43299

Електричні станції і підстанції систем електропостачання

Книга

Энергетика

Для виконання даного проекту студенту необхідно виконати ряд завдань: розрахувати потужності силових трансформаторів вибрати схеми електричних з’єднань на вищих напругах розрахувати та вибрати комутаційні апарати та струмоведучі частини представити графічну частину. Вибір номінальної потужності силових трансформаторів ТЕЦ підстанції. Розробка схеми і вибір трансформаторів власних потреб станції підстанції.1–Терміни виконання проекту та критерії оцінювання знань за результатами захисту проекту № модуля Курсове проектування Виконання...

Украинкский

2013-11-04

22.49 MB

97 чел.

Міністерство освіти і науки України

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Курсове проектування

з курсу «Електричні станції і підстанції систем електропостачання»

Методичні вказівки для студентів спеціальності 7.090603

м. Івано-Франківськ

2008

Міністерство освіти і науки України

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Курсове проектування

з курсу «Електричні станції і підстанції систем електропостачання»

Методичні вказівки для студентів спеціальності 7.090603

Затверджено на засіданні кафедри «Електропостачання та електрообладнання промислових підприємств»,                     протокол № 4 від 13.11.2008р.

м. Івано-Франківськ

2008

МВ

Федорів М.Й., Николин П.М., Николин У.М., Поточний А.І. Курсове проектування з курсу «Електричні станції і підстанції систем електропостачання»: методичні вказівки. –            Івано-Франківськ: Факел, 2008. – 115с.

Методичні вказівки для курсового проектування з курсу «Електричні станції і підстанції систем електропостачання». Призначені для студентів денної і заочної форми навчання спеціальності 7.090603 - «Електропостачання та електрообладнання промислових підприємств», які складені у відповідності з новим навчальним планом і програмою курсу

Рецензент: проф., докт. тех. наук                             В.Костишин

Голова навчально-методичного обєднання спеціальності «Електротехнічні системи електроспоживання»

проф., докт. тех. наук                                                 В.Костишин

Завідувач кафедри електропостачання та електрообладнання

проф., докт. тех. наук                                                 В.Костишин

Член експертно-рецензійної комісії

факультету, доц., канд. тех. наук                                 М.Федорів

Нормоконтроль                                                              О.Шевчук

Коректор                                                                   Н.Будуйкевич

Інженер І категорії відділу інформатики                       Н.Мирка

Дане видання – власність ІФНТУНГ

ЗМІСТ

Вступ………………………………..…………………….……....4

1 Мета і завдання курсового проектування………..…………..4

2 Організація роботи над курсовим проектом ………………..5

3 Структура і зміст курсового проекту …………..……………5

4 Методичні вказівки до виконання курсового проекту……...8

4.1 Вибір принципової електричної схеми електростанції (підстанції)……………………………………………………….84.2 Розрахунок струмів короткого замикання………………..41 

4.3 Обмеження струмів короткого замикання………………..50

4.4 Вибір електричних апаратів і провідників розподільних пристроїв………………………………………………………..60

4.5 Розробка схеми і вибір трансформатора власних потреб……………………………………………………………71

Розробка електричної схеми станцій і підстанцій та конструкції ЗРУ...........................................................................73

Перелік рекомендованих джерел….…………………………..75

Додатки………………………………………………………….76

 

ВСТУП

Методичні вказівки до курсового проекту з курсу «Електричні станції і підстанції систем електропостачання» призначені для допомоги студентам спеціальності «Електротехнічні системи електроспоживання» у вирішенні питань вибору економічно доцільних електричних схем, розрахунку основних параметрів та вибору електричних апаратів. Тільки правильний вибір основного електрообладнання та схем його з’єднання уможливлюють економічність, гнучкість та надійність роботи системи електропостачання.

Запорукою виконання курсового проекту на високому інженерно-технічному рівні є використання набутих знань з попередньо вивчених дисциплін, а саме «Електричні апарати», «Перехідні процеси в СЕП», «Електричні системи та мережі» та ін.

В методичних вказівках приведені відомості про зміст основних розділів курсового проекту, висвітлено послідовність розробки кожного питання та рекомендовано методи розрахунків у вигляді прикладів.

Для виконання даного проекту студенту необхідно виконати ряд завдань: розрахувати потужності силових трансформаторів, вибрати схеми електричних з’єднань на вищих напругах, розрахувати та вибрати комутаційні апарати та струмоведучі частини, представити графічну частину. Також в методичних вказівках наводяться вимоги до оформлення розрахунково-пояснюючої записки і креслень проекту.

1 Мета і завдання курсового проектування

Метою курсового проектування з курсу «Електрична частина станцій та підстанцій» є закріплення теоретичних знань та набуття практичних навиків для розробки проекту електричної частини ТЕЦ або районної підстанції. В процесі курсового проектування студент повинен навчитися розраховувати електричні навантаження на основі добових графіків, обмежувати струми коротких замикань, вибирати та аналізувати схеми електричних з’єднань, забезпечувати живлення власних потреб станцій та підстанцій.

2 Організація роботи над курсовим проектом

Завдання на курсовий проект видається викладачем – керівником курсового проекту на початку семестру.

В завданні на курсовий проект вказується:

  •  схема під’єднання проектованої ТЕЦ або підстанції до енергосистеми;
  •  графіки навантаження споживачів генераторної та підвищеної напруги, виробітку потужності генераторами ТЕЦ або синхронними компенсаторами підстанції;
  •  основні параметри електричної станції (підстанції) і енергосистем, необхідні для виконання розрахунків;  
  •  принципова схема розподільчої мережі 6-10кВ.

Контроль за виконанням проекту та консультації  проводяться керівником у визначені дні.

Тематика курсових проектів

В процесі курсового проектування студенту доцільно працювати в тому числі і на замовлення виробництва. Курсовий проект може бути результатом виконання держбюджетної чи госпдоговірної робіт.

   

3 Структура і зміст курсового проекту

Пояснювальна записка до проекту є основною і включає в себе наступні розділи:

  1.  Побудова графіків електричних навантажень.
  2.  Вибір номінальної потужності силових трансформаторів ТЕЦ (підстанції).
  3.  Вибір електричних схем розподільних пристроїв.
  4.  Розрахунок струмів короткого замикання.
  5.  Обмеження струмів короткого замикання. Вибір секційних та лінійних реакторів.
  6.  Вибір електричних апаратів і струмоведучих частин розподільних пристроїв.
  7.  Розробка схеми і вибір трансформаторів власних потреб станції (підстанції).

Графічна частина проекту складається з двох листів формату А1:

1. Детальна електрична схема станції (підстанції).

2. Схема заповнення РУ-6(10) кВ, план і розріз комірок.

Вимоги до оформлення курсового проекту

При підготовці курсового проекту необхідно дотримуватись вимог стандарту підприємства СТП 02070855-03-99 Курсовий і дипломний проекти. Вимоги до змісту та оформлення.

Захист курсового проекту

Завершивши курсовий проект і оформивши його належним чино необхідно здати на перевірку керівнику проекту. Після перевірки, виправивши всі поставлені зауваження , курсовий проект необхідно захистити у встановлений термін. Термін виконання та критерії оцінювання знань студента за результатами захисту проектунаведені в таблиці 3.1

Таблиця 3.1–Терміни виконання проекту та критерії оцінювання знань за результатами захисту проекту

№ модуля

Курсове проектування

Виконання модуля, тиждень

Макимальна кількість балів

1

2

3

4

ЗМ1

Розрахунок і побудова графіків навантаження

3

15

ЗМ2

Вибір потужності трансформаторів і схем розподільних установок

5

15

ЗМ3

Розрахунок струмів короткого замикання

7

15

ЗМ4

Вибір способів обмеження  струмів короткого замикання

9

15

ЗМ5

Вибір апаратури, шин, розробка схем живлення власних потреб

12

15

Продовження таблиці 3.1

1

2

3

4

ЗМ6

Розробка конструктивної частини РУ-6-10 кВ та головної схеми станцій (підстанцій)

15

15

Захист курсового проекту

10

Кожен вчасно виконаний змістовний модуль курсового проекту оцінюється в 15 балів і захист – 10 балів. Сумарна кількість балів – 100 балів.

4 Методичні вказівки щодо виконання курсового проекту

4.1 Вибір принципової електричної схеми електростанції

Вибір трансформаторів

В даному проекті для забезпечення достатнього рівня надійності електропостачання споживачів передбачається, як правило, встановлення 2-х трансформаторів. Для вибору потужності трансформаторів здійснюється побудова графіків навантаження трансформаторів в нормальних і різних аварійних режимах.

Вибір трансформаторів ТЕЦ

В завданні на проектування ТЕЦ вказуються наступні графіки:

- графік виробітку потужності генераторами;

- графік навантаження споживачів генераторної напруги;

- графік навантаження споживачів підвищеної напруги.

Для вибору потужності трансформаторів за вказаними графіками робиться побудова графіка навантаження трансформаторів в наступних режимах:

а) нормальний режим;

б) вимкнення одного із генераторів;

в) аварія в системі - в цьому випадку генератори працюють на повну потужність з номінальним cosφ;                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                

г) ремонт одного із генераторів в літній період і аварійне вимкнення  другого.

Розглянемо приклад розрахунку: Вибрати трансформатори для ТЕЦ, на якій встановлено два генератори потужністю Рг = 100 МВт з номінальною напругою Uном = 10,5 кВ і cosφг = 0,8.    Споживачі 10 і 110 кВ працюють з cosφ ном = 0,85.

Рисунок 4.1 - Схема під’єднання генераторів і ліній

Графіки виробітку потужності генераторами і навантаження споживачів на стороні 10 і 110 кВ приведені на   рис. 4.2, 4.3, 4.4.

В першу чергу будуємо графіки навантаження трансформаторів на стороні низької напруги (НН) - 10кВ. Номінальний коефіцієнт потужності генераторів рівний 0,8, навантаження 0,85. В нормальному режимі генератори працюють з тим же коефіцієнтом потужності, що і споживачі тобто 0,85.

Для визначення   максимального навантаження трансформаторів на стороні НН в нормальному режимі будуємо графік тільки активної потужності (рис. 4.5), який визначається як різниця графіків на рис. 4.2 і 4.3.

При вимкненні одного із генераторів   залишені в роботі генератори завантажуються на свою номінальну потужність (рис. 4.6). При цьому вироблена ТЕЦ потужність зменшується. Графік навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режимі (рис. 4.7) визначається як різниця графіків (рис. 4.6 і 4.3).

При аварії в системі необхідно, щоб генератори ТЕЦ видавали в систему максимально можливу активну і реактивну потужність, тобто генератори повинні працювати з номінальним    cosφ  = 0,8.

Оскільки споживачі генераторної напруги мають             cosφ = 0,85, навантаження трансформаторів в цьому режимі визначаємо окремо за активною і реактивною потужністю. Для цього,  перш за все, будуємо графіки реактивного навантаження споживачів 10 і 110кВ (рис. 4.8 і 4.9), потім графіки виробітку активної і реактивної потужності генераторами при аварії в системі (рис. 4.10). При побудові графіків, реактивна потужність на кожній ділянці визначається за формулою:

.                                       ( 4.1)

Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режимі визначаємо як різницю графіків активної потужності (рис. 4.10 і 4.3), реактивного навантаження - як різницю графіків реактивної потужності (рис. 4.10 і 4.8).

Побудова цих графіків приводиться на рисунках  4.11 та 4.12 і потім за ними побудовано графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН (рис. 4.13).

У випадку аварійного вимкнення одного із генераторів при ремонті другого в літній період вся потужність, яка необхідна споживачам генераторної напруги, надходить із системи. Тому графік навантаження трансформаторів зі сторони НН в цьому режимі збігається з літнім графіком навантаження споживачів генераторної напруги, але береться з оберненим знаком (рис. 4.14).

Таким чином, навантаження трансформаторів на стороні НН в різних режимах визначається графіками рисунків 4.5, 4.7, 4.13, 4.14. Для визначення навантаження трансформаторів на стороні найбільшої напруги (ВН) необхідно від цих графіків відняти графіки навантаження споживачів на стороні середньої напруги 110 кВ (СН) (рис. 4.4 і 4.9).                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   

Відповідні побудови приведені на рисунках 4.15 і 4.20, причому для режиму аварія в системі, графіки будуються для активних, реактивних, а потім повних потужностей, а для решти режимів тільки для активних потужностей.

Якщо на проектованій ТЕЦ встановлено три генератора, то розглядаються такі режими:

1) нормальний;

2) вимикання одного із генераторів (два в роботі);

3) аварія в системі;                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          

4) ремонт одного із генераторів в літній період і аварійне вимикання другого (один генератор залишається в роботі).

Побудова графіків виконуємо аналогічно до вище описаного.   

Зима                              Літо ---

Рисунок 4.2 – Графік виробітку потужності генераторами ТЕЦ

Рисунок 4.3 – Графік навантаження споживачів генераторної напруги

Рисунок 4.4 – Графік навантаження споживачів на стороні СН

Рисунок 4.5 – Графік навантаження трансформаторів на стороні НН в нормальному режимі

Рисунок 4.6 – Графік виробітку потужності одним генератором при вимкненні другого

Рисунок 4.7 – Графік навантаження трансформаторів на стороні НН при вимкненні одного генератора

     

Рисунок 4.8 – Графік реактивного навантаження споживачів на напрузі 10кВ

Рисунок 4.9 – Графік реактивного навантаження споживачів на напрузі 110 кВ

    

Рисунок 4.10 – Графік виробітку активної і реактивної потужності генераторами ТЕЦ при аварії в системі

Рисунок 4.11 – Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі

Рисунок 4.12 – Графік реактивного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі

Рисунок 4.13 – Графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі

Рисунок 4.14 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони НН при ремонті одного генератора і аварійному вимкненні другого в літній період

Рисунок 4.15 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН в нормальному режимі

   

Рисунок 4.16 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН при вимкненні одного генератора

Рисунок 4.17 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН при ремонті одного генератора і аварійному вимкненні другого в літній період

Рисунок 4.18 – Графік активного навантаження трансформаторів зі сторони ВН при аварії в системі

    

Рисунок 4.19 – Графік реактивного навантаження трансформаторів зі сторони ВН при аварії в системі

Рисунок 4.20 – Графік повного навантаження трансформаторів зі сторони ВН при аварії в системі

Вибір силових трансформаторів

 

Після побудови графіків навантаження проводимо вибір потужності трансформаторів, причому необхідно врахувати можливість перевантаження трансформаторів, керуючись наступними правилами:

  •  в аварійному режимі допускається перевантаження протягом 5 діб на 40% від номінальної потужності на час максимумів навантаження не більше 6 годин на добу, якщо коефіцієнт початкового навантаження не більше 0,93 (детальніше в теорії про двоступеневі графіки);
  •  в інших випадках необхідно користуватися таблицями перевантажувальної здатності трансформаторів, встановленими ГОСТ 14209-85.

Більш детально розглянемо вибір трансформаторів на прикладі: попередньо відомі значення напруг та результати побудови графіків навантаження.

Розглянемо 2 варіанти схеми приєднання:

  •  з двома триобмотковими трансформаторами 110/35/10 кВ ;
  •  з двома двообмотковими трансформаторами 110/35 кВ і 35/10 кВ .

Варіант А

Нормальний режим.

Максимальні навантаження обмоток: ВН=80,6 МВА; СН=55 МВА; НН=25,6 МВА;. Вважаємо, що в цьому випадку можливий вихід з ладу одного трансформатора. Тоді інший трансформатор повинен забезпечити передачу всієї потужності при допустимому 40%-му перевантаженні:

МВА.

Вибираємо два триобмоткові трансформатори ТДТН-63000/110/35.

Вимкнення або ремонт одного генератора.

Максимальні навантаження обмоток: ВН=75,5 МВт; СН=55 МВт; НН=20,5 МВт.  В цьому випадку вважаємо, що працюють обидва трансформатори. Максимальне навантаження на трансформатори:

МВА.

Вибраний трансформатор забезпечує нормальну роботу у цьому режимі.

Варіант Б

Для цих трансформаторів найбільш важкий режим при нормальному завантаженні ВН=80,6 МВА, НН=25,6 МВА . За умовами цього режиму:

МВА.

Вибираю два двообмоткові трансформатори ТРДН-63000/110

Розраховуємо потужність двообмоткових трансформаторів                         на напругу 35 кВ та 10 кВ СН=55 МВА, НН=25,6 МВА:

МВА.

Вибираємо найближчий трансформатор за довідником  ТРДНС-40000/35.

У випадку, якщо в завданні вказується поєднання напруг 220/110 кВ або 330/110 кВ, то здійснюємо вибір автотрансформаторів. Їх потужність вибираємо в залежності від режиму роботи, тобто яка з обмоток і на скільки завантажена.

а) при найбільшому завантажені обмотки ВН:

МВА.

б) при найбільшому завантажені обмотки СН:

МВА.

де  - коефіцієнт вигідності,

в) при найбільшому завантажені обмотки НН:

де  - відповідно активні та реактивні потужності високої, середньої та низької обмоток автотрансформатора.

Техніко-економічний розрахунок варіантів

Дисконтовані затрати:

,

де   капітальні затрати;

щорічні витрати;

  нормативний коефіцієнт економічної ефективності.

Дані трансформаторів:

втрати х. х. – 53 кВт;

втрати к. з. – 290 кВт;

заводська ціна – 126000 грн.

Капітальні затрати на 2 трансформатори ТДТН-63000/110/35/10.

тис. грн.

Щорічні витрати складаються з відрахувань на амортизацію, ремонт і обслуговування трансформаторів, котрі можна прийняти 6.3% від капітальних затрат на покриття втрат електроенергії в трансформаторах.

тис. грн.

Втрати в сталі:

кВт год.

Втрати енергії в міді визначаємо, використовуючи графіки навантаження трансформаторів у нормальному режимі  і враховуючи, що згідно  завдання число днів роботи в році по зимовому графіку – 206, по літньому – 159.

2.2 106 кВтгод.

Питомі затрати на покриття втрат в сталі можна прийняти  грн/кВтгод, в міді  грн/кВтгод, враховуючи, що число годин використання максимальної потужності 5000. Тоді витрати на покриття втрат енергії в трансформаторах складуть:

тис. грн.

Сумарні витрати:

тис. грн.

Дисконтовані затрати варіанта А:

тис. грн.

Варіант 2

Дані трансформаторів:

втрати х. х. Т-35/10 – 31 кВт;

втрати х. х. Т-110/10 – 50 кВт;

втрати к. з. Т-35/10 – 170 кВт;

втрати к.з.. Т-110/10 – 245 кВт;

заводська ціна Т-35/10 – 79000 грн.

заводська ціна Т-110/10 – 110000 грн.

Капітальні затрати на 4 трансформатори

тис. грн.

Щорічні витрати складаються з відрахувань на амортизацію, ремонт і обслуговування трансформаторів, котрі можна прийняти 6.3% від капітальних затрат на покриття втрат електроенергії в трансформаторах.

тис. грн.

Втрати в сталі:

кВт год.

Втрати енергії в міді визначаємо, використовуючи графіки навантаження трансформаторів у нормальному режимі  і враховуючи, що згідно  завдання число днів роботи в році по зимовому графіку – 206, по літньому – 159.

2.03  106  кВтгод.

Питомі затрати на покриття втрат в сталі можна прийняти  грн/кВтгод, в міді  грн/кВтгод, враховуючи, що число годин використання максимальної потужності 5000. Тоді витрати на покриття втрат енергії в трансформаторах складуть:

тис. грн.

Сумарні витрати:

тис. грн.

Дисконтовані затрати варіанта Б:

тис. грн.

Результати техніко-економічного розрахунку наведені в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 – Результати техніко-економічного розрахунку

Варіант

К, т. грн.

Ве, т. грн.

Ввтр, т.грн.

Здс, т.грн.

А

252

15,876

38,5

705

Б

378

23,814

42,4

930

Δ=%=%%

З таблиці 4.1 видно, що варіант А економічніший за всіма показниками, тому для подальшого проектування вибираємо схему з триобмотковими трансформаторами типу ТДТН-63000/110/35/10.

Вибір потужності трансформаторів та їх перевірка за двоступеневим графіком

Цей підхід із використанням двоступеневого графіка використовується в тих випадках, коли за стандартними формулами одразу не можна визначити якої потужності потрібен трансформатор і чи забезпечить він нормальну роботу системи.

Розглянемо таку ситуацію на прикладі. Відомий добовий графік навантаження за яким потрібно вибрати потужність трансформатора.

Рисунок 4.22 – Графік навантаження трансформатора

1. Необхідно вибрати потужність трансформатора:

Найближчі потужності заводських трансформаторів 40 МВА та 63 МВА. Очевидно, що для двотрансформаторної підстанції, при виході з ладу одного інший буде перевантажений більше ніж на 40% (для варіанту із трансформатором 40 МВА).

Якщо ми виберемо трансформатор потужністю 63 МВА, то більшу частину доби в нормальному режимі трансформатора буде завантажений близько 50% своєї потужності, що економічно невигідно.

Для таких випадків, де неможна сказати однозначно яку потужність вибрати, існує перевірка потужності трансформатора за двоступеневим графіком.

2. Перетворюємо добовий графік у двоступеневий

;

де  - потужність ступені і її тривалість, яка нижча або рівна порівняно із .

В першу чергу перевіримо на прохідність трансформатор із меншою потужністю, бо це дешевше.

Визначаємо коефіцієнт початкового навантаження

Визначаємо коефіцієнт максимального навантаження

якщо  то

якщо   то

Визначаємо коефіцієнт максимуму

,отже

;  .

Знаючи коефіцієнт  та  за таблицями або графіками перевантажувальної здатності трансформаторів знаходимо час перевантаження. Згідно рис.4.7 [1] t=6 год., а згідно добового графіка воно триває з 9 до 19 год, тобто 10 год.

Тепер із впевненістю можна сказати, що вибираємо трансформатор потужністю 63 МВА

Вибір трансформаторів підстанцій

Трансформатори знижувальних підстанцій також вибираються на основі розрахунків і побудови графіків навантажень в різних режимах.

Розглянемо приклад. Проектована вузлова районна підстанція призначена для електропостачання споживачів промислового району міста на напрузі 10 кВ і місцевих підстанцій приміських селищ на напрузі 35 кВ.

Графіки активного навантаження споживачів на напругах 10 і 35 кВ показані відповідно на рисунку 4.23 та 4.24.

Природній cos споживачів 10 та 35 кВ рівний 0,8. Для компенсації реактивної потужності на підприємствах міста встановлені статистичні конденсатори, графік роботи яких показаний на рис. 4.25. На підстанції будуть встановлені два синхронні компенсатори потужністю 30000 кВАр.

Для проектованої підстанції вимагається вибрати трансформатори. Для вибору потужності трансформаторів необхідно побудувати графік повної потужності, яка передається по кожній обмотці трансформатора і визначається за формулою

,

Попередньо побудуємо графіки реактивної потужності, яка виробляється спеціально статичними конденсаторами і синхронними компенсаторами (рис. 4.27), а також графіки реактивних навантажень на напругах 10 кВ (рис.4.28) і 35 кВ (рис.4.29). Графіки активного та реактивного навантаження   обмоток 35 кВ трансформаторів співпадають відповідно з графіками навантажень підстанції на цій напрузі (рис.4.24 та 4.29). Графік повного навантаження обмоток 35 кВ трансформаторів (рис. 4.30) отримаємо по графіках, що зображені на рисунках 4.24. та 4.29. Графік активного навантаження обмоток 10 кВ трансформаторів співпадає з графіком навантаження підстанції рис. 4.23. Для побудови графіка реактивного навантаження обмоток 10 кВ трансформаторів (рис.4.31) вираховуємо з графіку споживаної реактивної потужності (рис.4.28), графік виробленої реактивної потужності (рис.4.27). При побудові графіку повного навантаження обмоток 10 кВ трансформаторів (рис.4.32) використовуємо графіки рисунків 4.23 та 4.31.

Графік активного навантаження обмоток 110 кВ                (рис.4.33) трансформаторів побудуємо, сумуючи графіки (рис.4.23 та 4.24). Графік реактивного навантаження обмоток 110 кВ (рис.4.34) одержимо шляхом алгебраїчного сумування графіків (рис.4.29 та 4.31). Для побудови графіка повного навантаження обмоток 110 кВ (рис. 4.35) використовуємо графіки на рисунках 4.33 та 4.34.

Для вибору трансформаторів необхідно побудувати графіки повної потужності, яка передається через    трансформатор при аварійному вимкненні одного із синхронних компенсаторів в період найбільших навантажень, тобто в зимовий час. При цьому слід врахувати, що залишений в роботі синхронний компенсатор повинен бути завантажений так, щоб по можливості він забезпечував заданий графік виробітку реактивної потужності (рис.4.26). В розгляненому прикладі один синхронний компенсатор зможе видавати лише 30 МВАр (рис.4.36).

Сумарна реактивна потужність, яка виробляється синхронним компенсатором і статичними конденсаторами, буде відповідати графіку (рис.4.38).                                                       

Використовуючи графіки на рисунках 4.38 та 4.28, побудуємо графік реактивного навантаження обмоток 10 кВ трансформаторів (рис.4.39).

Графік реактивного навантаження обмоток 35 кВ залишається незмінним і відповідає рисунку 4.29.

Графік реактивного навантаження обмоток 110 кВ (рис.4.40) отримаємо алгебраїчним сумуванням графіків на рисунків 4.29 та 4.39.

Графіки активних навантажень всіх обмоток трансформаторів залишаються тими ж, що й на рисунках 4.23, 4.24 та 4.33.

Після побудови графіків навантажень вибір потужності трансформаторів або автотрансформаторів проводиться аналогічно тому, як це зроблено в раніше приведеному прикладі для схеми ТЕЦ.


Зима                              Літо ---

 

 

Рисунок 4.23 – Графік активного навантаження підстанції на напрузі 10 кВ

Рисунок 4.24 – Графік активного навантаження підстанції на напрузі 35 кВ


 

Рисунок 4.25 – Графік виробітку реактивної потужності статичними конденсаторами на напрузі 6-10 кВ

                                

Рисунок 4.26 – Графік виробітку реактивної потужності синхронними компенсаторами

                                 

Рисунок 4.27 – Графік реактивної потужності, яка виробляється спільно статичними конденсаторами і синхронними компенсаторами

                                 

Рисунок 4.28 – Графік реактивного навантаження                           на напрузі 10 кВ

      

Рисунок 4.29 – Графік реактивного навантаження                           на напрузі 35 кВ

                                 

Рисунок 4.30 – Графік  повного навантаження обмоток 35 кВ трансформатора

                               

Рисунок 4.31 – Графік реактивного навантаження обмоток                10 кВ трансформаторів   

                                     

Рисунок 4.32 – Графік повної потужності, яка передається через обмотку 10 кВ трансформатора          

                    

Рисунок 4.33 – Графік активного навантаження обмоток                 110 кВ трансформатора

                               

Рисунок 4.34 – Графік реактивного навантаження обмоток  110 кВ трансформаторів

 

Рисунок 4.35 – Графік навантаження обмоток                                  110 кВ трансформатора

                                         

Рисунок 4.36 – Графік реактивної потужності, яка виробляється зимою одним синхронним компенсатором

Рисунок 4.37 – Графік повного навантаження обмоток 110 кВ трансформаторів в зимовий період при вимкненні одного синхронного компенсатора

Рисунок 4.38 – Графік реактивної потужності, яка виробляється зимою спільно статичними конденсаторами і синхронним компенсатором

Рисунок 4.39 – Графік реактивного навантаження обмоток             10 кВ трансформаторів в зимовий період при вимкненні одного синхронного компенсатора

                                

 

Рисунок 4.40 – Графік реактивного навантаження обмоток             110 кВ трансформаторів в зимовий період при вимкненні одного синхронного компенсатора

Вибір схем розподільних пристроїв

На генераторній напрузі (низька напруга підстанції), в курсовому проекті приймається, як правило, одинична секціонована система збірних шин, яка забезпечує достатню надійність живлення споживачів і зв’язку з енергосистемою.

На підвищених напругах станцій і підстанцій можливе застосування різних схем РП. Залежно від числа трансформаторів і ліній, вимог до надійності електропостачання споживачів і зв’язку з системою можуть застосовуватися схеми одиничного і подвійного містка, квадрату, багатокутника, одиничної і подвійної систем шин з обхідною та інші.

В проекті для РП кожної напруги проводиться порівняння 2-3х можливих варіантів схем. При цьому для кожної схеми оцінюється надійність, експлуатаційна гнучкість, можливість розширення, підраховується число встановлених вимикачів і т.д. На основі порівняння оцінок робиться ухвалення доцільності застосування тієї чи іншої схеми РП.

4.2 Розрахунок струмів короткого замикання

В курсовому проекті розрахунок струмів К.З. проводимо в об’ємі, який необхідний для вибору апаратів і шин, а також для вирішення питання про необхідність і способи обмеження струмів К.З.

Розраховуємо струм трифазного К.З.

Рисунок 4.41 – Схема ТЕЦ для вибору розрахункових                точок К.З.

Складання схеми заміщення та визначення струмів К.З.

Розрахунки проводимо у відносних одиницях, прийнявши базові величини:

Базова напруга на низькій стороні(НН):

Базова напруга на середній стороні(СН):

Базова напруга на високій стороні(ВН):

Розрахуємо відповідні базові струми за формулою:

;

.

Складаємо схему заміщення

Рисунок 4.42 – Схема заміщення ТЕЦ

Приводимо параметри елементів схеми до базових умов

1. Параметри системи:

;

2. Параметри автотрансформаторів:

АТ1 та АТ2 одинакові, отже:

3. Параметри турбогенераторів ТВФ-100:

.

4. Параметри навантаження:

Визначаємо параметри навантаження на стороні НН та ВН:

.

5. Параметри  ЛЕП:

Лінія на ВН:

Лінія на СН: .

Визначаємо струми К.З. для першої точки (К1), яка знаходиться на шині 10 кВ

Лінії Л1 і Л2 паралельні, тому:

.

Опори  та  послідовні:

.

Опори  та  паралельні:

.

Зводимо паралельні  та:

.

Зводимо  та :

;       .

Зводимо послідовно  та ;

.

Спрощуємо схему далі за методом коефіцієнтів розподілу:

;

;

;

;

В результаті перетворень отримаємо схему:

Рисунок 4.43 – Схема заміщення                                                 (перше перетворення для точки К-1)

Замінюємо вітки на стороні НН еквівалентною:

.

Після цих спрощень отримаємо схему:

Рисунок 4.44 – Еквівалентна схема заміщення для точки К-1

Отже, сумарний струм КЗ буде рівний:

Ударне значення струму К.З.:

Визначаємо струми К.З. точки К2, яка знаходиться на шині 110 кВ.

Схема буде мати наступний вигляд (з врахуванням спрощень точки К-1).

Рисунок 4.45 – Схема заміщення для точки К-2

Спростимо схему:

.

Далі знаходимо струм К.З. в точці 2:

Ударне значення струму К.З.:


Визначаємо струми К.З. точки К3, яка знаходиться на шині 330 кВ.

Схема буде мати наступний вигляд.

Рисунок 4.46 – Схема заміщення для точки К-3

Зводимо послідовні опори:

.

Спрощуємо схему далі за методом коефіцієнтів розподілу:

;

;

;

;

Далі знаходимо струм К.З. в точці 3:

Ударне значення струму К.З.:

4.3 Обмеження струмів короткого замикання

Для обмеження струмів короткого замикання розглядаємо доцільність встановлення секційних і лінійних реакторів.

Попередній вибір вимикачів

На основі даних розрахунку струмів К.З. в схемі проводиться попередній вибір вимикачів в колах генераторів, трансформаторів зв’язку і шиноз’єднуваних вимикачів.

Робочий струм в колах генераторів визначається за наступною формулою:

де 0.95 – коефіцієнт, що враховує 5% зниження напруги.

В колах трансформаторів максимальний робочий струм буде рівний:

В колі секційного вимикача струм визначається як:

Результати попереднього вибору вимикачів зводимо у таблицю 4.2.

Таблиця 4.2 – Попередній вибір вимикачів

Назва кола

, кВ

, А

Розрахункові струми К.З.

Вибраний вимикач

, кА

, кА

Генератор

10

6809

149,3

417,3

-

Трансформатор зв’язку

10

15464

174,5

468,9

-

Секційний вимикач

10

4085

100,1

269,1

-

Вибір вимикачів ми здійснити не можемо, бо струми К.З. мають надто великі значення. Тому вибираємо секційний реактор.

Вибір секційних реакторів

Вибираємо реактор за такими умовами:

1)

2)

Оскільки реактора з таким номінальним опором і струмом не існує, то в схему паралельно увімкнемо 2 реактори типу РБДГ 10-2500-0,35 УЗ з опором одного .

Розрахунок струмів К.З. з урахуванням реактора

Опір реактора у відносних базових одиницях:

Розраховуємо струми К.З. аналогічно до попереднього розділу, але з урахуванням в схемі заміщення опору вибраного реактора.

Складаємо схему заміщення:

Рисунок 4.47 – Схема заміщення з урахуванням реактора

Розрахуємо точку К-1.

Рисунок 4.48 – Схема заміщення для розрахунку точки К-1

;

.

Перетворюємо з’єднання опорів зіркою в трикутник:

;

.

Перетворюємо з’єднання опорів трикутником в зірку:

;

.

Отримаємо схему:

Рисунок 4.49 – Схема заміщення для розрахунку точки К-1                   (I перетворення)

Проводимо спрощення схеми далі аналогічно.

Вибір лінійних реакторів

Вибір лінійних реакторів при проектуванні ТЕЦ проводиться з метою забезпечення термічної стійкості кабелів розподільчої мережі 6-10 кВ і обмеження струмів К.З. до рівня, який визначається параметрами вимикачів, встановлених на РП 6 кВ станції або в розподільних пунктах (РП).

При виборі лінійних реакторів надамо перевагу здвоєним реакторам. При цьому навантаження спробуємо розподілити якомога рівномірніше.

Рисунок 4.50 – Схема і параметри розподільчої мережі

Переріз вибираємо за методичкою, відомою з курсу “Електричні системи та мережі”. Струм в нормальному режимі (лінії до РП 1–8).

А.

Вибір перерізу проводимо за економічною густиною струму

.

Для вибору  знайдемо час використання максимальної потужності , виходячи з графіку на                    рисунку 4.3. Для прикладу задаємось такими числовими значеннями тривалості зимового періоду 210 днів і літнього періоду 155 днів.

 

Для кабелів з алюмінієвими жилами:

А/мм2,

тоді:

мм2.

Вибираємо 2 паралельні кабелі перерізом 120 мм2. Перевіряємо кабелі за допустимим струмом в аварійному режимі (вимкнення однієї пари кабелів):

А.

,

де   тривало допустимий струм кабеля;

  коефіцієнт перевантаження;

  коефіцієнт, який враховує прокладання двох кабелів у траншеї.

А>=566.03 А

Тобто, вибраний кабель не проходить за умовами нагрівання в аварійному режимі.

Аналогічно вибираємо кабель на РП 9–18.

кА,

мм2.

Вибираємо 4 паралельні кабелі перерізом 95 мм2. Перевіряємо кабелі за допустимим струмом в аварійному режимі:

А,

А.>.

Тобто, вибраний кабель проходить за умовою нагрівання в аварійному режимі.

Перевірка вимикача на РП і кабельних лініях, які розгалужуються від РП. Розрахуємо точку К.З., яка знаходиться на кабельних лініях, що з’єднують ГРП і РП-6 кВ.

Рисунок 4.51 – Схема заміщення для розрахунку К.З. на кабельних лініях

в. о.;

в. о.;

в. о.;

в. о.

де – відповідно ЕРС та опори еквівалентних віток системи, генератора та навантаження. Приймаємо .

Рисунок 4.52– Кінцева схема заміщення для розрахунку К.З. на кабельних лініях

в. о.

Струм К.З. на шинах РП:

в. о.;

кА.

Вибираємо вимикач на РП типу ВМП 10К.

Перевіряємо кабель на термічну стійкість:

,

де   для кабелів з алюмінієвими жилами;

  переріз кабелю;

  час дії струму КЗ.

с;

кА.

Цей струм необхідно порівняти з усталеним струмом К.З., який визначається за розрахунковими кривими. Розрахунковий опір:

в. о.

Оскільки опір більше 3, то струм визначаємо як для системи:

кА.

Через кожний з двох паралельних кабелів протікає усталений струм К.З.:

кА< кА.

Перевірка вимикачів РП 6 кВ станції кабельних ліній, що відходять від РП 6 кВ. Розрахункова точка К.З. – К-9.

Рисунок 4.53 – Схема заміщення для розрахунку К.З. на шинах РП 6кВ

в. о;

кА

За розрахунковими кривими:

в. о;

в. о;

кА.

Допустимий струм термічної стійкості кабеля, що відходить від РП 6 кВ:

кА.

Тут  с, де  с – ступінь селективності захисту.

Через кожний з паралельних кабелів протікає струм КЗ:

кА.> кА.

Таким чином, як згідно вимог щодо вимикаючої здатності вимикачів, так і по термічній стійкості кабелів для обмеження струмів К.З. необхідне встановлення лінійних реакторів на лініях 6 кВ, що відходять.

Вибір лінійних реакторів.

Перш за все складаємо схему розподілення навантаження РП між секціями. При складанні схеми слід намагатися, щоб навантаження на кожний реактор було приблизно однакове, а вітки здвоєного реактора були завантажені рівномірно.

кА.

Вибираємо реактор РБСГ 10-2х1600-0,14У3.

в. о;

в. о.

Перевіряємо кабель на термічну стійкість.

Визначаємо усталений струм К.З.:

,

де 1075 МВА – це потужності всіх С.Г. та системи.

;

кА;

кА.< кА.

Отже, як ми бачимо, після встановлення лінійних реакторів, вимоги до термічної стійкості задовольняються.

Таблиця 4.3 – Дані по вибору і перевірці реактора

Розрахункові дані

Каталожні дані реактора

РБСГ 10-2х1600-0,14У3

кВ.

кВ.

А.

А.

кА.

кА.

кАּ2с

кАּ2с

4.4 Вибір електричних апаратів і провідників розподільних пристроїв

При проектуванні ТЕЦ проведемо вибір основної апаратури розподільних пристроїв всіх напруг: вимикачів, роз’єднувачів, трансформаторів струму і напруги. Також проведемо вибір шин основних приєднань в РП 6-10 кВ і генераторів, трансформаторів, тощо.

Вибір вимикачів і роз’єднувачів

Вимикач в колі генератора (К-6)

Номінальна напруга: UHOM = 6 кВ.

Максимальний робочий струм: IРОБ.МАХ. = 6077 А.

Ударний струм К.З.: іУ = 152,3 кА.

Попередньо вибираємо вимикач: ВВОА-15-140/12500, власний час відключення вимикача tВЛ = 0,168 с;                                = 0,01+0,168 = 0,178 с.

Перевіряємо вимикач за періодичним (симетричним) струмом.

Струм від системи:  

від генератора :

.

За розрахунковими кривими для генератора визначаємо струм К.З. в момент часу :

Визначаємо для = 0,178 с:

Перевіряємо вимикач за асиметричною складовою струму:

Перевіряємо вимикач на термічну стійкість:

;

;

Результати розрахунку вибору вимикача В1 зводимо в таблицю 4.4.

Таблиця 4.4 - Результати розрахунку вибору вимикача

Розрахункові дані

Номінальні дані

ВВОА-15-140/12500У3

РВП-20-12500УЗ

UРОБ = 6 кВ

UНОМ = 10 кВ

UНОМ = 20 кВ

ІРОБ.МАХ. = 6077 А

ІНОМ = 12500 А

ІНОМ = 12500 А

іУ = 59,5 кА

ІУ = 140 кА

-

ІУ = 281,7  кА

іУ = 355 кА

-

Іn = 162,25 кА

Іn = 355 кА

-

іа = 229,5 кА

іа = 257,4 кА

-

ВК = 4364,18 кА2 ·с

ВК = 58800 кА2·с

ВК = 129600 кА2·с

Роз’єднувачі вибираємо аналогічно.

Вибір трансформаторів струму

Трансформатор струму призначений для зменшення первинного струму до значень, прийнятих для приладів і реле і для відокремлення кіл вимірювання і захисту від первинних кіл ВН. Струмові кола приладів і реле мають малий опір, тому ТС працюють в режимі, близькому К.З. Тому при наявності струму в первинній обмотці розмикати вторинну обмотку не можна.

Вибір трансформаторів струму здійснюється за наступними параметрами:

1) за напругою ;

2) за струмом .

При чому номінальний струм повинен бути максимально близьким до робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до зростання похибок;

3) за конструкцією і класом точності;

4) за динамічною стійкістю ,

де  – ударний струм КЗ;

– кратність динамічної стійкості;

– номінальний струм ТС;

5) по термічній стійкості .

Розглянемо приклад вибору ТС в колі синхронного генератора, в якому встановлюємо:

- амперметр в кожній фазі;

- ваттметр;

- варметр;

-лічильники і давачі активної і реактивної потужності.

В таблиці 4.5 подано розрахункові дані для вибраного трансформатора струму ТВШ-15-8000 0.2/10Р.

Таблиця 4.5 - Розрахункові дані для вибору трансформатора струму

Розрахункові дані

Номінальні дані

UР = 10 кВ

UНОМ = 10 кВ

I РОБ.МАХ = 6809 А

ІНОМ = 8000 А

іУ = 125 кА

-

Вк = 442 кА2  с

Перевіряємо трансформатор струму по вторинному навантаженню, користуючись схемою ввімкнення і каталожними даними приладів (див. табл. 4.6), визначаємо навантаження по фазах.

Таблиця 4.6– Вторинне навантаження трансформатора струму

Прилад

Тип

Навантаження, В А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ватметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Давач активної потужності

-

0,5

-

0,5

Давач реактивної потужності

-

0,5

-

0,5

Лічильник активної енергії

И-680

2,5

-

2,5

Лічильник реактивної енергії

И-676

2,5

2,5

2,5

Ватметр (машинний зал)

Д-305

0,5

-

0,5

Підсумок

8,0

3,0

8,0

Визначаємо загальний опір приладів

де  - струм у вторинній обмотці, який рівний 5А;

Для забезпечення класу точності трансформатора необхідно витримати умову:

де  - номінальне навантаження в класі точності 0,2 для вибраного трансформатора за паспортними даними.

Розраховуємо опір з’єднувальних проводів, прийнявши опір контактів 0,1 Ом.

Проводи з мідними жилами  Ом/м застосовуються у вторинних колах основного і допоміжного устаткування агрегатів 100 МВт і більше, а також на підстанціях з вищою напругою 220 кВ і вище. В інших випадках у вторинних колах застосовують проводи з алюмінієвими жилами  Ом/м; - розрахункова довжина, яка залежить від схеми сполучення трансформаторів струму: схема повної зірки - ; схема неповної зірки - , де - довжина сполучених приладів від трансформаторів струму до приладів в один кінець, яку можна прийняти приблизно рівній : вісі кола ГРУ 6-10 кВ, крім ліній до споживача – 40-60 м; лінії 6-10 кВ до споживачів – 4-6 м.

всі кола РПр 35 кВ           – 60-75 м;

всі кола РПр 110 кВ         – 75-100 м;

всі кола РПр 220 кВ         – 100-150 м;

всі кола РПр 330-500 кВ  – 25-40 м.

для підстанцій вказані довжини знижують на 15-20%.

Визначаємо переріз з’єднувальних алюмінієвих проводів (=0,0283 Ом/м), прийнявши їх довжину lРОЗР=60 м:

Приймаємо контрольний кабель АКВРГ з жилами перерізом 2.5 мм2.

Аналогічно вибираємо трансформатори струму  на стороні НН автотрансформатора, на стороні СН автотрансформатора, на стороні ВН автотрансформатора, на збірних шинах генераторної напруги, в колі споживачів.

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги вибираються:

  •  за напругою;
  •  за конструкцієюї схемою сполучення вторинних обмоток;
  •  за класом точності;
  •  за вторинним навантаженням.

,

де  - номінальна потужність у вибраному класі точності.

При цьому слід знати, що для однофазних трансформаторів, сполучених в зірку, необхідно взяти сумарну потужність всіх 3-х фаз, а для сполучення по схемі відкритого трикутника подвоєну потужність одного трансформатора - навантаження всіх вимірювальних   приладів і реле, приєднаних до трансформатора напруги.

.

       Приклад розрахунку на лініях 6 кВ. Від РП відходить 20 ліній.

Таблиця 4.7 – Вторинне навантаження трансформатора напруги

Прилад

Тип

Р,Вт

К-сть,

шт.

cos φ

sin φ

К-ть

прил.

Лічильник активної

потужності

Л-680

2,0

2

0,38

0,925

20

80

194.7

Лічильник реактивної потужності

Л-677

3,0

2

0,38

0,925

20

120

292.1

Підсумок :

200

486.8

тип НОМ-10-66Т2 (Sном=75 В·А)

Коло трансформатора зв’язку :

Sном =6 В·А , тип – НОМ.07-10УХЛ3.

Лінії 110 кВ :

Sном =6 В·А , тип – НКФ-110-83У1.

Лінії 330 кВ :

Sном =6 В·А , тип – НКФ-330-83У1-1.

Збірні шини 6 кВ :

Sном =16 В·А , тип – НОМ-10-66У3.

Збірні шини 110 кВ :

Sном =19 В·А , тип – НКФ-110-66-УХЛ1.

Збірні шини 330 кВ :

Sном =19 В·А , тип – НКФ-330-73У1.

Вибір шин та ізоляторів

Вибір шин для сполучення окремих елементів РП здійснюється наступним чином:

1. У приєднанні генератора :

Вибираємо коробчасті шини розміром 2(125х55х6,5) з перерізом  2х1370 мм2.

Перевірка за тривалим допустимим струмом. Вибрані шини повинні задовольняти умову.

-

-

Перевірка на термічну стійкість:

що менше від вибраного перерізу 2х1370 мм2 , тобто шини термічно стійкі.

Перевіряємо на динамічну стійкість .

Максимальна сила, що діє на фазу при горизонтальному розміщенні шини

Напруженість в матеріалі шин від взаємодії фаз

Сила взаємодії між полосами

Приймається, що швелери шин з’єднані жорстко по всій довжині зварним швом, тому напруженість в матеріалі від взаємодії між швелерами відсутнє .

Отже,

Максимальна довжина між накладками

Число накладок в проміжку

Приймаємо кількість накладок в проміжку n=2 шт.

Вибір ізоляторів .

Умови вибору

  •  за напругою  ;
  •  за допустимим навантаженням

Вибираємо опорні ізолятори, на яких будуть кріпитися жорсткі шини ОФ – 10 -2000.

Розрахункова сила, що діє на ізолятори при горизонтальному чи вертикальному їх розміщенні

Допустиме навантаження на головку ізолятора

Перевіряємо умову

Вибираємо прохідні ізолятори типу ИП – 10/5000 – 4250У2.

Перевіряємо за струмом

Розрахункова сила, що діє на ізолятори

Допустиме навантаження на головку ізолятора

Перевіряємо умову

Вибір шин для сполучення трансформатора зв’язку, секційного вимикача проводимо аналогічно .

2. Вибір збірних шин на стороні 110 кВ.

Вихідні дані:

Визначаємо робочий струм на стороні 110 кВ

Вибір збірних шин здійснюємо за допустимим струмом. Вибираємо гнучкий струмопровід, виконаний проводами   АС-600/72, Ідоп = 1050 А, фази розміщені горизонтально на відстані D = 300 см, поперечний переріз q = 600 мм2 , діаметр провода d = 33,2 мм.

Здійснювати перевірку даних гнучких шин за електродинамічною дією струму короткого замикання не потрібно, оскільки виконується умова

Також не проводимо перевірку за термічною дією струму короткого замикання, оскільки шини виконані неізольованими проводами на відкритому повітрі.

Здійснюємо перевірку вибраних шин за умовою корони.

Визначаємо максимальне значення початкової критичної напруженості електричного поля

де  m – коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні проводу, приймаємо m – 0,82;

    r0радіус проводу, см.

Напруженість електричного поля навколо проводу

де Dср – середня геометрична відстань між проводами фаз, см; при розміщенні фаз горизонтально

Перевіряємо умову

<

Всі умови виконуються, значить, гнучкі шини вибрані вірно.

4.5 Розробка схеми і вибір трансформатора власних потреб

Власні  потреби ТЕЦ

Власні потреби ТЕЦ живляться на напрузі 10кВ. Схема залежить від числа генераторів і котлів, при чому, число секцій власних потреб приймається рівним числу котлів. В проекті вважаємо, що число котлів рівне числу генераторів.

Кожну секцію власних потреб живлять від окремого робочого трансформатора, який підєднують до різних секцій збірних шин генераторної напруги. Передбачається також встановлення резервного трансформатора власних потреб. Схема живлення власних потреб для ТЕЦ з двома генераторами і двома котлами зображена на рисунку 4.55.

Рисунок 4.55 - Принципова схема живлення власних потреб ТЕЦ

Потужність робочих трансформаторів ВП вибираємо таким чином, щоб без перевантаження вони забезпечили живлення всіх споживачів власних потреб.

де    - задана потужність споживачів власних потреб у відсотках;

       - число робочих ТВП.

Вибираємо трансформатор ВП типу ТДНС 16000/20. Потужність резервного трансформатора приймаємо таку ж як і  потужність робочих трансформаторів, тому тип трансформатора буде теж ТДНС 16000/20.

Власні  потреби підстанції

Всі власні потреби підстанції живляться на одній напрузі 0,4 кВ від двох трансформаторів по схемі із прихованим резервом (рисунок 4.56).

Рисунок 4.56 - Схема живлення власних потреб підстанції

Кожен трансформатор вибирають за повним навантаженням всіх власних потреб, оскільки при пошкодженні одного з трансформаторів ВП, той, що залишився, повинен забезпечити живлення всіх користувачів ВП без перевантаження :

Вибираємо трансформатор ТДНС-10000/6.

Розробка електричної схеми станції або підстанції і конструкції 3РП

Графічне оформлення електричної схеми

Схема виконується однолінійною на листі формату А1.                                    

Електричні апарати показують умовними графічними позначеннями у відповідності з ДСТУ.                                                         

При більшому числі ліній можна показувати на кожній секції збірних шин або на кожній збірці групових реакторів тільки 2-3 лінії, вказуючи підписом їх дійсну кількість. Приєднання генераторів, трансформаторів, синхронних компенсаторів і групових реакторів потрібно показувати всі.

Комутаційні апарати – вимикачі, роз’єднувачі, запобіжники – слід показувати у всіх приєднаннях і зображувати їх у вимкненому положенні.

На схемі повинні бути показані всі вентильні розрядники, які захищають трансформатори, і апарати від перенапруг та вказані їх типи. Для збірних шин розрядники приєднують разом з трансформаторами напруги через загальний роз’єднувач.

На електричній схемі теплової електростанції повинні бути показані основні резервні джерела живлення власних потреб (трансформатори або реактивні лінії) і збірні шини розподільчого пристрою власних потреб.

На електричній схемі підстанції слід зобразити трансформатори власних потреб і збірні шини розподільчого пристрою 380/220В. Нульовий вивід вторинної обмотки кожного трансформатора заземлюють і приєднують наглухо до нульової шини розподільчого пристрою 380/220В. Нульові шини показують пунктирними лініями.                                                                  

У кожного характерного кола (генератор, трансформатор, лінія та інші), повинні  бути вказані вимірювальні прилади, які контролюють якість енергії (реєструючі, контроль стану ізоляції, сумуючі, синхронізації). Прилади вибирають у відповідності з правилами улаштування електроустановок.

Розробка конструкції закритого розподільчого пристрою 6-10 кВ

В проекті ескізно розробляються наступні креслення конструкції закритого РП 6-10 кВ;   

а) план розташування комірок РП;  

б) схема заповнення РП;                                             

в) розрізи комірок, які виконуються не у вигляді комірок                 комплексних розподільних пристроїв (КРУ), а як збірні комірки, які збираються із серійно випущеної апаратури. Як правило, це відноситься до ввідних комірок або комірок секційних вимикачів, якщо за величиною робочого струму не вдається підібрати КРП,

Креслення, вказані в даному розділі, оформляють на листі формату А1.

Перелік рекомендованих джерел

1. Федорів М.Й.  Навчальний посібник «Електричні станції і підстанцій».– Івано-Франківськ, 2000 – 160с.

2. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.//под ред. Б. Н. Неклепаева. – М.: Энергоиздат, 1989- 640с.

3. Рожкова Л.Д. , Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций» М.: Энергоатомиздат, 1987-648с.

4. Мірецький В.І. , Коломойцева Р.М. Методичні вказівки по вибору апаратури і лінійних реакторів.- ІФНТУНГ, 1987-30с.

5. Методичні вказівки до курсового проектуванню з курсу «Електропостачання та електрообладнання» для  студентів напрямку 7.090603 – Івано-Франківськ, 1995.

Додатки

Таблиця Д.1 – Трансформатори оливні з вищою напругою 6-10 кВ

Тип (потужність), кВА

Напруга обмотки, кВ

Втрати, кВт

UK

ВН-НН, %

ІХХ, %

Рхх

РКЗ

ВН-НН

ВН

НН

А

Б

ТМ-25

6;10

0,4

0,105

0,125

0,60

4,5

3,2

ТМ-40

6;10

0,4

0,15

0,18

0,88

4,5

3,0

ТМ-63(ТМН)

6;10

0,4

0,22

0,26

1,28

4,5

2,8

ТМ-100(ТМН)

6;10

0,4

0,31

0,36

1,97

4,5

2,6

ТМ-160(ТМН)

6;10

0,4

0,46

0,54

2,65

4,5

2,4

ТМ-250(ТМН)

6;10

0,4

0,66

0,78

3,70

4,5

2,3

ТМ-400(ТМН)

6;10

0,4

0,92

1,08

5,50

4,5

2,1

ТМ-630(ТМН)

6;10

0,4

1,42

1,68

7,60

4,5

2,0

ТМН-1000

6;10

0,4

2,1

2,4

12,2

5,5

1,4

ТМН-1600

6;10

0,4

2,8

3,3

18,0

5,5

1,4

ТМН-2500

10

6,3

3,9

4,6

23,5

5,5

1,0

ТМН-4000

10

6,3

5,45

4,4

33,5

6,5

0,9

ТМН-6300

10

6,3

7,65

9,0

46,5

6,5

0,8

Таблиця Д.2 – Трансформатори оливні з вищою напругою 35 кВ

Тип (потуж-ність), кВА

Напруга обмотки, кВ

Втрати, кВт

UK, %

ІХХ, %

Рхх

РКЗ

ВН- НН

ВН

СН

НН

А

Б

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТМН-2,5

35

6,3;11

4,35

5,1

23,5

6,5

1,1

ТМН-4

35

6,3;11

5,10

6,7

33,0

7,5

1,0

ТМН-6,3

35

6,3;11

8,00

9,4

46,5

7,5

0,9

ТДН-10

38,5

6,3;10,5

12,3

14,5

65,0

8,0

0,8

ТДН-16

38,5

6,3;10,5

17,8

21,0

90,0

8,0

0,75

ТДН-25

38,5

6,3;10,5

24,5

29,0

125

8,0

0,7

ТРДН-25

36,75

6,3/6,3;

10,5/10,5

24,5

29,0

145

9,5

15

0,7

Таблиця Д.3 – Трансформатори з вищою напругою 110 кВ

Тип (потуж-ність), кВА

Напруга обмотки, кВ

Втрати, кВт

UK, %

ІХХ, %

Рхх

РКЗ

ВН-НН

ВН

СН

НН

А

Б

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТМН-2,5

110

6,6;11;22

5

6,5

22

10,5

1,5

ТМН-6,3

115

6,6;11;22;38,5

10

13

50

10,5

1,0

ТДН-10

115

6,6;11;22;38,5

14

18

60

10,5

0,9

ТДН-16

115

6,6;11;22;38,5

21

26

85

10,5

0,85

ТРДН-25

115

6,3/6,3; 6,3/10,5;

10,5/10,5; 22; 38,5

29

36

120

10,5

15,0

0,8

ТРДН-40

115

6,3/6,3; 6,3/10,5;

10,5/10,5; 22; 38,5

44

59

167

10,4

15,0

0,41–1,2

ТРДЦН-63

115

6,3/6,3; 6,3/10,5;

10,5/10,5; 22; 38,5

59

82

257

10,8

18,4

0,5–1,1

ТРДЦН-80

115

6,3/6,3; 6,3/10,5;

10,5/10,5; 22; 38,5

70

89

315

10,5

10,5

18,4

0,6

ТМТН-6,3

115

38,5

6,6;11

14

17

60

10,5

17,0

6,0

1,2

ТМТН-10

115

38,5

6,6;11

19

23

80

17,0

17,0

6,0

1,1

ТДТН-16

115

38,5

6,6;11;6,3;10,5

26

32

105

10,5

10,5

6,0

1,05

ТДТН-25

115

38,5

6,3;10,5

36

45

145

17,0

17,0

6,0

1,0

ТДТН-40

115

38,5

6,3;10,5

50

63

230

17,0

10,5

6,0

0,9

ТДТН-63

115

38,5

6,3;10,5

70

87

310

17,0

10,5

6,0

0,85

ТДТН-80

115

38,5

6,6;11

73

380

10,5

6,0

0,6

ТДЦ-125

121

10,5;13,8;15,75

100

120

520

10,5

0,55

ТДЦ-200

121

13,8;15,75;18;20

140

170

700

10,5

0,5

Таблиця Д.4 – Трансформатори з вищою напругою 220 кВ

Тип (потужність), кВА

Напруга обмотки, кВ

Втрати, кВт

UK, %

ІХХ 

Рхх

РКЗ

ВН

СН

НН

А

Б

ВН

-

СН

ВН-НН

ВН

-

СН

ВН

-

НН

СН

-

НН

%

ТРДН-32

230

6,6/6,6;11/1;   6,6/11;38,5

43

53

167

12

0,9

ТРДЦН-63

230

6,6/6,6;11/1;6,6/11;38,5

67

82

300

12

0,8

ТРДЦН-100

230

11/11;38,5

94

115

360

12

0,7

ТРДЦН-160

230

11/11;38,5

140

167

525

12

0,6

ТДТН-10

230

22;38,5

6,6;11

ТДТН-25

230

22;38,5

6,6;11

41

50

135

12,5

20

6,5

1,2

ТДТН-40

230

22;38,5

6,6;11

51

66

240

12,5;

22

22;

12,5

9,5;9,5

1,1;1,1

ТДТН-63

230

22;38,5

6,6;11

75

91

320

12,5;

24

24;

12,5

10,510,5

1;1

ТДЦ-80

242

6,3;10,5;13,8

85

105

320

11

0,6

ТДЦ-125

242

10,5;13,8

115

135

380

11

0,5

ТДЦ-200

242

13,8;15,75;18

170

200

580

11

0,45

ТДЦ-250

242

13,8;15,75;18

210

240

650

11

0,45

ТДЦ-400

242

13,8;15,75;18

280

380

880

11

0,4

АТДЦТН-32

230

121

6,6;11;38,5

27

32

145

11

34

21

0,6

АТДЦТН-63

230

121

6,6;11;38,5

37

45

215

11

35

22

0,5

АТДЦТН-100

230

121

6,6;11;38,5

65

75

260

11

31

19

0,5

АТДЦТН-125

230

121

6,6;11;13,8;38,5

75

85

290

11

31

19

0,5

АТДЦТН-160

230

121

6,6;11;13,8;

38,5

85

100

380

11

32

20

0,5

АТДЦТН-200

230

121

10;13,8;15,7538,5

105

125

430

11

32

20

0,5

АТДЦТН-250

230

121

11;13,8;15,7538,5

120

145

520

11

32

20

0,5

Таблиця Д.5 – Трансформатори з вищою напругою 330 кВ

Тип (потужність), кВА

Напруга обмотки, кВ

Втрати, кВт

UK, %

ІХХ, %

Рхх

РКЗ

ВН

СН

НН

А

Б

ВН-СН

ВН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТРДН-32

330

6,3/6,3;38,5;6,/10,5;10,5/10,5

70

80

170

11

19

0,85

ТРДН-63

330

6,3/6,3;38,5;6,/10,5;10,5/10,5

103

120

265

11

19

0,7

ТРДН-125

330

6,3/6,3;38,5;6,/10,5;10,5/10,5

155

180

420

11

19

0,5

ТДЦ-200

347

13,8;15,75;18

187

220

560

11

0,45

ТДЦ-250

347

13,8;15,75;18

205

240

605

11

0,45

АТДЦТН-63

330

115

6,3;10,5

60

70

280

10

32

21,5

0,6

АТДЦТН-125

330

115

6,3;10,5

100

115

370

10

35

22

0,5

АТДЦТН-200

330

115

10,5;11;38,5

155

180

600

10

34

22,5

0,5

АТДЦТН-250

330

115

10,5;11;38,5

180

230

730

10

34

22,5

0,5

АТДЦТН-400

330

115

10,5;11;38,5

10

34

22,5

0,5

Таблиця Д.6 – Трансформатори ОМ, ОМП, ОМГ

Тип трансформатора

Потужність,  кВА

Напруга, В

Втрати НХ, Вт

Напруга КЗ, %

Первинна

Вторинна

ОМП 4/ 6-0,23

4,0

6000

230

140

4,7

ОМП-4/ 10-0,23

4,0

10000

230

140

4,7

ОМП-10/ 6-0,23

10,0

6000

230

280

3,5

ОМП-10/ 10-0,23

10,0

10000

230

280

3,5

Таблиця Д.7– Технічні характеристики трансформаторів ОМ і ОМГ

Тип трансформатора

Номін. напруга, кВ

Втрати, Вт

Напруга КЗ., %

ВН

НН

Н.Х.

к.з. при 75oС

ОМ (Г) -0,25/3

3,0

0,1

<=14

<=16

4,5

ОМ (Г) -1,25/10

6,10

0,23

20

60

5,5

ОМ (Г) -2,5/10

6,10

0,23

40

90

5,5

ОМ (Г) -2,5/27,5

27,5

0,23

40

90

5,0

Таблиця Д.8 – Технічні характеристики трансформаторів ТМ

Тип

Номінальна потужність, кВА

Напруга к.з., %

Втрати н.х., кВт

ТМ-25/10У1

25

4,5

0,11

ТМ-40/10У1

40

4,5

0,15

ТМ-63/10У1

63

4,5

0,22

ТМ-00/10У1

100

4,5

0,305

ТМ-160/10У1

160

4,5

0,41

ТМ-250/10У1

250

5,0

0,55

ТМ-400/10У1; ХЛ1

400

4,5

0,83

ТМ-630/10У1

630

5,5

1,05

ТМ-1000/ 10У1

1000

5,5

1,5

ТМ-1600/ 10У1; ХЛ1

1600

6,0

2,05

ТМ-2500/10У1

2500

6

2,8

Таблиця Д.9 – Технічні характеристики оливні трансформаторів серії ТМ напругою 6-10/0,4(0,69) кВ, частотою 50 Гц

Потужність, кВА

Схема і група з'єднання

Втрати неробочого ходу, Вт

Струм неробочого ходу, %

Втрати короткого замикання, Вт

Напруга короткого замикання, %

25

Y/Yh-0

130

3,2

600

4,5

Y/Zh-11

690

4,7

40

Y/Yh-0

175

3

880

4,5

Y/Zh-11

1000

4,7

63

Y/Yh-0

240

2,8

1280

4,5

Y/Zh-11

1470

4,7

100

Y/Yh-0

330

2,6

1970

4,5

Y/Zh-11

2270

4,7

160

Y/Yh-0

510

2,4

2650

4,5

∆/Yh-11

3100

4,5

Y/Zh-0

3100

4,7

250

Y/Yh-0

740

2,3

3700

4,5

∆/Yh-11

4200

4,5

Y/Zh-11

4200

4,7

400

Y/Yh-0

950

2,1

5500

4,5

∆/Yh-11

5900

Y/Zh-11

5900

630

Y/Yh-0

1310

2

7600

5,5

∆/Yh-11

8500

Y/Zh-11

8500

1000

Y/Yh-0

-

-

-

-

∆/Yh-11

∆/Zh -11

Таблиця Д.10 – Технічні характеристики оливних трансформаторів серії ТМГ напругою 6-10/0,4 кВ, частотою 50 Гц

Потужність, кВА

Схема і група з'єднання

Втрати неробочого ходу, Вт

Струм неробо-чого ходу, %

Втрати короткого замикання, Вт

Напруга короткого замикання, %

25

Y/Yh-0

115

2,8

600

4,5

Y/Zh-11

690

4,7

40

Y/Yh-0

155

2,6

880

4,5

Y/Zh-11

1000

4,7

63

Y/Yh-0

220

2,4

1260

4,5

Y/Zh-11

1470

4,7

100

Y/Yh-0

270

2,0

1970

4,5

Y/Zh-11

2270

4,7

160

Y/Yh-0

410

1,5

2600

4,5

Y/Zh-11

2900

4,7

250

Y/Yh-0

650

1,9

3700

4,5

∆/Yh -11

4200

400

Y/Yh-0

730

1,09

5400

4,5

∆/Yh-11

5600

630

Y/Yh-0

1300

1,2

7600

5,5

∆/Yh-11

Номінальна

потужність

Номінальна

вища напруга

Номінальна нижча напруга

Втрати н.х.

Втрати короткого замикання

Струм холостого  ходу

Напруга короткого замикання

Схема і група

обмоток

кВА

кВ

кВ

кВт

кВт

%

%

-

250

6

10

0,4

0,61

3,7

1,9

4,5

У/Ун-0

400

6

10

0,4

0,9

5,5

1,9

4,5

У/Ун-0

630

6

10

0,4

1,25

7,9

1,7

5,5

У/Ун-0

8,5

Д/Ун-11

1000

6

10

0,4

1,9

12,2

1,0

5,5

У/Д-11

Д/Ун-11

Таблиця Д.11 – Технічні характеристики трансформаторів ТМЗ

Таблиця Д.12 – Технічні характеристики трансформаторів ТМЖ

Номінальна потужність, кВА

Номінальна вища напруга, кВ

Номінальна нижча напруга, кВ

Втрати холостого ходу, кВт

Втрати короткого замикання, кВт

Струм н.х., %

Напруга короткого замикання, %

Схема і група з'єднання обмоток

100

27,5

0,4

0,45

1,8

1,7

6,5

У/У-0

250

27,5

0,4

0,82

3,55

1,7

6,5

У/У-0

400

27,5

0,4

1,0

6,6

1,3

6,5

У/У-0

1000

27,5

0,4

2,0

11,6

1,4

6,5

У/У-0

1600

27,5

6,3;10,5

2,75

16,5

1,3

6,5

У/Д-11

2500

27,5

6,3;10,5

3,9

23,5

1

7,2

У/Д-11

Таблиця Д.13 – Технічні характеристики трансформатори ТМФ, ТМГФ

ТМГФ-160/10-У1

ТМГФ-250/10-У1

ТМГФ-400/10-У1

ТМФ-630/10-У1

Нормована потужність, кВА

100

250

400

630

Висока напруга, В

10000

10000

10000

10000

Низька напруга, В

400

400

400

400

Напруга короткого замикання, %

4,5

4,5

4,5

5,5

Втрати короткого замикання, Вт

3100

4100

5900

8100

Втрати н.х, Вт

440

560

800

1100

Струм н.х., %

1,8

1,7

1,6

1,5

Частота, Гц 50

50

50

50

50

Схема і група з'єднань

A/Y-11;Y/ YH-0

A/Y-11;Y/ YH-0

A/Y-11;Y/ YH-0

A/Y-11;Y/ YH-0

Таблиця Д.14 – Коефіцієнти завантаження трансформаторів цехових ТП

Кзав

Характеристика ТП і категорія електроприймачів

0,65...0,7

Двотрансформаторні ТП. Основне навантаження забезпечують електроприймачі 1 категорії

0,7...0,8

Однотрансформаторні ТП. Основне навантаження забезпечують електроприймачі II категорії за наявності взаємного резервування по перемичках з іншими підстанціями на вторинній напрузі

0,9...0,95

ТП, в яких основне навантаження забезпечують електроприймачі III або II категорій при можливості використання складського резерву трансформатора

Таблиця Д.15 – Технічні характеристики трансформаторів ТМЗ

Номінальна потужність, кВА

Номінальна вища напруга, кВ

Номінальна нижча напруга, кВ

Втрати холостого ходу, кВт

Втрати короткого замикання, кВт

Струм холостого ходу, %

Напруга короткого замикання, %

Схема і група з'єднання обмоток

250

6;10

0,4

0,61

3,7

1,9

4,5

У/Ун-0

400

6;10

0,4

0,9

5,5

1,9

4,5

У/Ун-0

630

6;10

0,4

1,25

7,9

1,7

5,5

У/Ун-0

8,5

Д/Ун-11

1000

6;10

0,4

1,9

12,2

1,0

5,5

У/Д-11

Д/Ун-11

Таблиця Д.16 – Основні технічні характеристики трансформаторів струму

Тип

Uн,

кВ

І, А

І, А

І вдс, А

Ітер,

кА

tтер, с

Sном

ВА

кточ

ТПОЛ-10

10

600, 800

1000

1500

5

81

69

45

31

27

18

3

10

0,5

ТВЛМ-6

6

10-75

100-200

300

400

5

0,64-4,9

6,9-13,8

17,5

20,5

3,5-26,4

35,2-52

52

52

3

15

1

ТЛМ-10

10

50-200

300, 400

600, 800

1000, 1500

5

17,6-35,2

100

100

100

2,8-10,1

18,4

23

26

3

10

0,5

ТПЛК-10

10

10-50

100-400

500

800,1000

1600

5

2,47-14,8

74,5

74,5

74,5

74,5

0,45-2,2

14,5

19

27

27

4

10

0,5

ТЛК-10

10

30-50

75, 100, 150

200, 300, 400

600, 800

1000,1500

5

8-25

52

52

52

81

1,6-4

10

10

16

31,5

3

10

0,5

ТПЛ-10

10

30-200

300

400

5

250

175

165

34

34

34

3

10

0,5

ТЛШ-10

10

2000

3000

5

81

81

31,

31,5

3

20

0,56

Таблиця Д.17 – Трансформагори струму на 0,66 кВ

Позначення

Коефіцієнт трансформації

Вторинне навантаження, ВА

Клас точності

Т - 0,66-1, 2 УЗ

10/1 - 400/ 1

5; 10

0,5

600/1-100071

5; 10

0,5/0,5S

5/5

5

0,5

10/5

5

0,5/0,5S

20/5-400/5

5; 10

0,5/0,5S

250/5

5

0,5

100/5

5

0,5

150/5

5

3

500/5-800/5

5

0,5/0,5S

500/5-600/5

10

0,5

Т - 0,66-1, 2 УЗ

800/5

10

0,5/0,5S

1000/5

5; 10

0,5/0,5S

1500/5

5; 10

0,5/0,5S

2000/5

5; 10

0,5/0,5S

600/5; 800/5

під шину 10x100

5

0,5/0,5S

ТШ - 0,66-1,2 УЗ

200/5; 250/5

5

0,5

300/5;400/5

5; 10

0,5/0,5S

500/5-800/5

5

0,5/0,5S

500/5-600/5

10

0,5

800/5

10

0,5/0,5S

1000/5

5; 10

0,5/0,5S

1500/5

5; 10

0,5/0,5S

2000/5

5; 10

0,5/0,5S

ТШ - 0,66-1,2 УЗ

600/5; 800/5 під шину 10x1 00

5

0,5/0,5S

Т - 0,66 - 3 УЗ

20/5-200/5, 400/5

30

1

800/5; 1000/5; 1500/5; 2000/5

30

0,5; 1

600/1; 800/1;

30

0,5

1000/1

30

1

ТШ - 0,66 - 3 УЗ

400/5

30

1

800/5; 1000/5; 1500/5; 2000/5

30

0,5

600/1; 800/1

30

0,5

1000/1

30

1

10/5-400/5

5

0,2 і 0,2S

Т, ТШ- 0,66 -1,2

600/5-2000/5

5;10

0,2 і 0,2S

ТШ - 0,66 -1 УЗ

300/5, 400/5

5

0,2 і 0,2S

Т -0,66 -1(2,3)-4

5/5-400/5

З посиленим варіантом

кріплення

ТШ - 0,66-1-(2,3)-4

200/5-400/5

Таблиця Д.18 – Трансформатори струму на 0, 66 кВ з литою ізоляцією

Позначення

Коефіцієнт трансформації

Вторинне навантаженн, ВА

Клас точ-ності

ТКЛМ - 0,66 УЗ, ТЗ

5/5-300/5

5

0,5;

1

ТШЛ-0,66с-І,ІІУ2

600/5-800/5

10

0,5

1000/5-1500/5

10

2000/5-3000/5

10

ТШЛ - 0,66с-ІІІ УЗ, ТЗ

400/5, 600/5

5

800/5-

1500/5(2000/5)

30

ТШЛ-0,66с-ІV УЗ, ТЗ (2-х обм)

800/5-1500/5 2000/5-2500/5

10

0,5;

1

ТШЛ-0,66с-V УЗ, ТЗ

400/5-800/5

5

0,5

ТШН - 0,66 УЗ, ТЗ

300/5,400/5

5

0,5

600/5-1500/5(2000/5)

10

ТЛ-0,66-І УЗ, ТЗ

5/5-400/5 (600/5)

10

0,5;

1

ТЛ-0,66-ІІ М5

100/5-400/5

25-40

3

ТШС-0,66 ОМЗ

400/5-600/5

40

1

ТШС-0,66-І,ІІ ОМЗ

800/5-1500/5

40

1

ТШС-0,66ІІІ ОМЗ

400/1-600/1

40

3

ТРС-0,66 ОМЗ

5/1

10

0,5

ТКС-0,66-І,ІІ ОМЗ

5/5-300/5

5,40

1

ТКС-0,66-ІІІ ОМЗ

50/1-300/1

40

3

ТР-0,66 У2, Т2

1/1 (5/5)

10

0,5

Таблиця Д.19 – Технічні характеристики трансформаторів струму опорного та шинного типу

Uн1, кВ

І н1, А

S2h, BA

k

Опорні типу ТО-0,66 УЗ

~660

10-75

30

1

10-75

5,10

0,5; 1

100

5

200

300

5,10

400

150

10

100, 200

100,200

30

1

400

30

1

600

5,10

0,5; 1

800

5,10,30

1000

5

1

Шинні типу ТШ -0,66 УЗ

~660

1000,1500

5,10

0,5; 1

1000, 1500

30

1

Таблиця Д.20 – Трансформатори струму на 6 і 10 кВ

Позначення

Коефіцієнт трансформації

Клас точності

ТПЛ-10с УЗ.ТЗ

20/5-600/5

0,5/10Р

20/5-600/5

0,5S/10Р

300/5-600/5

0,2S/10Р

ТЛК-10-5,6 УЗ.У2.ТЗ

20/5-800/5

0,5/10Р

1 00/5-1 500/5

20/5-1500/5

0,5/1S0Р

300/5-1 500/5

0,2/S10Р

ТЛК-10-7,8 УЗ.У2.ТЗ

100/5-150/5

0,5/10Р

200/5-800/5

1000/5-1500/5

2000/5

100/5-2000/5

0,5/S10Р

300/5-2000/5

0,2/S10Р

ТЛК-10-9 УЗ.У2.ТЗ

(з виводами)

20/5-800/5

0,5/10Р

1000/5-1500/5

20/5-1500/5 300/5-1500/5

0,5S10Р 0,2/S10Р

ТЛК-10(3)-5,7

УЗ,У2,ТЗ

600/5-1500/5

0,2S/0,2/S10Р

1000/5, 1500/5

0,2S/0,2/S10Р

ТЛМ-10-1,2УЗ,У2,ТЗ

20/5-1500/5

0,5/10Р

20/5-1500/5

0,5S/10Р

400/5-1500/5

0,2S/S0Р

ТВК-10УХЛ2

20/5-1500/5

0,5/10Р

0,5/10Р

ТПК-10 УЗ, ТЗ

300/5-800/5

0,5/10Р

20/5-200/5, 1000/5-1500/5

2000/5

20/5-1500/5

0,5S/10Р

2000/5

20/5-1500/5, 2000/5

0,2S/10Р

ТШЛП-10УЗ.ТЗ

1000/5-3000/5

0,5/10Р

ТШЛП-10-1 УЗ.ТЗ

1000/5-3000/5

0,5/10Р/10Р

ТШЛП-10-2УЗ.ТЗ

1000/5-3000/5

0,5/0,5/10Р/10Р

ТШЛП-10-(1,2)УЗ,ТЗ

1000/5-3000/5

0,5S/10Р/ (0,5S/10Р)

ТВЛМ-6 УЗ

10/5-400/5

1-10Р

Таблиця Д.21 – Основні технічні характеристики трансформаторів напруги

Тип

Uн1,

кВ

Uн2ocн,

кВ

Uн2ocн,

кВ

Sном, B·А

Smax, B·А

В класі точності

0,2

0,5

1

3

НОМ-10

10

100

-

-

75

150

300

630

НОЛ.08

6

100

-

30

50

75

200

400

10

100

-

50

75

150

300

630

ЗНОЛ.09

100:3

або

100

15

30

50

150

250

30

50

75

200

400

ЗНОЛ.06

100:3

або

100

50

75

150

300

630

30

50

75

200

400

НТМИ-6

3

100

100:3

-

50

75

200

400

6

-

75

150

300

630

НТМИ-10

10

100:3

-

120

200

500

960

Таблиця Д.22 – Технічні характеристики трифазних трансформаторів напруги НТМ(і)

Трансформатор

Uном, В

Рном,

ВА

ви

нн

0,2

0,5

НТМ (і)-6

6000

100

75

150

НТМ (і)-10

10000

100

75

150

НТМ (і)-20

20000

100

150

300

НТМ (і)-35

35000

100

150

300

Таблиця Д.23 – Основні технічні характеристики високовольтних вимикачів типу ВН-16

Uh, кB

Струм вимкнення, А

Граничний наскрізний струм, кА

Ітс, кА

Ін

Імах

Ігр.ар.

Ігр.д.

6

400

800

41

16

10

10

200

400

41

16

10

Таблиця Д.24 – Основні технічні характеристики високовольтних вимикачів

Тип

Uн,

кВ

І н, А

Ін від,

кА

Ідин,

кА

Ітер/tтер,

кА/с

tвід,

с

Тип привода

Масляні

ВММ-10-400-10

10

400

10

25

10/4

0,1

пружинний

ВК-10-630-20

10

630

20

52

20/4

0,05

ВКЭ-10-20/630

10

630

20

52

20/4

0,07

електромаг-

нітний

ВМПЭ-10-630-31,5

10

630

31,5

80

31,5/4

0,12

Вакуумні

BB/TEL-10-12,5-630

10

630

12,5

82

12,5/0,15

0,1

електромагнітний

ВВЭ-10-31,5/630

10

630

31,5

80

31,5/3

0,055

ВВЭ-10-31,5/3150

10

3150

31,5

80

31,5/3

0,055

Електромагнітні

ВЭЭ-6-40/3150

6

3150

40

128

40/3

0,06

електромаг-

нітний

ВЭМ-109-1000-20

10

1000

20

52

20.4

0,05

Таблиця Д.25 – Вимикачі вакуумні ВВСТ

Позначення

Номінальна напруга, кВ

Ном. струм, А

Ном. струм вимкнення, кА

ВВСТ

10

800; 1250; 1500

13,

1-31,5

Таблиця Д.26 – Основні характеристики вакуумних вимикачів ВВ/TEL-10

Параметр

BB/TEL-10-12,5/1000 У2

BB/TEL-10-20/1000 У2

BB/TEL-10-20/1600 У2

BB/TEL-10-25/1600 У2

Номінальна напруга, кВ

10

10

10

10

Номінальний струм, А

630, 1000

630, 1000

1600

1600

Номінальний струм вимкнення, кА

12,5

20

20

25

Струм динамічної стійкості,                                 (найбільший пік),А

32

51

51

64

Випробувальна короткочасна напруга (однохвилинне) значення промислової частоти, кВ

42

42

42

42

Ресурс по комутаційній стійкості,
а) при номінальному струмі,
циклів "ВО"
б) при номінальному струмі вимкнення, операцій "О"
в) при номінальному струмі вимкнення, циклів "ВО"


50000

100

100


50000

150

100


30000

150

50


30000

50

50

Власний час вимкнення, мс, не більш

15

15

15

15

Повний час вимкнення, мс,
не більш

25

25

25

25

Власний час вимкнення, мс,
не більш

70

70

70

70

Стійкість до механічних дій, група по ГОСТ 17516.1-90

М7

М7

М7

М7

Таблиця Д.27 – Вимикачі вакуумні серії BB/TEL ТШАГ674152.003 РЕ

Найменування параметра, характеристики

Нормоване значення

ВВ/TEL-10-12,5/ 1000У2

ВВ/TEL-10-20/ 1000У2

ВВ/TEL-10-20/ 1600У2

ВВ/TEL-10-25/ 1600У2

Номінальна напруга, кВ

10

Найбільша робоча напруга, кВ

12

Номінальний струм, А

1000

1000

1600

1600

Номінальний струм вимкнення, кА

12,5

20

20

25

Струм термічної стійкості, кА

12,5

20

20

25

Cкрізний струм короткого замикання, кА

а) найбільший пік

б) періодична складова

32

12,5

51

20

51

20

64

25

Нормований процентний зміст аперіодичної складової %

40

30

30

30

Ресурс по комутаційній стійкості:

а) при номінальному струмі вимкнення, «О»

б) при номінальному струмі вимкнення, «ВО»

в) при номінальному струмі, «ВО»

100

100

50000

100

50000

100000

150

50

30000

50

30

30000

Механічний ресурс циклів «ВО»

50000

50000

30000

30000

Власний час вимкнення, мс

- при використанні ВР-02А і BU-05A, не більш

- при використанні БУ-12 А, не більше

85

45

85

45

85

45

85

45

Повний час вимкнення, мс

- при використанні ВР-02А і BU-05A, не більш

- при використанні БУ-12 А, не більше

95

55

95

55

95

55

Власний час ввімкнення, мс

- при використанні ВР-02А і BU-05A, не більш

- при використанні БУ-12 А, не більше

100

90

100

90

100

90

100

90

Час протікання струму КЗ, мс, не менше

120

120

120

120

Різночасність замикання і розмикання контактів, мс, не більше

4

4

4

4

Номінальна напруга електромагнітів приводу (постійний струм), В

220

220

220

220

Електричний опір головного кола полюса, мкОм, не більш:

а) при номінальному струмі 1000А

в) при номінальному струмі 1600А

40

40

25

25

Таблиця Д.28 – Технічна інформація BB/TEL ТШАГ 674152.003 ТУ

Параметри

BB/TEL-10-12,5/     1000У2

BB/TEL-10-20/ 1000У2

ВВ/ТЕ1-10-20/  1600У2

ВВ/ТЕ1-10-25/                                                  1600У2

Номінальна напруга, кВ

10

10

10

10

Номінальний струм, А

630,1000

630, 1000

1600

1600

Номінальний струм вимкнення, кА

12,5

20

20

25

Струм динамічної стійкості, (найбільший пік), кА

32

51

51

64

Випробувальна короткочасна напруга (однохвилинне) значення промислової частоти, кВ

42

42

42

42

Власний час вимкнення, мс,

15

15

15

15

Повний час вимкнення, мс,

25

25

25

25

Власний час ввімкнення, мс,

70

70

70

70

Ресурс по

комутаційній стійкості

а) при номінальному струмі, циклів "ВО"

6) при номінальному струмі вимкнення, операцій "О"

в) при номінальному струмі вимкнення, циклів "ВО"