Характеристика станции

СОДЕРЖАНИЕ
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………...      9
1. Характеристика станции	………………………………………….      12
1.1 Описание объекта………………………………………………..      12
2.1 Назначение объекта……………………………………………..       15
2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ					13
2.1 Выбор и обоснование проектируемых вариантов			13
2.2 Выбор силового оборудования						14
2.3 Расчет токов короткого замыкания					16
2.4 Выбор электрических аппаратов и токоведущих
частей для заданных цепей							28
2.5 Выбор типа и конструкции распределительного устройства	49
2.6 Выбор рода оперативного тока						51
2.7 Расчет заземляющего устройства					53
2.8 Расчет элементов релейной защиты					55
3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ	         60
3.1 Расчет основных показателей производственной мощности	60
3.2 Расчет планируемого количества фактически передаваемой электроэнергии	60
4. РАЗРАБОТКА УСЛОВИЙ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА			62
4.1 Организация ремонта действующего оборудования		62
4.2 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности людей	63
4.3 Экология									68
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ		          69
5.1 Расчет капитальных вложений в КРУ-10кВ				69
Подужемской ГЭС
5.2 Расчет эксплуатационных издержек					70
5.3 Финансовый анализ								73
5.4 Обоснование экономической эффективности нового проекта	77
ЗАКЛЮЧЕНИЕ										79
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ		81
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     РЕФЕРАТ
     Необходимо выполнить проект реконструкции Подужемской ГЭС. В процессе проектирования, дипломант должен осуществить расчёты и произвести выбор оборудования в соответствии с ними. В процессе проектирования выбирается новое оборудование, решаются вопросы организации ремонтных работ, охраны труда и экологии. В экономическом разделе производится сравнительная оценка базового и проектного варианта объекта, рассчитывается число обслуживающего персонала, определяются эксплуатационные расходы.
     В проекте предусматривается замена старых, выработавших свой ресурс маломасляных выключателей, на вакуумные более современные и технически усовершенствованные аналоги. 
     При техническом перевооружении основного оборудования объекта производиться замена морально и физически устаревших электромеханических устройств РЗА на современные микропроцессорные терминалы. Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.
     Изложенные мероприятия повысят надежность главной электрической схемы Подужемской ГЭС.







ВВЕДЕНИЕ

        Наиболее  крупное место в энергосистеме Карелии занимает Каскад Кемских ГЭС. Самые мощные ГЭС Карелии построены на реке Кемь. Кемский каскад в настоящее время вырабатывает электроэнергию на Кривопорожской, Подужемской, Путкинской и Юшкозерской ГЭС и является важной частью энергосистемы.  Использование установленной мощности ГЭС каскада составляет в среднем около 5000 часов. Основной потребитель электроэнергии – Костомукшский ГОК. Выработка электроэнергии на ГЭС остаётся достаточно устойчивой благодаря рациональному использованию стока воды. Основным регулятором стока в каскаде является Юшкозерское водохранилище, созданное на базе озер Верхнее, Среднее и Нижнее Куйто. Это водохранилище, наряду  с не зарегулированной боковой приточностью, обеспечивает работу Кривопорожской, Подужемской и Путкинской ГЭС, которые имеют водохранилища суточного регулирования. В течении последнего десятилетия республика Карелия испытывает дефицит электроэнергии. Станции Кемского Каскада эксплуатируются в течении длительного срока  и многое оборудование выработало свой ресурс. Из-за старения оборудования происходят частые отказы в работе и аварии.  Для повышения надёжности работы ГЭС и качественного производства электроэнергии целесообразно провести реконструкцию станций, модернизацию оборудования.
     В  настоящее  время  введены  в  эксплуатацию  с  учётом  совместной  работы  четырёх  действующих  гидроузлов  (указан  год введения в  эксплуатацию):
               -  Путкинская  ГЭС              1967г.    (ГЭС  -  9)
               -  Подужемская  ГЭС           1971г.    (ГЭС - 10)
               -  Юшкозерской  ГЭС          1980г.    (ГЭС - 16)
               -  Кривопорожская  ГЭС     1991г.    (ГЭС - 14)
               -  Белопорожская  ГЭС        ведётся  строительство.
               -  Морская  ГЭС                   проектируется.
         Подужемская ГЭС вторая станция, построенная в каскаде. Основное оборудование собственных нужд станции не менялось на протяжении всего времени эксплуатации Подужемской ГЭС. Оборудование исчерпало свой ресурс, физически и морально устарело и, как следствие, снизилась надежность всей станции.
     Цель дипломной работы  является реконструкция и модернизация комплектного распределительного устройства КРУ-10 кВ. Назначением КРУ- 10 кВ является распределение генераторного напряжения на главные силовые трансформаторы, а также питание трансформаторов собственных нужд и местного района.
     
     Основные задачи по повышению надежности С.Н.:
     - Выбор схем электроснабжения, которые позволят, как можно с меньшими затратами на демонтаж старого и монтаж нового оборудования, добиться максимальной надежности, без прерывания технологического процесса производства электроэнергии. Рассмотреть несколько вариантов и выбрать оптимальный, который позволит с максимальной эффективность осуществить реконструкцию.
     - Технически реализовать поэтапную замену основного оборудования С.Н. и перевод основных и вспомогательных потребителей, без нарушения технологического процесса производства электроэнергии. Установка дополнительного оборудования для уменьшения скачков напряжения и тока на шинах собственных нужд, возникающие при пуске мощных электродвигателей, а так же износа приводов этих установок.
     - Экономически добиться минимальных затрат капиталовложений в реконструкцию и при этом повысить надежность и улучшить оперативное обслуживание всей схемы собственных нужд. Уменьшить затраты на обслуживание электроустановок за счет использования современных разработок ведущих производителей электротехники.
     - Экологическую безопасность осуществить за счет использования последних разработок в энергетической области, позволяющим уйти от использования вредных для экологии материалов на основе нефтепродуктов. Повысить качество и культура обслуживания электроустановок. Снизить вредные выбросы в окружающую среду.
     Предлагаемые задачи можно реализовать и повысить надежность не только собственных нужд, но и всей станции в целом. Это снизит аварийность и как следствие уменьшит затраты на потерю электроэнергии, которые в настоящее время составляют значительную часть всех вычетов в виде штрафов.

     1. ХАРАКТЕРИСТИКА СТАНЦИЙ

     1.1  Описание объекта
     Строительство ГЭС началось в 1968, закончилось в 1976. Первый гидроагрегат был пущен 17 декабря 1971.
      Мощность ГЭС — 48 МВт, среднегодовая выработка — 217 млн. кВт·ч. В здании ГЭС установлено 2 поворотно-лопастных гидроагрегата мощностью по 24 МВт, работающих при расчётном напоре 10,7 м. Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 0,8 км) образуют Подужемское водохранилище. Площадь водохранилища 12 км?, полная и полезная ёмкость 23,8 и 11 млн м?. При создании водохранилища было затоплено 100 га сельхозугодий, перенесено 35 строений.  Подужемская ГЭС входит в состав ОАО «ТГК-1».
     Состав сооружений ГЭС:
     - водосбросная бетонная плотина длиной- 31 м;
     - противофильтрационная бетонная стенка длиной -291 м;
     - земляная плотина длиной -420 м и наибольшей высотой- 11,5 м;
     - правобережная бетонная стенка аванкамеры;
     - волнозащитная дамба длиной- 300 м;
     - подводящий канал;
     - отводящий канал длиной -200 м;
     - русловое здание ГЭС длиной- 66,6
     
     Земляная плотина длиной 420 м и наибольшей высотой 11,5 м
     Схема расположения гидротехнических сооружений Подужемской ГЭС представлена на рисунке 1.1.
     
     Рисунок 1.1 Схема расположения гидротехнических сооружений Подужемской ГЭС
     
        Длина водохранилища 33,9 км, ширина до 0,65 км, глубина до 17 м.
     Водосбросная плотина длиной 31 м имеет 2 пролета шириной по 12 м и рассчитана на пропуск 1 480 м3/с воды. Удельный расход на рисберме 36 м3/с. В плотину уложено 6,57 тыс. м3 бетона.
     От ГЭС с открытого распределительного устройства ОРУ-220 кВ отходит две линии Л-217 и Л-218 на ГОК (Горно-обогатительный комбинат) 
     Основные электроустановки ГЭС:
     - два гидрогенератора типа  ВГС 1040/80-80
     - два силовых трансформатора типа ТРДНГ- 32000/220
     - четыре силовых трансформатора собственных нужд ТС-630/10
     - два силовых трансформатора местного района  ТМ-6300/10
     - ОРУ-220 кВ;
     - два ТОР (Трансформатор обогрева решеток) ТМ-1600/10
     - закрытое распределительное устройство КРУ-10 кВ;
     - комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-10 кВ.
     Для обслуживания и ремонта оборудования существуют следующие подразделения:
     - оперативный персонал ДИС;
     - электротехнический цех;
     - механический цех;
     - электротехническая лаборатория.
     Управление главным оборудованием ГЭС производится оперативным персоналом со щита управления при помощи средств телемеханики и автоматики.
     
     1.2 Назначение объекта
     
     Назначением Подужемской ГЭС является: 
      -   выдача  электроэнергии  и  мощности  в  энергосистему;
     -  восприятие  суточной неравномерности  нагрузки;
     -  нагрузочный  и  вращающийся  резерв  для  регулирования  частоты.








     2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
     
     2.1 Выбор и обоснование проектируемого варианта
     Существующая принципиальная схема С.Н. Подужемской ГЭС приведена на рисунке 2.1.
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     Рис.2.1 Принципиальная схема С.Н. Подужемской ГЭС
     
     Для реконструкции С.Н. требуется замена устаревшего оборудования:
     1)В КРУ-10 кВ, ячей №27,№25,№23,№22,№21,№4,№8,№6,№5,№7,№2
     (ВТ-10, ВТОР-8, ВТСН-6, ВТСН-4, В-2С, ВС., В-1С, ВТСН-3, ВТСН-5, ВТ-9, ВТОР-7,) установлены масляные выключатели типа ВМГ-133 (рис 2.2), которые введены в эксплуатацию в 1971 году и до настоящего времени не менялись. Эти выключатели физически и морально устарели. 









     Рис.2.2 Масляный выключатель типа ВМГ-133
     К недостаткам малообъемных масляных выключателей можно отнести их пожаро- и взрывонебезопасность. Ограниченная способность к быстродействию и частоте осуществления АПВ. Эксплуатация таких выключателей обходится дороже: замена и периодическая доливка масла, износ дугогасящих контактов, текущие ремонты. При работе МВ на низких температурах могут возникнуть трудности с подогревом масла. Отключающая способность масляных выключателей может оказаться недостаточной.
     Масляные выключатели будем заменять на современные, вакуумные выключатели, которые обладают рядом достоинств:
     - простая конструкция привода с магнитной защелкой и высокая надежность в работе;
     - большой коммутационный и механический ресурс;
     - малые габариты и вес;
     - работа в любом пространственном положении;
     - удобство установки во все типы КРУ и КСО;
     - малое потребление тока при включении и отключении (10 и 1,5 А);
     - возможность управления по цепям постоянного и оперативного переменного тока;
     - защищенность основных узлов от дуговых и механических воздействий;
     - абсолютно пожаро - и взрывобезопасностны;
     - высокая скорость коммутаций и готовность к повторным включениям;
     - самый «чистый» тип выключателя – никаких проблем с загрязнением распредустройства и выделением небезопасных для экологии веществ, они практически бесшумны в работе;
     - невысокая стоимость эксплуатации выключателей;

     2.2 Выбор силового оборудования
     Силовым оборудованием называют силовые трансформаторы автотрансформаторы. Силовые трансформаторы, которые устанавливают на станциях и подстанциях, предназначаются для преобразования одного напряжения в другое. Трансформаторы, преобразующие низкое напряжение в высокое, называются повышающими. Трансформаторы, которые снижают напряжение линии до напряжений, необходимых потребителям, называют понижающими. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 15% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же мощности.
     На Подужемской ГЭС установлено следующее силовое оборудование:
     - два трехфазных масляных трансформатора (Т-1 и Т-2) типа ТРДНГ-
     32000/220мощностью 32 МВА, напряжением первичной обмотки 10,5 кВ, вторичной обмотки –241кВ
     - для питания местного района (КРУН-10кВ) два трехфазных масляных двухобмоточных трансформатора типа ТМ-6300/10 мощностью 6300 кВА, понижающих напряжение 10.5 кВ до 10 кВ;
     - для обеспечения собственных нужд четыре трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТС-630/10 мощностью 630 кВА и напряжением 10.5/0,4 кВ;
     -для обогрева СУР (сороудерживающих  решеток) два ТОР (трансформатор обогрева решеток)  трехфазных масляных двухобмоточных трансформатора типа ТМ-1600/10 мощностью 1600 кВА и напряжением 10.5/0.4 кВ
     - для питания систем возбуждения генераторов два трехфазных сухих двухобмоточных трансформатора типа ТСЗП-1000//15ВУЗ, мощностью 938кВА и напряжением 10.5/0,41 кВ.
     -Для ограничения токов КЗ, установлен реактор типа  РБА-600-10-3 на каждую фазу.
     Тема дипломного проекта – реконструкция комплектного распределительного устройства КРУ-10 кВ, которая предусматривает замену электрических аппаратов, токоведущих частей и замену всех выработавших срок службы устройств РЗА. Таким образом, проект реконструкции КРУ-10 кВ Подужемской  ГЭС не предусматривает замену силового оборудования.


      2.4 Расчет токов короткого замыкания
     Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики. Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Расчет тока КЗ с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен. Вместе с тем для решения большинства задач, встречающихся на практике, можно ввести допущения. 
     К таким опущениям относятся следующие:
     * все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
     * расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения  принимается на 5 % выше номинального значения;
     * короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
     * сопротивление места КЗ считается равным нулю;
     * не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;
     * не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
     * не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
     * напряжение источников питания остаются неизменным.
  
 Расчетная схема установки

    Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
Расчетная схема приведена на рис.2.1. На расчетной схеме электроустановки намечают точки, в которых предполагается КЗ.
    
     Рис. 2.1 Расчетная схема
     Составляем эквивалентную электрическую схему замещения.
     
     
     2.4.2 Электрическая схема замещения
     Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими. Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рис.3.1. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель- номер сопротивления, знаменатель – численное значение сопротивления.
     Рис. 3.1 Схема замещения. Выключатель ВС-10 отключен. Базовую мощность Sб принимаем произвольно, равной 100 МВА.
     Сопротивление системы Х1 по данным «Карелэнерго» равно 0,987
     Сопротивление трансформаторов Х2 и Х3
          ,                                                                                              (2.1)
     где Xт %– относительное сопротивление трансформатора, определяемое через Uк – напряжение КЗ трансформатора 
     ТРДНГ-32000/220, равное 11,5 %; 
           SНОМ – номинальная мощность трансформаторов
     ТРДНГ-32000/220 мощностью 32 МВА,
     
     По формуле (2.1)
     
     Сопротивление трансформаторов Х12,X13,X14,X15 по формуле (2.1)
      ,
     где Хт% - напряжение КЗ для трансформаторов ТС-630/10, равное 5,5 %;
     Sном – номинальная мощность ТС-630/10, равное  0,63МВА.
     
     Сопротивление трансформаторов Х8 и Х9 по формуле (2.1)
      ,
     где Х%т - напряжение КЗ для ТМ-6300/10, равное 7,5 %;
     Sном – номинальная мощность ТМ-6300/10,  равная 6.3 МВА.
      
     Сопротивление трансформаторов Х10 и Х11 по формуле (2.1)
      ,
     где Хт% - напряжение КЗ для ТМ-1600/10, равное 5,5 %;
     Sном – номинальная мощность ТМ-1600/10, равная 1,6 МВА.
      
     Сопротивление генераторов Х4 и Х5
      ,                                                                        (2.2)
     где Х”d – сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора ВГС 1040/80-80, равное 0,20 о.е.;
     Sном – номинальная мощность генератора, равная Рном/cosµ=28,2МВА.
     По формуле (2.2)
      .
     Сопротивление реактора X6 и X7
                                                                                (2.3)
     где Xр- индуктивное  сопротивление реактора, Ом (спр. материал)
     Uср- среднее напряжение в месте установки реактора, кВ
     РБА-600-10-3 для данного реактора, Xр=3Ом
     
     Производим расчет токов КЗ
     Произведем расчет токов КЗ в точке К1.Выключатель ВС-10 отключен. Для этого необходимо определить результирующее сопротивление в этой точке КЗ. Ниже приведены схемы замещения для точки КЗ К1 (рисунок 3.2).










     Рис. 3.2 Схема замещения для точки КЗ К1
     Результирующее сопротивление Х3 и Х5 (рисунок 3.3)
      .
      
     
     
     
     
     
     
     Рис. 3.3 
     Результирующее сопротивление Х16 и Х1 (рисунок 3.4)
     X17=X16||X1
     
      
     
     
     
     
     
     
     Рис. 3.4 
     Результирующее сопротивление Х2 и Х4 (рисунок 3.5)
     X18=X2||X4
     
      
     
     
     
     л
     
     
     Рис. 3.5
     Результирующее сопротивление Х18,Х17,Х6 (рисунок 3.6)
     



     Рис. 3.6
     Базовый ток в точке короткого замыкания К1
      ,                                                                               (2.4)
     где, -базовое значение тока при среднем напряжении в точке КЗ
      кА.
     Начальное значение периодической составляющей тока КЗ
      ,                                                                       (2.5)
     где  Е”х - электродвижущая сила системы, равная 1 ;
             Хрез к1 – результирующее сопротивление в точке КЗ К1 , равное 3,46.
      кА.                                               
     Ударный ток в точке короткого замыкания К1
      ,                                                                                (2.6)
     где, ky – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей, равный 1,904 .
                кА.
     Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2. Для этого определяем результирующее сопротивление для данной точки.         (рисунок 4.1).
      
     
     
     
     
     Рисунок 4.1 – Схемы замещения для точки КЗ К2
     Результирующее сопротивление Х19 и Х8 (рисунок 4.2)
                ;
                




     Рис. 4.2
                Базовый ток в точке КЗ К2 по формуле (2.4) при среднем напряжении на стороне короткого замыкания, равном 10 кВ
      кА.
     Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2 по формуле (2.5)
     
     Определим ударный ток в точке КЗ К2 по формуле (2.6)
      кА.
     Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К3. Для этого определяем результирующее сопротивление для данной точки. Рис. 5.1        
      
     
     
     
     
     Рисунок 5.1 – Схемы замещения для точки КЗ К3
     Результирующее сопротивление Х17 и Х2  (рисунок 5.2)
     
      
     
     
     


     Рис. 5.2
     Результирующее сопротивление Х21 и Х4  (рисунок 5.3)
     
     
      
     
     
     
     Рис. 5.3
     Базовый ток в точке КЗ К3 по формуле (2.4) при среднем напряжении на стороне короткого замыкания, равном 10,5 кВ
     
     Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К3 по формуле (2.5)
     кА
     Определим ударный ток в точке КЗ К3 по формуле (2.6)
      кА.
     Данные расчетов токов КЗ сводим в таблицу 2.1.
Наименование
показателей

Точки КЗ

К1
К2
К3
Ех
Хрез
IБ, кА
IП.О, кА
ky
iy, кА

1
3,46
5,5
1,59
1,904
4,3
1
4,53
5,77
1,27
1,904
3,42
1
0,37
5,55
14,8
1,904
39,8
     2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
     
     2.5.1 Выбор электрических аппаратов
     К электрическим аппаратам относятся выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы напряжения и тока.
     а) При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например:
     Iвкл, ном ? Iотк, ном; iвкл, ном ? 1,8Iотк, ном
     Выбор выключателей можно производить по главным параметрам:
     - по отключающей способности;
     - по напряжению установки Uуст ? Uном;
     - по длительному току Iнорм ? Iном; Imax ? Iном.
     Также осуществляется проверка:
     - на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ Вк ? I?тер · tтер;
     - на электродинамическую стойкость по предельным сквозным токам КЗ In,o ? Iдин; Iу ? Iдин.
     Наибольший ток нормального режима генератора
     Iнорм = Iном,г =  ,                                              (2.7)
     где     Pном – номинальная мощность генератора, равная 24 МВт;
     cos ?ном – номинальный коэффициент мощности генератора, равный 0,85.
     Iнорм = Iном,г = .
     Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима генератора
     Imax =                                                      (2.8)
     где Uном  0,95 – условие работы генератора при снижении напряжения на 5%.
     Imax = А                                                     
     Тепловой импульс квадратичного тока КЗ
     ,                                                                          (2.9)
     где    In,o – ток короткого замыкания в точке К3
     tотк – полное время отключения короткого замыкания;
     Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная 0,03с.
     Полное время отключения КЗ
     ,                                                                               (2.10)
     где tр,з – время действия резервной защиты в случае отказа основной, равное 0,5с (по условию селективности);
     tотк,в – полное время отключения выключателя, равное 0,07с.
     
     По формуле (2.9)
     кА?·с.
     Наибольший ток нормального режима для трансформатора
     ,                                                          (2.11)
     где Sном – номинальная мощность трансформатора.
     Наибольший ток нормального режима для трансформаторов местного района типа ТМ-6300/10 при Uном=10,5кВ
     А.
     Наибольший ток нормального режима для трансформаторов собственных нужд типа ТМ-1600/10,5 при номинальном напряжении 10,5 кВ
     А.
     Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима трансформатора
     ,                                                                    (2.12)
     где (1,3 : 1,4) – допустимая перегрузка трансформатора, принимаем равной 1,4.
     Для трансформаторов местного района
     А.
     Для трансформаторов собственных нужд
     А.
     Произведем выбор выключателей, используя данные таблицы 1 и расчеты приведенные выше.
     Для цепей «генератор-трансформатор» выбираем вакуумный выключатель типа ВБ-10-31,5 с номинальным током 2000А (рис 5.5). 
     Для присоединений трансформаторов местного района и трансформаторов собственных нужд подбираем вакуумный выключатель типа BB/TEL-10-12,5/1000 У2с номинальным током 1000А (рис 5.6).  
     В качестве секционного выключателя выбираем тот же вакуумный выключатель BB/TEL-10-12,5/1000 У2с номинальным током 1000А
     
     Рис 5.4 Вакуумный выключатель BB/TEL-10-12,5/1000 У2
     
     Рис 5.5 Вакуумный выключатель типа ВБ-10-31,5
     Все расчетные данные и данные по каталогу сведены в таблицу 2.2.
     Таблица 2.2 – Расчетные данные и данные по каталогу
     Расчетные данные
     Данные по каталогу
     
     BB/TEL-10-12,5/1000 У2
     ВБЭ-10-31,5/2000
     Uуст=10кВ
     Uном=10кВ
     Uном=10кВ
     Блок «Генератор-Трансформатор»
     Iмакс=1634А
     ---
     Iном=2000А
     Местный район
     Iмакс=510А
     Iном=1000А
     ---
     Собственные нужды 
     Iмакс=123А
     Iном=1000А
     ---
     In,o=14,8кА
     iy=39,8кА
     Bk=138кА?·с
     Iдин=32кА
     Iдин=32кА
     I?ter·tter=12,5?·3=468кА?·с
     Iдин=80кА
     Iдин=80кА
     I?ter·tter=31,5?·3=2977кА?·с
     
     Эти выключатели являются выключателями нового поколения, в которых реализованы самые современные достижения в вакуумной коммутационной технике и электромеханике, позволившие создать аппараты наиболее высокого технического уровня, не требующие ремонта в течение всего срока службы.
     Современным способом ограничения коммутационных перенапряжений считается установка нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН).
     
     б) Выбор трансформаторов напряжения
     Трансформаторы напряжения выбираются:
     - по напряжению установки Uуст ? Uном;
     - по конструкции и схеме соединения обмоток;
     - по классу точности;
     - по вторичной нагрузке S2? ? Sном;
     где  Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в Y, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого ? - удвоенную мощность одного трансформатора;
     S2? - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения (ТН), ВА.
     Для выбора трансформатора напряжения необходимо знать его вторичную нагрузку. Подсчет нагрузки трансформатора напряжения приведен в таблице 2.3.
     Таблица 2.3 – Вторичная нагрузка ТН
Прибор
Тип
S одной обмотки,
ВА
Число обмоток
cos?
sin?
Число приборов
Общая потребляемая мощность




      


P,Вт
Q,В·А
Вольтметр
Э-335
2
1
      1
0
1
2
_
Ваттметр
Д-335
1,5
2
      1
0
2
6
_
Датчик активной мощности
Е-829
10
_
      1
0
1
10
_
Датчик реактивной мощности
Е-830
10
_
      1
0
1
10
_
Счетчик энергии
Альфа А1800
3,6
_
      1
0
1
2
_
Ваттметр регистрирующий
H-348
10
2
      1
0
1
20
_
Вольтметр регистрирующий
H-344
10
1
      1
0
1
10
_
Частотомер
Э-372
3
1
      1
0
2
6
_
Итого



      


66
_
     
     Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения, пользуясь данными таблицы 2.3
     ,                                                                          (2.13)
     ВА.
     
     Выбираем трансформатор напряжения НАМИТ-10-2-УХЛ2.
     Общие сведения.
     Трансформатор напряжения антирезонансный типа НАМИТ-10-2 УХЛ2 (рис 6.1)  предназначен для измерения напряжения и контроля изоляции в сетях 6 и 10 кВ с любым режимом заземления нейтрали, в котором используется схема защиты от феррорезонанса.  
     Структура условного обозначения. 
     НАМИТ-10-2 УХЛ2, Н - трансформатор напряжения; 
               А – антирезонансный, М - с естественным масляным охлаждением; 
     И - для измерительных цепей, Т - трехфазный; 
     10 - номинальное напряжение, кВ, 2 - конструктивный вариант; 
     УХЛ2 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ
     
     
     
     
     
     
     Рис. 6.1 Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2-УХЛ2
     
     Технические характеристики ТН типа НАМИТ-10-2-УХЛ2:
     - напряжение первичной обмотки U1ном=10кВ;
     - напряжение основной вторичной обмотки Uвт =100В;
     - напряжение дополнительной обмотки Uдоп =100?3В;
     - класс точности приборов 0,5;
     - номинальная мощность в классе точности 0,5 200 ВА.
     Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.
     Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм? по условию механической прочности.

     в) Выбор трансформаторов тока
     Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, и так же для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения
     Трансформаторы тока выбирают по:
     - по напряжению установки Uуст ? Uном;
     - по току Iнорм ? I1ном; Imax ? I1ном.
     Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
     - по конструкции и классу точности;
     - по электродинамической стойкости iy ? Кэд?2I1ном,
     где     iy – ударный ток КЗ по расчету;
     Кэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
     I1ном – номинальный первичный ток ТТ;
     - по термической стойкости Bк? (КтI1ном)?tтер,
     где     Bк – тепловой импульс по расчету;
     Кт – кратность термической стойкости по каталогу;
     tтер – время термической стойкости по каталогу;
     - по вторичной нагрузке Z2 ? Z2ном;
     где    Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
     Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
     Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 ? r2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов.
     .                                                                          (2.14)
     Сопротивление приборов определяется по выражению
     ,                                                                             (2.15)
     где    Sприб – мощность, потребляемая приборами;
     I2 – вторичный номинальный ток прибора.
     Мощность, потребляемая приборами, приведена в таблице 2.4.
     
     Таблица 2.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
     Прибор
     Тип
     Нагрузка, В·А, фазы
     
     
     А
     В
     С
     Ваттметр
     Д-335
     0,5
     _
     0,5
     Варметр
     Д-335
     0,5
     _
     0,5
     Счетчик энергии
     Альфа А1800
     0,12
     0,12
     0,12
     Ваттметр регистрирующий
     H-348
     10
     _
     10
     Амперметр регистрирующий
     H-344
     _
     10
     _
     Итого
     
     11,12
     10,12
     11,12
     
     Таблица 2.5 – Расчетные данные и данные по каталогу
     Расчетные данные
     Данные по каталогу
     Uуст=10кВ
     Imax=1634А
     iy=39,8кА
     Bk=138кА?·с
     Sприб=11,12В·А
     Uном=10кВ
     I1ном=2000А
     kэд?2Iном=51·1,414·2000=144кА
     (КтI1ном)?·tтер=(20·2000)?·3=4800кА?·с
     S2ном=15В·А
     Выбираем трансформатор тока типа ТПОЛ-10-2. Расчетные данные и данные по каталогу приведены в таблице 2.5.
     Из таблицы 2.4 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов по формуле (2.15)
     Ом.
     Сопротивление контактов при количестве приборов более трех принимается  0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы ТТ работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие
     ,                                                              
     откуда .                                                                     (2.16)
     Допустимое сопротивление проводов
     Ом
     Зная rпр, можно определить сечение соединительных проводов
     ,                                                                                        (2.17)
     где     ? – удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами, равное  0,0283;
     lрасч – расчетная длина, принятая 40м.
     мм?
     По условию прочности для алюминиевых жил сечение не должно быть менее 4 мм? (согласно ПУЭ). Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм? для вторичных цепей ТТ.
     Трансформатор тока типа ТПОЛ-10-2, предназначенный для питания измерительных приборов, устанавливаем на шины генераторного напряжения, а также на соединение обмоток генератора в звезду.
     Произведем выбор трансформаторов тока для питания релейных защит.
     На шинах присоединений местного района максимальный рабочий ток, рассчитанный в п.п.2.5.1а, составляет 510А.
     Принимаем трансформатор тока типа ТЛК10-У3. Расчетные данные и данные по каталогу указаны в таблице 2.6 (расчетные данные взяты из п.2,4).
     На шинах присоединений трансформаторов тока типа ТЛК10-У3.
     Расчетные данные и данные по каталогу указаны в таблице 2.7 (расчетные данные взяты из таблицы 2.1 п.2.4).
     Таблица 2.6 – Расчетные данные и данные по каталогу
     Расчетные данные
     Данные по каталогу
     Uуст=10кВ
     Imax=510А
     iy=3,42кА
     Bk=138кА?·с
     Uном=10кВ
     I1ном=600А
     iдин=81кА
     I?тер·tтер=31,5?·3=2976кА?·с
     
     Таблица 2.7– Расчетные данные и данные по каталогу
     Расчетные данные
     Данные по каталогу
     Uуст=10кВ
     Imax=123А
     iy=4,3кА
     Bk=138кА?·с
     Uном=10кВ
     I1ном=150А
     iдин=52кА
     I?тер·tтер=10?·3=300кА?·с
     
     г) Выбор предохранителей высокого напряжения для защиты трансформаторов напряжения типа НАМИТ-10-2-УХЛ2:
     Выбор предохранителей производится:
     - по напряжению установки Uуст ? Uном;
     - по току I1max ? Iном;
     - по конструкции и роду установки;
     - по току отключения In,o ? Iотк,
     гд.......................