Электрическая часть ГЭС 5х64мВт

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 37 страниц
В избранное:

Электрическая часть ГЭС 5х64мВт

Содержание

Введение
1. Выбор генераторов
2. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции
2.1 Вариант 1
2.2 Вариант 2
3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
Вариант 1
3.1 Выбор блочных трансформаторов
Вариант 2
3.2 Выбор блочных трансформаторов
4. Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем проектируемой электростанции
4.1 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах
Вариант 1
4.1.1 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1...Т10
Вариант 2
4.1.2 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1...Т5
5. Выбор и обоснование упрощенной схемы распределительного устройства
5.1 Выбор схемы РУ 500 кВ
5.2 Выбор схемы блока генератор - трансформатор
6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
6.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭС
6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
7. Расчет токов короткого замыкания
7.1 Расчетная схема
7.2 Схема замещения
7.3 Расчет сопротивлений
7.3.1 Генератор
7.3.2 Энергосистема
7.3.3 Трансформатор
7.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1
7.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К-2
7.6 Расчет тока однофазного короткого замыкания
8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепей 500 кВ линии и трансформатора
8.1 Перетоки мощности в схеме РУ 500 кВ
8.1.1 Расчет перетоков мощности в нормальном режиме
8.1.2 Схема перетоков мощности в нормальном режиме
8.1.3 Расчет перетоков мощности в аварийном режиме
8.1.4 Схема перетоков мощности в аварийном режиме
8.2 Расчетные условия для выбора токоведущих частей и аппаратов по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания
8.3 Выбор разъединителей в цепи линии и трансформатора
8.4 Выбор выключателей и разъединителей в ячейке ОРУ 500 кВ
8.5 Выбор трансформаторов тока в ОРУ 500 кВ
8.6 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линии
8.7 Выбор токоведущих частей в цепи линии за пределами ОРУ 500 кВ
8.8 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора за пределами ОРУ 500 кВ
8.9 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 500 кВ
8.10 Выбор изоляторов
9. Выбор способа синхронизации
10. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд ТСЗ - 10015,75-0,4
10.1 Выбор типа релейной защиты трансформатора собственных нужд
10.2 Технические данные трансформатора типа ТСЗ - 100015,75-0,4
10.3 Определение токов на ВН и НН
10.4 Расчет токов короткого замыкания
10.5 Расчет токовой отсечки
10.6 Проверка чувствительности при двухфазном к.з. на выводах 15,75 кВ трансформатора (из расчетов тока к.з.)
10.7 Расчет максимальной токовой защиты с комбинированной блокировкой по напряжению
10.8 Токовая защита нулевой последовательности в нейтрале обмотки 0,4 кВ трансформатора
10.9 Защита от перегрузки
11. Описание конструкции распределительного устройства
12. Расчет заземляющего устройства ОРУ 500 кВ
12.1 Расчет искусственного заземления типа сетки без вертикальных электродов
12.1.1 Сопротивление естественных заземлителей
12.1.2 Сопротивление заземлителя типа сетки без вертикальных электродов
12.1.3 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители
12.1.4 Напряжение приложенное к человеку
12.2 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с вертикальными электродами
12.2.1 Периметр сетки
12.2.2 Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители
12.2.3 Напряжение приложенное к человеку
12.3 Расчет искусственного заземлителя типа сетки с подсыпкой щебня на рабочем месте без вертикальных электродов
Список литературы
Введение

Курсовой проект "Электрическая часть ГЭС -5х64мВт" выполнен на основании задания на проектирование.
Место сооружения проектируемой электростанции река Енисей. На станции установлено десять генераторов типа СВФ-1285275-42 У4. Связь с системой осуществляется по 4 ВЛ с шин 500 кВ. Пять укрупненных блоков 2 генератора-трансформатор включены на шины 500 кВ.
На основании НТП ГЭС в соответствии с числом присоединений на напряжение 500 кВ принята схема 32 с трехрядной установкой выключателей и подвесными разъединителями.
В цепи линии и трансформатора установлены элегазовые выключатели типа LTP-550 В2 и подвесные разъединители типа РПД-5003150 УХЛ1, установленные на шинных опорах ШО-500. В ячейке ОРУ 500 кВ установлены трансформаторы тока типа ТГФ 500. В цепи линии 500 кВ установлены трансформаторы напряжения типа НКГ-500 У1. На станции установлено 10 трансформаторов собственных нужд типа ТСЗ-100015,750,4.
Ошиновка в пределах ОРУ выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС - 50027. Ошиновка за пределами ОРУ в ячейках трансформаторов выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС-60072,в ячейках линий выполняется гибким токопроводом марки 3ЧАС - 50027. Шаг ячейки 28 м. Длина ячейки 207 м. Площадь ОРУ - 40572 м[2].
Для широко распространенной схемы с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на два присоединения применяется типовая компановка ОРУ, разработанная институтом Теплоэнегропроект.
Произведен расчет трансформатора собственных нужд ТСН-10 типа ТСЗ-100015,750,4 .На трансформаторе были установлены следующие защиты:
1. Токовая отсечка мгновенного действия.
2. Газовая защита.
3. Максимальная токовая защита с комбинированной блокировкой по напряжению.
4. Токовая защита нулевой последовательности.
5. Защита от перегрузки.
Рассчитаны технико-экономические показатели ГЭС:
Капиталовложения в строительство ГЭС

Кст=172800000 тыс.руб.

Удельные капиталовложения

Куд=27000 руб.кВт
1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

На современных электростанциях для выработки электроэнергии применяются синхронные генераторы трёх фазного переменного тока. В проекте генераторы выбираются по заданной мощности.

Таблица 1 [ 10 ] с.

Тип гидрогенератора
Рном
МВт
Sном
МВА
Cos
град.
Uном
кВ.
nном.
обмин.
Х"d
Iном
кА.
Сист. возб.
КПД
%
СВФ-1285275-42 У4
5*64
711
0,9
15,75
142,8
0,295
26,1
Тр
98,3

Охлаждение
Обм. статора
Обм. ротора
НВд
НВ

Продолжение таблицы 1

СВФ - синхронный вертикальный гидрогенератор с непосредственным охлаждением обмотки статора водой и форсированным охлаждением обмотки ротора воздухом.
Для возбуждения генератора применяется тиристорная система возбуждения.

G
GE
LGE
VS1
VS2
Т

G
GE
LGE
VS1
VS2
Т
Рис.1

На одном валу с генератором G располагается синхронный вспомогательный генератор GE, который имеет на статоре трех фазную обмотку с отпайками.
Имеется две группы тиристоров
VS1 - рабочая группа
VS2 - форсировочная группа
На стороне переменного тока VS1 иVS2 включены на разное напряжение, на стороне постоянного тока - параллельно.
В нормальном режиме возбуждения генератора обеспечивает VS1,VS2 - закрыта. В режиме форсировки открывается VS2.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1 Вариант 1

Рис. 2

На станции установлено десять моноблоков генератор - трансформатор. Блоки включены на шины 500 кВ.
Связь с системой по 4 ВЛ 500 кВ

2.2 Вариант 2

Рис. 3
На станции установлено пять укрупненных блоков 2 генератора - трансформатор. Блоки включены на шины 500 кВ.
Связь с системой по 4 ВЛ 500 кВ.

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Вариант 1

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по мощности генераторов.

, МВА (1)

По формуле (1):

К установки принимаются трансформаторы типа

Т1...Т10 - ТНЦ 1000000500

Вариант 2

3.2 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по мощности двух генераторов

, МВА (2)

где: 2 - число генераторов на один трансформатор.
По формуле (2):

К установке принимаются трансформаторы типа

Т1...Т5 - 3ЧОРНЦ - 533000500

Таблица номинальных параметров трансформаторов

Таблица 2 [ 10] с. 619
Тип трансформатора
Номинальное напряжение, кВ

Потери, кВт
Напряжение к.з.,%
Примечание

ВН
НН

х.х
к.з.
ВН-СН
ВН-НН
СН-НН

ВН-НН

ТНЦ-1000000500
525
15,75

570
1800
-
14,5
-
Т1...Т10 - 1 вариант

3ЧОРЦ-533000500
525
15,75-15,75

230
1260
13,5
27
44
Т1...Т5 -
2 вариант

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

4.1 Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами

З= Ен К+И+У ,тыс.руб. год (3)

где: К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс.руб.
Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12 [11] c. 395
И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.год
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.год
Ущерб от недоотпуска не учитывается, т.к. считается что варианты равнонадежны.
Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

И = К+β∆W∙10[-3] , (4)
где: Ра =6,4% [10] с.549
Р0 =2% [10] с.549

Ра , Р0 - отчисления на амортизацию и обслуживание
β - стоимость 1кВтч потерь электроэнергии, принимаем - 2 руб. за 1кВтч
∆W - потери электроэнергии в трансформаторах ,кВтч
К = 60 - коэффициент инфляции
Таблица технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции

Таблица 3 [ 11] с.637, 638

Тип
оборудование

Стоимость единицы,
тыс. руб.
Варианты

Вариант 1
Вариант 2

Кол-во единиц, шт.
Общая стоимость, тыс. руб.
Кол-во
единиц, шт.
Общая
стоимость,
тыс.руб.
Трансформатор блочный типа
ТНЦ-100000050015,75
1150Ч60 =69000
10
69000Ч10 =690000
-
-
Трансформатор блочный типа
3ЧОРНЦ-53300050015,75

1590Ч60 =95400
-
-
5
95400Ч5 =477000
Ячейка 500 кВ
280Ч60 =16800
10
16800Ч10 =168000
5
16800Ч5 =84000
Итого, тыс.руб.

858000

56100
Отчисления на амортизацию и
обслуживание
,тыс.рубгод

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
WЧ10[-][3], тыс.руб.год

Годовые эксплуатационные издержки
,
тыс.рубгод

72072+208000 =280072

47124+240000=287124
Приведённые затраты
З=ЕнЧК+И, тыс.руб.год

Вывод: Минимальные приведенные затраты во втором варианте схемы меньше, поэтому в дальнейшем к расчету принимаем второй вариант.

4.1 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

Потери в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

W= ЧТ+Ч()[2] кВтч (5)

где: , - потери холостого хода и короткого замыкания , МВт
Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА
Smax - максимальная мощность передаваемая через трансформатор, МВА
T=8760 ч. - число часов работы трансформатора в году, ч.
- число часов максимальных потерь, ч.
Продолжительность максимальных потерь определяется по формуле:

= (0,124+)[2]Ч 8760 ,ч (6)

где: Тmax - число часов использования максимальной нагрузки
Тmax = 7000 часов (для блочных трансформаторов) [11] с.395
Вариант 1

4.1.1 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1...Т10
По формуле (6):

= (0,124+)[2]Ч8760 = 5947,83 ч.

По формуле (5) :

=570Ч8760+1800Ч()2 Ч5947,83 =10,4Ч10[6] кВтЧч

Вариант 2

4.1.2 Определение потерь в блочных трансформаторах Т1...Т5

По формуле (5):

=3Ч230Ч8760+3Ч1260Ч()2 Ч5947,83 =24Ч10[6] кВтЧч

Определяем суммарные годовые потери в первом варианте:

=104кВтЧч

Суммарные годовые потери во втором варианте:

=120кВтЧч
5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁНОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

5.1 Выбор схемы РУ 500 кВ

На основании НТП ГЭС [4] в соответствии с напряжением и числом присоединений принята схема „Полуторная"
Достоинства:
Ремонт любого выключателя без отключения присоединений.
2. Ремонт любой системы шин без отключения присоединений.
3. Разъединители - изолирующие аппараты.
4. Количество операций при выводе в ремонт любого выключателя минимальное
5. Высокая надежность, так как даже при повреждении на шинах все остается в работе.
Недостатки:
Дорогая - на каждое присоединение 1,5 выключателя.
Отключение любого присоединения сразу двумя выключателями, что приводит к увеличению числа ремонтов выключателей.
Сложная релейная защита.

5.2 Выбор схемы блока генератор - трансформатор

Принимается схема блока "Генератор-трансформатор с генераторным выключателем."

Рис.5

Достоинства:
1. Уменьшение числа выключателей в РУ 500 кВ
2. Экономия при сооружении РУ
Недостатки:
1. При к.з. в трансформаторе, отключение сразу двух генераторов.
6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1 Принцип построения схемы собственных нужд ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с.н.
На ГЭС распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Питание с.н. производится от трансформаторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения.
Потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные и общестанционные. Часть этих потребителей является ответственными. Нарушение электроснабжения этих потребителей может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.
При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов применяется схема раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей. Агрегатные сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов Т1-Т10, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов ТR1-ТR2, присоединенных к РУ 6 кВ.

6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность рабочего ТСН определяется по формуле:

,
где: - мощность генератора блока, МВт
n - процент расхода на собственные нужды, [10] с.12
- коэффициент спроса, [10] c.12
По формуле (7):

Принимаем трансформатор типа ТСЗ-100015,750,4 кВ

Таблица 4 [14] Номинальные параметры ТСН
Тип трансформатора
Uном кВ
Потери, кВ
Uкз%
Обозначение

ВН
НН
х.х.
кз

ТСЗ-100015,750,4
15,75
0,4
1,9
8,5
8
ТСН1...ТСН10
7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей. Расчет ведется в относительных единицах.
Базовая мощность принята равной 1000 МВА.

7.1 Расчетная схема

Рис.7

7.2 Схема замещения

Рис.8

7.3 Расчёт сопротивлений

7.3.1 Генератор
(8)

где: - сопротивление генератора в относительных единицах
номинальная мощность генератора
По формуле (8):

7.3.2 Энергосистема
(9)

где: - номинальная мощность энегросистемы
- относительное номинальное сопротивление энергосистемы
По формуле (9):

7.3.3 Трансформатор
Т1...Т5
(10)

где: - относительное сопротивление трансформатора, определяется через uк - напряжение к.з. трансформатора.
для группы двухобмоточных трансформаторов с обмоткой низкого напряжения разделенной на две ветви.

Трансформаторы собственных нужд

(11)

где: - напряжение короткого замыкания
По формуле (11):

7.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

Рис.9

Таблица расчётных условий для проверки аппаратов и токоведущих частей в режиме короткого замыкания. в точке К-1

Таблица 5 [ 11] с.150, 152
Источник
Формула
G10
C
∑
Номинальная мощность
источника, МВА
711Ч10=7110
20000

Среднее напряжение,
кВ
515

Результирующее сопротивление,
Х рез о.е.

Базовая мощность ,
,МВА
1000

Базовый ток

,о.е.
1,13
1

6,92+28=
=34,92

(0,01+0,018)=0,028

γ
стр.152
-
0,98

=6,92
0,98Ч28=27,44
6,92+27,44=
=34,36
Ку
стр. 150
1,97
1,85

ТА
стр. 150
0,32
0,6

iу = ЧIпо ЧКу ,
кА

19,28+73,26=
=92,54
, с

iа ЧIпо ,
кА

9+24,55=
=33,55

7.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Рис.11

Таблица расчётных условий для проверки аппаратов и токоведущих частей в режиме короткого замыкания. в точке К-2

Таблица 6 [ 11] с.150, 152
Источник
Формула
G10

Номинальная мощность
источника, МВА

711

Среднее напряжение,
кВ

15,75

Результирующее сопротивление,
Х рез о.е.

0,415

Базовая мощность ,
МВА

1000

базовый ток Iб= ,кА

,о.е.

1,13

Iпо =∙ Iб , кА

Iном = , кА

7.6 Расчет тока однофазного короткого замыкания

Ток однофазного короткого замыкания рассчитывается для выбора заземляющего устройства в ОРУ 500 кВ.
Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле:

где:
- сопротивление прямой последовательности
- сопротивление обратной последовательности
- сопротивление нулевой последовательности
Схема замещения прямой последовательности

Рис.12

, сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению прямой последовательности, так как токи прямой и обратной последовательности протекают по одному пути.
Схема замещения нулевой последовательности

Рис. 13

По формуле (12):

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ЦЕПЕЙ 500 кВ ЛИНИИ И ТРАНСФОРМАТОРА

8.1 Перетоки мощности в схеме РУ 500 кВ

8.1.1 Расчет перетоков мощности в нормальном режиме
Определяем реактивную мощность генератора

(13)
где:

По формуле (13)

=309,76, Мвар

Согласно расчетам из пункта 6.2

Определяем активную мощность собственных нужд

По формуле (14)

Определяем реактивную мощность собственных нужд

где:
= 0,538 Мвар

Мощность передаваемая через трансформатор

По формуле (15):

Мощность передаваемая по одной линии

где:

4 - число линий
Мощность отдаваемая в систему:

По формуле (16):

Мощность передаваемая через выключатель Q13

SQ13=SQ14

Мощность передаваемая через выключатель Q1

SQ1=SQ3= SQ4=SQ6= SQ7=SQ9= SQ10=SQ12

SQ2=SQ5= SQ8=SQ11

Мощность передаваемая через трансформатор

Максимальная мощность передаваемая через выключатели Q2 , Q5 ,Q8 ,Q11

8.1.3 Расчет перетоков мощности в аварийном режиме
Линия W4 отключилась
Мощность передаваемая через выключатель Q3

SQ1=SQ3= SQ4=SQ6= SQ7=SQ9

Мощность передаваемая через выключатель Q2

SQ2=SQ5=SQ8

Мощность передаваемая через выключатель Q10

Мощность передаваемая по одной линии

Мощность передаваемая через трансформатор

Максимальная мощность передаваемая через выключатели Q2, Q5, Q8,

8.2 Расчетные условия для выбора токоведущих частей и аппаратов по продолжительному режиму работы и режиму короткого замыкания

Таблица 8 [ 5]
Расчётные
условия

,кВ

500

2049,99

-

-

2367,14
-

-

-
1639,99

-

-
1639,99

-

-
-

1845

-

2186,67
,кА

34,92

,кА

92,54

,кА

33,55

,кА

34,36

,с (14)

По формуле (14):

8.3 Выбор разъединителей в цепи линии и трансформатора

Таблица 9 [5] с.

Условие выбора
Цепь линии
Цепь трансформатора
Каталожные данные
разъединителя
РПД-5003150УХЛ1

Расчётные данные

500
500
500
,А
,А

2049,99
2367,14
1217,51
1217,51
3150

3150

92,54
160

341,43
63[2]х3=11907
Тип привода

Двигательный.
ПД-2УХЛ-1

8.4 Выбор выключателей и разъединителей в ячейке ОРУ 500 кВ

Таблица 10 [ 5] с.
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные выключателя
LTP-550 B2
Каталожные данные разъединителя
РПД-5003150УХЛ1

500
500
500
,А
,А
1845
2186,67
4000
4000
3150

34,36

33,55
82,14
50

44,55
106,07
-

-
-

92,54
100
160

341,43
50[2]3=7500
11907
Тип привода

Пружинный
BLG1002A
Эл.двиг.
ПД-2УХЛ-1

кА [5]
с [5]

8.5 Выбор трансформатора тока в ОРУ 500 кВ

Таблица 11 [5]
Условие выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
ТГФ 500

500
500
,А
,А

1845
2186,67
3000
3000
3.По классу точности

Элегазовый
0,510Р10Р10Р10Р

92,54
120

341,43
50[2]3=7500
,Ом
4,825
60

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Таблица 12 [11] с. 377
Прибор

Тип
Потребляемая мощность,ВА

А
В
С
Амперметр
Э-335
0,5
0,5
0,5
Ваттметр
Д-335
0,5
-
0,5
Варметр
Д-335
0,5
-
0,5
Датчик реактивной мощности
Е-830
1
-
1
Датчик активной мощности
Е-829

1
-
1
Итого:

3,5
0,5
3,5

Расчет сечения соединительных проводов

где: -вторичная нагрузка тр-ра тока
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

т.к индуктивное сопротивление токовых цепей невелико.

,Ом (15)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(16)

где: - мощность потребляемая приборами,
- вторичный номинальный ток прибора.
По формуле (16):

Ом т.к. в цепь включены 7 приборов.

Сечение соединительных проводов определяется по формуле:

(17)

где: -удельное сопротивление материала провода,
т.к. принимаем провод с медными жилами. [11] с.374
Длину соединительных проводов от трансформатора тока до измерительных приборов можно принять приблизительной.

[ 11] с. 375
По формуле (17):

Принимаем -по условию механической прочности.
Для генератора 640 МВт принимается кабель с медными жилами, ориентировочная длина 175 м.
По формуле (16):

Рассчитываем действительное сопротивление проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 2,5
Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора тока.

8.6 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линии

Таблица 13 [ 5]
Условия выбора

Расчетные данные
Каталожные данные
НКГ-500 У1

Uуст Uном ,кВ

500
500

Схема соединения и класс точности

0,5
Рабочее давление 0,39 мПа, напряжения, однофазный, газонаполненный (элегаз)
0,5

S2 = S2 ном ВА

29
400Ч3=1200

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Таблица 14 [11] с. 378
Прибор

Тип
Мощность одной обмотки, ВА
Число обмоток

cosφ
sinφ

Число приборов
Общая потр. мощность

Р , Вт
Q , ВА

Ваттметр

Д-335
1,5
2

1
0

1
3

Варметр

Д-336
1,5
2

1
0

1
3

Датчик активной
мощности

Е-829
10
-------

1
0

1
10

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

------

1
0

1

10

Фиксатор импульсного действия

ФИП

3

1

1

0

1

3

Рассчитываем полную мощность приборов

S = =29 ,ВА

Схема включения приборов во вторичную обмотку трансформатора напряжения

8.7 Выбор токоведущих частей в цепи линии за пределами ОРУ 500 кВ

1.По экономической плотности тока

Јэ = 1 Амм[2]
qэ = = = 2049,99 мм[2] (18)
Принимаем 3АС - 60072
Iдоп = 3Ч1050 = 3150 А
Imax = 2367,14 А

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.