле 3.4 определяем потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе:

Определяем годовые эксплуатационные издержки по формуле 3.2:

,

Расчёт технико-экономических показателей 2-ой схемы:

Определяем потери энергии в двухобмоточном трансформаторе ТРД по формуле 3.3:

Находим максимальную мощность проходящую через трансформаторы:

Максимальная мощность проходящую через один трансформатор:

,

Определяем потери энергии в двухобмоточном трансформаторе ТДНС по формуле 3.3.

Находим максимальную мощность проходящую через один трансформатор:

,

Определяем годовые эксплуатационные издержки по формуле 3.2:

Так как И₁=349,9 < И₂ =441,02, то выбираем вариант схемы 1 и все последующие расчеты производим для неё.

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и

токоведущих частей

Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того, чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду, необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с.). Чтобы получить относительное значение какой-либо величины, нужно поделить ее на величину, принятую за единицу измерения. При этом за единицу измерения или, как принято называть, за базисную величину может быть принято любое количественное значение параметра соответствующей размерности.

Сущность системы о.е. заключается в том, что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X , токи I , напряжения U и мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом, А, кВ, МВА), а в долях от принятых за базисные единицы .

Базисные величины связаны между собой законом Ома: и уравнением мощности .

Из четырех базисных единиц только две выбираются произвольно, а две другие получаются из указанных соотношений.

Относительное значение любой величины при выбранных базисных условиях определяется по формуле:

(4.1)

где - значение величины в именованных единицах;

- базисное значение этой же величины.

Звездочка * указывает, что величина выражена в о.е., индекс б - что она приведена к базисным условиям.

Используя выражение (1.1) для определения сопротивления в о.е., получим:

(4.2)

где X - заданное индуктивное сопротивление, Ом .

Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов, двигателей, трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях, т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (1.2), где базисные величины заменяются соответствующими номинальными, т.е.

Чтобы вести расчет в о. е., необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е..

Схема замещения может быть составлена точно, т.е. с учетом действительных коэффициентов трансформации участвующих трансформаторов, или приближенно, когда номинальное напряжение всех элементов, находящихся на одной ступени трансформации, принимают одинаковым и равным средненоминальному ( ) для данной ступени в соответствии со следующей шкалой: 765; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; О,23; О,127 кВ. В дальнейшем будем пользоваться приближенным приведением.

Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину, кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.

За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней .

Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений: генератор

; (4.3)

трансформатор

; (4.4)

реактор

; (4.5)

линия электропередачи

; 4.6)

ЭДС генератора определяется по формуле:

(4.7)

, - базисная и номинальная мощность, МВА ;

- базисный ток, кА;

, - относительные сопротивления элементов схемы ;

- удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км, для кабельных - 0,8 Ом/км;

- длина ЛЭП, км

- напряжение КЗ трансформатора в процентах;

- среднее номинальное напряжение, кВ

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера, и указываем величину в о.е.

Примем, что S_б=100.

Для системы КЭС - 1200 примем условно 4 генератора:

ТГВ-300

=353 МВА;

=300 МВт;

соs=0,85;

=0,195 о.е.

Найдем сопротивление генераторов в относительных единицах по формуле 1.3:

ЭДС генератора принимаем по таблице 3.2, 2, Е=1,13

Также примем 4 трансформатора:

ТДЦ - 400000

=400 МВА;

=121 кВ;

=20 кВ;

=10,5 %;

I_хх=0,45 %

Найдем сопротивление трансформатора в относительных единицах по формуле 1.4:

Схема замещения КЭС - 1200 будет иметь вид:

Преобразовываем схему, сопротивление генераторов и трансформаторов соединены последовательно и между собой ветви соединены параллельно, и имеют равные сопротивление, тогда эквивалентное сопротивление будет равно:

Эквивалентное ЭДС генератора вычисляется по формуле:

но так как у нас ЭДС всех генераторов одинакова то Е_э=1,13. Получили преобразованную схему.

Определяем сопротивление линии по формуле 1.6:

Определяем сопротивление трансформатора по 1.4

-находим сопротивление высшей обмотки:

(4.8)

-находим сопротивление средней обмотки:

(4.9)

-находим сопротивление низшей обмотки:

(4.10)

Сопротивление генератора ТЭЦ определяем по формуле 1.3

ЭДС принимаем равным Е^”_*ном= 1,08

Выбираем реактор ячейки ВМП - 10К, выбираем из следующих соображений, что

I_р?0,7•I_нг т.е. I_р?1,2 А. Выбираем реактор типа РБДГ -

I_н=2150 А

Х=0,25 Ом

Пересчитываем сопротивление в относительные единицы по формуле1.5:

Выбираем линейный реактор по следующему условию I_р?•I_нг т.е.

.

Выбираем реактор типа РБГ -

I_н=1600 А

Х=0,25 Ом

Пересчитываем сопротивление в относительные единицы по формуле1.5:

Определяем сопротивление трансформатора собственных нужд по 1.4

Составляем схему замещения:

Рассчитываем ток короткого замыкания в точке КЗ1:

1) Сопротивление х₂ последовательно с

2) Так как схема симитрична, то :

:

:

:

3) Складываем Е₂ // Е₄

С учетом этик преобразований получим схему:

4) х₂₂ последовательно х₂₃:

5) х₂₄ последовательно х₁₃ и параллельно с х₂₅:

6) Складываем Е₅ // Е₃

Получим схему:

7) х₂₆ последовательно х₂₇:

Определяем базисный ток с помощью которого переведем ток короткого замыкания с относительных единиц в действительные:

Определяем периодическую составляющую тока от Е₁:

Ток в действительных единицах:

Определяем ударный ток этой ветви:

, (4.11)

где К_уд - ударный коэффициент, принимается по Таблице 3.6, [ 1 ].

Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 100-150 кВ К_уд=1,608?1,717, принимаю К_уд=1,7. Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а=0,02?0,03.

Номинальный ток системы приведенный к ступени КЗ:

Расчётное время для выключателей типа ВГT-110 ?=0,035+0,01=0,045с.

Апериодическая составляющая тока КЗ определится из выражения

.

Находим отношение , по [рис. 3.1, 4] в зависимости от ? и отношения находим отношение , отсюда выразим I_п?=I_п0

Определяем периодическую составляющую тока от ТЭЦ:

Ток в действительных единицах:

Определяем ударный ток этой ветви по формуле 4.11, К_уд=1,935 принимаю К_уд=1,7, значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ принимаем равной Т_а=0,15.

Находим отношение , по [рис. 3.1, 4] в зависимости от ? и отношения находим отношение , отсюда выразим I_п?=0,89•I_п0=1,682

Определяем полный ток действующий в точке короткого замыкания:

Данные по точка КЗ заносим в таблицу.

Принимаем выключатель на сторонне 35 кВ типа ВВУ-35, расчётное время для выключателей принимаем равным ?=0,07+0,01=0,08с.

Принимаем выключатель на сторонне 10 кВ в цепи генератора типа МГГ-10-4000-45У3, расчётное время для выключателей ?=0,15+0,01=0,16с.

Принимаем выключатель на сторонне 6 кВ типа ВВТП-10-10/630У3, расчётное время для выключателей ?=0,15+0,01=0,06с.

Принимаем выключатель на сторонне 10 кВ в цепи нагрузки типа ВВЭ-10-20/1000У3, расчётное время для выключателей ?=0,05+0,01=0,06с.

Точка КЗ	Источ-ник	S, МВА	XРАСЧ	U, кВ	Iпо, кА	КУ	iу, кА	Та	Iист.ном.., кА	, кА	Iп?, кА
1	Система Г1+Г2+Г3	1200 96	0,1718 0,287	110	3,3 1,89 5,19	1,7 1,935	7,93 5,17 13,1	0,03 0,15	7,09 0,56	3,9 2,4 6,3	3,3 1,682 4,982
2	Система Г1+Г3+Г2	1200 96	0,2573 0,2012	35	6,85 8,38 15,23	1,608 1,935	15,58 22,93 38,51	0,02 0,15	22 1,76	0,177 3,7 3,877	6,85 7,29 14,14
3	Система Г1+Г3 Г2	1200 64 32	0,6 0,386 0,4	10	10,34 15,62 14,85 40,81	1,97 1,96 1,96	28,81 43,3 41,16 113,28	0,3 0,212 0,212	77,6 4,14 2,07	8,58 10,39 9,87 28,84	10,34 12,8 9,65 32,79
4	Система Г1+Г2+Г3	1200 96	8,36 2,68	6	1,24 3,693 4,933	1,369 1,369	2,4 7,15 9,55	0,01 0,01	110 8,8	0,005 0,013 0,018	1,24 3,693 4,933
5	Система Г1+Г3+Г2	1200 96	1,55 1,08	10	4,01 11,99 16	1,369 1,369	7,764 23,2 30,964	0,01 0,01	77,6 6,52	0,014 0,042 0,056	4,01 11,751 15,762

5. ВЫБОР АППАРАТОВ

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования :

- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;

- возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Основными характеристиками выключателя являются: номинальные ток и напряжение, отключающая способность , т. е. наибольший ток, который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающемся номинальном напряжении сети.

Разъединителем называется аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем осуществляется надежный видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратом, выведенным в ремонт. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств, поэтому при отключении больших токов возникает устойчивая дуга, которая может привести к аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть обесточена с помощью выключателя.

Выбор выключателей производится по:

1) по напряжению установки

2) по длительному току ; ;

3) по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

,

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ; - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, (по каталогам); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ; - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

; здесь =0,01с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.

Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

4) по включающей способности: ; ,

5) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: ;

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу ; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

6) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ по расчету, ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Выбор разъединителей производится:

1) по напряжению установки ;

2) по току , ;

3) по конструкции, роду установки;

4) по электродинамической стойкости ; ,

где , -- предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение)

5) по термической стойкости

,

где B_k -- тепловой импульс тока КЗ по расчету, ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Для выбора аппаратов произведём сначала расчёт токов продолжительного режима, т.е. токов нормальной работы и токов максимальных нагрузок на основных участках.

Цепь генератора:

А; А.

На напряжении 110 кВ:

А;

На напряжении 35 кВ:

А

В цепи КРУ:

А

В цепи ТСН:

где ; -номинальные параметры.

Термический импульс

на напряжении 110кВ:

;

-на напряжении 35 кВ:

;

-на напряжении 10 кВ шины генератора:

;

-на напряжении 6 кВ за трансформатором собственных нужд:

.

-на напряжении 10 кВ за нагрузкой:

;

Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 110кВ Таблица5.1

Расчетные данные	Данные выключателя ВГТ-110/2500-У1	Данные разъединителя РНДЗ-2-110-/630-У1
=110 кВ	=110кВ	=110кВ
=593 А	=2500А	=630 А
=4,982 кА	=40 кА
кА	= =· 40·(1+ 0,4) =79,2 кА
=5,19 кА	=40 кА
=13,1 кА	=102 кА	=80кА
= 9,3	=4800	= 3969

Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 35 кВ Табл.5.2

Расчетные данные	Данные выключателя ВВУ-35А-40/2000У1	Данные разъединителя РНД-35У/1000У1
=35 кВ	=35кВ	=35кВ
=367 А	=2000А	=1000А
=14,14 кА	=40 кА
	= ==· 40·(1+ 0,3) = 73,5 кА
=15,23 кА	=40кА
=38,51 кА	=102кА	=63кА
= 53,35	=4800	= 2500

Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов Таблица 5.3

Расчетные данные	Данные выключателя МГГ-10-3150-Т45	Данные разъединителя РВРЗ-2-10/2500 У3
=10 кВ	=10кВ	=10кВ
=2174 А	=3150 А	=2500 А
=32,79 кА	=45 кА
=40,81 кА	=45 кА
=113,28 кА	=120 кА	=125кА
= 766,1	=452• 4=8100	=8100

Выбор выключателя в цепи реактора Таблица 5.4

Расчетные данные	Данные выключателя ВВЭ-10-20/1000У3	Данные разъединителя РНДЗ-2-33У/1250 Т1
=10 кВ	=10кВ	=33 кВ
=970 А	=1000А	=1250 А
=15,762 кА	=20 кА
=16 кА	=20кА
=30,964 кА	=52 кА	=80 кА
= 17,92	=202•3=120	=31,52•4=3969

Выбор выключателей в цепи ТСН Таблица 5.5

Расчетные данные	Данные выключателя ВВЭ-11-20/630Т3	Данные разъединителя РЛНД.2-10У/400 У1
=10 кВ	=11 кВ	=10 кВ
=334,4 А	=630А	=400 А
=4,933 кА	=20 кА
=4,933 кА	=20кА
=9,55 кА	=52 кА	=25 кА
= 1,7	=202•3=120	=102•4=400

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды ограничителей перенапряжений производства предприятия «Таврида Электрик» ОПН - 110; ОПН - 35;ОПН -10.

ОПН устанавливаются в РУ до 330 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель. Кроме того они устанавливаются на вводах высшего среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов), удаленных от РУ на расстояние более 16 м.

Для защиты трансформаторов напряжения применяются предохранители типа ПКТ-101-10-2-31,5 и ПКТ -101-6-2-40 ([2], табл.5,4).

На отходящих линиях 110 кВ устанавливаются аппараты высокочастотной обработки (конденсаторы связи типа,фильтры присоединения ОФП-4 и заградители ВЗ-500). Высокочастотная обработка выполняется на двух фазах. Для ЛЭП 110 кВ.

6. Выбор токоведущих частей.

ГРУ 10 кВ

Выбираем сборные шины 10 кВ: сечение выбираем по допустимому току. Сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами 0,8 м и пролётом =2 м. Выбор производим по току самого максимального режима.

Определяем максимальный ток который может протекать по сборным шинам:

Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2?2440. Со следующими размерами: высота =175 мм, ширина полки =80мм, толщина с=8 мм.

А > =5589 А.

Выбор токоведущих частей в цепи ГРУ: ошиновка от сборных шин до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения, фазы расположены горизонтально на расстоянии а=0,8 м , пролёт =2м.

Определяем максимальный ток который может протекать по сборным шинам:

Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2?1370. Со следующими размерами: высота =125 мм, ширина полки =55 мм, толщина с=6,5 мм.

А > =3700 А.

От выводов генератора до сборных шин 10 кВ: выполняем жесткими шинами. Определяем максимальный ток:

Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2?695. Со следующими размерами: высота =75 мм, ширина полки =35 мм, толщина с=4,5 мм.

А > =2070 А.

Выбираем токоведущую часть от шин ГРУ 10 кВ до трансформатора собственных нужд:

Определяем максимальный ток

Из табл.7.2.[3] принимаем АС-205/27; q=205 мм?; dпр =19,8 мм; dс.сер =6,6 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Sп.о.4000МВА

Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.

А > =207 А.

ОРУ 35 кВ

От трансформаторов ТДТН 63000/110 к сборным шинам 35 кВ: сечение выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Сечение выбираем по экономической плотности тока:

,

где j_э - экономическая плотность тока, [таблица 4.1, стр.230(2)]

Определяем максимальный ток который будет протекать в нормальном режиме по токопроводу:

Принимаем АС-400/22; q=394 мм?; d_пр =26,6 мм; d_с.сер =6 мм; А. Фазы расположены горизонтально на расстоянии 3м.

Выбираем сборные шины 35 кВ: сечение выбираем по допустимому току. Выбор производим по току самого максимального режима.

Определяем максимальный ток который может протекать по сборным шинам:

Из табл.7.2.[3] принимаем АС-400/22; q=394 мм?; dпр =26,6 мм; dс.сер =6 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Sп.о.4000МВА

Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Расстояние между фазами принимаем 1,5 м.

А > =367,2 А.

ОРУ 110 кВ

Выбор шин 110 кВ: принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Максимальная нагрузка будет в режиме когда нагрузка 10 кВ и 35 кв будет минимальна, т. е.

Определяем ток протекаемый при этой нагрузке:

Определяем сечение токопроводов по экономической плотности тока:

Принимаем АС-240/39, ,=21,6 мм, dс.сер =8 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Sп.о.4000МВА. Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.

А > =260 А.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин: выполняем гибкими токопроводами, выбираем сечение по экономической плотности тока =236,4 ; принимаем АС-240/39, ,=21,6 мм, d_с.сер =8 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. S_п.о.4000МВА. Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Фазы расположены горизонтально на расстоянии между фазами 3 м.

А > =260 А.

7. Выбор типов релейной защиты

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от неповрежденной системы, путем воздействия на выключатель; выявление опасных и ненормальных режимов.

Для генераторов устанавливаем следующие виды защит:

-Продольная дифференциальная токовая защита от всех видов к.з. в обмотках и на выводах генератора блока.

-Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок.

-Поперечная дифференциальная защита.

-Защита статора от замыканий на землю

На силовых трансформаторах связи:

-Защита от однофазных замыканий в обмотках трансформатора и всех видов кз на выводах и ошиновке СН - продольная дифзащита с реле типа ДЗТ. энергосистема теплоэлектроцентраль

-Защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с тремя газовыми реле для кожухов трансформатора.

-Защита от однофазных замыканий в регулировочных блоках устройства РПН, - токовая защита нулевой последовательности.

-Защита от всех видов кз на выводах и ошиновке НН - дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ.

-Защита от внешних кз на землю - токовая трехступенчатая защита нулевой последовательности.

-Защита от многофазных замыканий на землю на стороне НН - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению.

-Защита от симметричных перегрузок - максимальная токовая защита в однофазном исполнении.

На ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ (сборные шины):

-Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз.

-Устройство резервирования отказа выключателей.

Сборные шины 10 кВ

-Токовые защиты от замыканий между фазами, от двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю.

Линии напряжением 110 кВ и 35 кВ:

-Дистанционная трехступенчатая защита от всех видов междуфазных кз

-Токовая направленная трехступенчатая защита нулевой последовательности от кз на землю.

-Устройство резервирования отказа выключателей для отключения выключателей, смежных с отказавшими.

8. Выбор измерительных приборов и измерительных

трансформаторов

Контроль за режимом работы основного оборудования на электростанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в различных цепях и различных местах - на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.

Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электроизмерительных приборов в цепях электростанции.

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов	Примечания
Генератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр	Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр. В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации.
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
Трансфор- матор связи	ВН НН СН	Амперметр Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.
Трансформатор собственных нужд	На одну секцию	Со стороны питания: Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.	На блочных ТЭС приборы устанавливаются на вводе 10.5В.
Линия 110 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
Линия 35 кВ		Амперметр ,счетчик активной и реактивной энергии
Сборные шины 110 и 35 кВ	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп; осциллограф.	На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию.
Сборные шины генераторного напряжения		Вольтметр, регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр .
Шины 6.3 кВ собственных нужд	Общие приборы с переключением на любую секцию или систему шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
Шиносоединительный выключатель	-	Амперметр

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, требуемых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

-По напряжению установки: U_ном U_уст;

-По току: I_1ном I_норм; I_1ном I_max;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности.

-По конструкции и классу точности;

-По электродинамической стойкости:

где Iу - ударный ток кз по расчету;

к_э - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

- По термической стойкости:

В_к (k_1с• I_1ном)²,

где В_к - тепловой импульс по расчету;

K_1с - кратность односекундного тока термической стойкости;

- По вторичной нагрузке:

Z₂ Z_2ном,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Для генераторов

Расчетные данные	Каталожные данные ТШЛ - 10
Uуст = 10 кВ Imax = 2070 A Iу = 113,28 кА Вк =40,812•(0,3+0,16) = 766,1 А2•с r2 = 0,943 Ом	Uном = 10 кВ Iном = 3000 А Не проверяются Iт2•tт = 352•3 =3675 кА2•с Z2ном = 1,2 Ом

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения (рис. 4.107 [2]) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Вторичная нагрузка трансформатора тока:

Прибор	Тип	Нагрузка, В•А фазы
		А	В	С
аттметр Варметр Счетчик активной энергии Амперметр регистрирующий Ваттметр регистрирующий Ваттметр (Щит турбины)	Д-335 Д-335 СА3-И680 Н-344 Н-348 Д-335	0.5 0.5 2.5 - 10 0.5	- - - 10 - -	0.5 0.5 2.5 - 10 0.5
Итого		14	10	14

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

r_приб = S_приб/I²₂ = 14/25 = 0,56 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр = Z_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,56 - 0,1 = 0,54 Ом

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l_расч = 40, тогда сечение :

q = • l_расч/ r_пр = 0,0283•40/0,54 = 2,1 мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

На трансформаторах связи со стороны 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ 110 - 1 - 600/5
Uуст = 110 кВ Imax = 52•103/3•110 = 272 A Iу = 13,1кА Вк = 5,192•(0,045+0,3) =9,3кА2•с	Uном = 110 кВ Iном = 300 А Не проверяются Iт2•tт = 252•3 = 1875 кА2•с

со стороны 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ 35 - 1 - 600/5
Uуст = 35 кВ Imax = 20•103/3•35 = 329,9 A Iу = 38,51 кА Вк = 15,232• (0,08+0,15)=53,35 кА2•с	Uном = 35 кВ Iном = 400 А Не проверяются Iт2•tт = 282•3 =2352 кА2•с

со стороны 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ - 10 - 1 - 5000/5
Uуст = 10 кВ Imax = 67•103/3•10 =3881A Iу = 113,28 кА Вк = 40,812• (0,16+0,3) =66,1 кА2•с	Uном = 10кВ Iном = 5000 А Не проверяются (k1•I1ном)2•tт = 282•3 =2352 кА2•с

На трансформаторах собственных нужд применяются невстроенные трансформаторы тока:

Расчетные данные	Каталожные данные Выбираем ТЛК-10-4 -400/5
Uуст = 10 кВ Imax = 6,3•103/3•10 = 368,42A Iу = 9,55 кА	Uном = 10 кВ Iном = 400 А Не проверяются (k1•I1ном)2•tт =31,52•3=2976 кА2•с

Для выключателей ОРУ 110 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ 110Б - 1 - 400/5
Uуст = 110 кВ Imax = 52•103/3•110 = 272 A Iу = 13,1кА Вк = 5,192•(0,045+0,3) =9,3кА2•с	Uном = 110 кВ Iном = 300 А Не проверяются Iт2•tт = 162•3 = 768 кА2•с

Для выключателей ОРУ 35 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ 35Б - 1 - 400/5
Uуст = 35 кВ Imax = 20•103/3•35 = 329,9 A Iу = 38,51 кА Вк = 15,232• (0,08+0,15)=53,35 кА2•с	Uном = 35 кВ Iном = 400 А Не проверяются Iт2•tт = 282•3 =2352 кА2•с

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/3 и для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются по:

- Напряжению установки: U_уст U_ном;

- Конструкции и схеме соединения обмоток;

- Классу точности;

- Вторичной нагрузке: S₂ S_ном.

Цепь генератора

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗОМ-1(6)10 и ЗНОМ-6(10). Проверим трансформатор ЗНОМ-6(10) по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице:

Прибор	Тип	S одной обмотки, В*А	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Счетчик активной энергии Ваттметр Частотомер	Э-335 Д-335 Д-335 Е-829 Е-830 И-680 Д-305 Э-371	2 1,5 1,5 10 10 2 Вт 2 3	1 2 2 - - 2 2 1	1 1 1 1 1 0,38 1 1	0 0 0 0 0 0,925 0 0	1 2 1 1 1 1 1 1	2 6 3 10 10 4 4 3	- - - - - 9,7 - -
Итого							39	9,7

Вторичная нагрузка

S₂ = 40,1 ВА

Выбранный трансформатор ЗНОМ-6(10) имеет номинальную мощность 75 В•А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, S₂ = 40,1 < S_ном = 75 В•А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

ОРУ 110 кВ: НКФ - 110-83У1.

ОРУ35 кВ: ЗНОМ - 35-65У1.

9. Выбор конструкций и описание всех распределительных

устройств

Проектируемая ТЭЦ имеет два распределительных устройства высокого напряжения, выполненные на открытом воздухе:

ОРУ 110 кВ;

ОРУ 35 кВ.

Выбор исполнения обусловлен тем, что при напряжении 35?110 кВ и выше стоимость наружных РУ ниже стоимости соответствующих закрытых РУ, вследствие меньшего объема строительных работ (необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения). В открытых РУ легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жесткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жестких шинных конструкций выше стоимости гибких шин, а также для их крепления требуются более дорогие и менее надежные опорные изоляторы. Поэтому на проектируемой станции сборные шины и ошиновка выполненены неизолированными сталеалюминевыми проводами.

Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 1.6 м - сплошным, сетчатым, решетчатым.

ОРУ 110 кВ выполненное по схеме четырехугольника имеет несколько вариантов компоновок. Каждый вариант компоновки имеет свои достоинства и недостатки. В данном проекте принята компоновка таким образом , чтобы можно было бы осуществить расширение ОРУ без его коренной реконструкции . В ОРУ устанавливаются воздушные выключатели