Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

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

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

4. Выбор аппаратов(высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.)

5. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)

6. Выбор типов релейной защиты

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств

Литература

Введение

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы выбора и расчёта основных элементов электрической части ТЭЦ, произведена разработка нескольких вариантов схемы, сделан выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы, расчёт токов короткого замыкания. Выбраны для схемы электрические аппараты, релейная защита, измерительные приборы и измерительные трансформаторы.

Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 390 МВт. Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжение, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.

В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции, напряжения, на которых осуществляется питание нагрузок, связь с энергосистемой или другими электрическими станциями, мощности потребляемые нагрузками, схема энергосистемы. При выполнении нужно было решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование, выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ, рассчитать токи к.з., выбрать контрольно-измерительные приборы.

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

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

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

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

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

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

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединённых к шинам генераторного напряжения:

- число генераторов, присоединённых к шинам ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

- ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения, не должен быть более 300 кА;

- суммарная мощность генераторов, присоединённых к шинам генераторного напряжения, должна несколько превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям ( включая собственные нужды Р _С.Н.).

Таким образом, при выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (ТЭЦ-390).

Если заданная нагрузка ТЭЦ значительно превышает нагрузку на генераторном напряжении, то устанавливают блоки генератор-трансформатор и подключают их к РУ повышенного напряжения.

Поскольку в проектируемой ТЭЦ выдача энергии потребителям осуществляется на 2-х напряжениях , то предусматривается сооружение наряду с ГРУ 6 кВ РУ 35 кВ . Генераторы станции мощностью 160 МВт соединены в блоки с повышающими трансформаторами , что способствует уменьшению токов КЗ. Связь с энергосистемой осуществляется по линии 220 кВ. Для связи РУ высшего и среднего напряжения служат 2 трехобмоточных трансформатора. На основании всего вышеперечисленного составляем структурные схемы выдачи электроэнергии двух вариантов, для дальнейшего их технико-экономического сравнения (рис. 2.1, и рис.2.2)

Рис. 2.1 Структурная схема выдачи энергии 1 варианта

По [2., табл.2.1] генераторы, присоединённые к ГРУ (Г1 и Г2): ТВФ-63-2У3 с S_НОМ = 78,75 МВА; cos f=0,8; x_d''=0,153. Генераторы, присоединённые по блочной схеме (Г3 и Г4): ТВВ-160-2ЕУ3. S_НОМ = 188 МВА; cos f=0,85; x_d''=0,213; U_НОМ = 18 кВ.

По [2., табл.2.1] генераторы, присоединённые к ГРУ (Г1 и Г2): ТВФ-63-2У3 с S_НОМ = 78,75 МВА; cos f=0,8; x_d''=0,153. Генераторы, присоединённые по блочной схеме (Г3 и Г4): ТВВ-160-2ЕУ3. S_НОМ = 188 МВА; cos f=0,85; x_d''=0,213; U_НОМ = 18 кВ.

Каталожные данные выбранных генераторов приведены в таблице 2.1

Каталожные данные генераторовТаблица 2.1

Тип генератора	Sном, МВА	Р,МВт	cos f	Uном, кВ	Iном, кА	xd''	Цена, т.р.
ТВФ-63-2У3	78,75	63	0,8	6,3	7,21	0,153	268
ТВВ-160-2ЕУ3	188	160	0,85	18	5,67	0,213	650

Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения, схемы энергосистемы, схемы включения генераторов, количества РУ на каждом из напряжений. Поскольку связей между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы нет, то на станции устанавливаем два трансформатора связи.

Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными и два двухобмоточными. Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с одним генератором, принимается равной мощности генератора в МВ·А (при номинальном коэффициенте мощности) за вычетом мощности собственных нужд. Блочные трансформаторы соединяют генераторы с РУ. Мощность блочных трансформаторов, работающих в блоке с одним генератором, принимают по выражению:

Sт Sг - Scн(2.1)

где Sг - номинальная мощность генератора, МВА;

Sсн - расход на собственные нужды, МВА,

Sс.н. = (Sсн%/100)Sг,(2.2)

где Sсн% - расход на собственные нужды, %. По заданию Sсн% = 9%.

Произведём выбор трансформаторов Т3 и Т4 для 1-го варианта (аналогично Т5 для второго).:

Sс.н. = (9/100)188 = 16,9 МВА;

Sт 188 - 16,9 = 171,1 МВА.

Sном = 200 МВА

Марка трансформатора - ТДЦ-200000/220. Каталожные данные выбранного трансформатора приведены в таблице 2.2.

Произведём выбор трансформаторов Т3 и Т4 для 2-го варианта:

Sс.н. = (9/100)78,75 = 7,1 МВА

Sрасч.т = 78,75 - 7,1 = 71,65 МВА

Sном = 80 МВА. Марка трансформатора - ТД-80000/220. Каталожные данные выбранного трансформатора приведены в таблице 2.2.

Трансформаторы Т1 и Т2 на ТЭЦ служат для связи ОРУ высокого напряжения 220кВ с ОРУ-35кВ и ГРУ-6кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи, устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 6кВ и 35кВ.

1)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

(2.3)

где - мощность генератора, кВт;

- номинальный коэффициент мощности генератора;

- минимальная нагрузка шин генераторного напряжения, - средний коэффициент мощности нагрузки, принимаем = 0,9;

- мощность потребляемая собственными нуждами, МВт;

- коэффициент мощности собственных нужд, принимаем = 0,8.

МВА

2)Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

(2.4)

где , - максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на среднем напряжении. По [1] для U_С = 35 кВ принимаем равным .

В момент максимальной нагрузки по формуле (2.4):

МВА.

При отключении одного из наиболее мощных генераторов по формуле

МВА.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт не должна превышать 1,4.

При выборе мощности трансформаторов берём в расчёт самый тяжёлый режим работы, в нашем случае - режим минимума нагрузки и учитываем, что перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт не должна превышать 1,4:

МВА(2.5)

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

По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 - трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН- 63000/220 мощностью 63 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

,(2.6)

где S_ГН - мощность генератора, МВ·А;

k_СН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

По заданию k_СН=9%_.

Выбираем трансформаторы собственных нужд генератора, подключённого к РУ ВН по блочной схеме Г3, Г4 (для 1 варианта) и Г5 (для 2 варианта):

Трансформатор собственных нужд типа: ТРДСН - 25000/35. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

В обоих вариантах устанавливаем следующий тип пускорезервного трансформатора СН, мощность которого должна быть в 1,5 раза больше мощности рабочих трансформаторов СН:

Пускорезервный трансформатор собственных нужд, установленный на РУ СН 220 кВ: ТРДН - 40000/220. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Каталожные данные выбранных трансформаторов Таблица 2.2

Тип трансф.	Sном, МВА	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uнн, кВ	Pх кВт	Pк кВт	Uквс %	Uквн %	Uксн, % (Uн1-н2), %	Iх %	Цена т.р.
ТДТН-63000/220	63	230	38,5	6,3	55	220	11	12,5	9,5	0,5	130
ТДН-63000/35	63	38,5	-	6,3	50	250	-	12,7	-	0,45	107
ТДЦ-200000/220	200	242	-	18	130	660	-	11	-	0,4	253
ТРДСН - 25000/35	25	18	-	6,3	25	115	-	10,5	30	0,65	62
ТРДНС- 40000/220	40	230	-	6,3	50	170	-	11,5	28	0,6	119,6

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

энергия ток замыкание трансформатор

Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи электроэнергии станции.

При этом схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:

1. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение любого из выключателей не должно приводить к отключению более одного энергоблока;

2. Повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а так же совпадение отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков линии, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части;

3. Каждый генератор мощностью 200 МВт и более должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели;

4. Отключение присоединений должно производиться:

- ЛЭП - не более чем двумя выключателями;

- энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

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

В ГРУ 6 кВ применим схему с одиночной секционированной системой шин. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через сдвоенные реакторы.

Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n _лэп), числа линий связи с системой (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св) или питающих трансформаторов (n_т), подключенных к данному РУ:

n_ру = n_лэп + n_св + n_т.св + n_т,(3.1)

Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

, (3.2)

Р_л - наибольшая активная мощность, передаваемая на одну цепь, МВт по [6, табл.2.1].

Р_макс - наибольшая активная мощность, выдаваемая в энергосистему, МВт:

(3.3)

.

Принимаем с учётом развития региона связи с системой - 2.

.

Принимаем с учётом развития региона - 2.

Количество отходящих линий 6 кВ:

 ,(3.4)

где - максимальная нагрузка, присоединённая к шинам ГРУ, МВт;

- номинальное напряжение на шинах ГРУ, = 6 кВ;

0,7 - коэффициент, учитывающий наличие резервных линий, работающих в нормальном режиме с недогрузкой;

- заданные токи в линиях.

(3.5)

Принимаем = 32 (4 секции 2 = 8 секций; 84=32 линии). Как было указано выше для присоединения нагрузки к шинам ГРУ применяем линейные сдвоенные реакторы допускающие присоединение нескольких отходящих линий.

Число присоединений

Таблица 3.1

Вариант 1
	ГРУ 6 кВ	РУ 35 кВ	РУ 220 кВ
nлэп	32	2	2
nт.св	2	2	2
nт	-	-	3

Число присоединений

Таблица 3.2

Вариант 2
	РУ 6 кВ	РУ 35 кВ	РУ 220 кВ
nлэп	32	2	2
nт.св	2	2	2
nт	-	-	4

В ГРУ 6 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин. Нагрузка к шинам ГРУ 6 кВ присоединена через сдвоенные реакторы.

В ОРУ 35 кВ принимаем упрощённую схему без сборных шин - схему с мостом, т.к. в ОРУ требуется схема устройства для четырёх присоединений - двух линий и двух трансформаторов.

В ОРУ 220 кВ принимаем схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин. Достоинством данной схемы является то, что при резервировании любого выключателя, все присоединения остаются в работе.

На основании имеющихся данных произведём технико-экономическое сравнение двух вариантов главной схемы электрических соединений.

Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем.

При выполнении расчёта исключаем капиталовложения на закупку генераторов и трансформаторов СН, т.к. их типы одинаковы в обоих вариантах.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

,(3.6)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.;

Е_н - нормативный коэффициент экономической эффективности

капиталовложений, принимаем равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки.

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

(3.7)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для

оборудования проекта примем Р_а = 6,4 %, Р_о = 2 %;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 у.е./(кВт·ч).

Потери энергии, , кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе и автотрансформаторе:

,(3.8)

где ДР_хх - потери холостого хода;

ДР_кз - потери короткого замыкания;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

S_макс - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

ф - число часов максимальных потерь, принимаем ф = 4500 час.

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

,(3.9)

Принимаем _в = _с = _н =4500 ч. Так как мощность всех обмоток трёхобмоточного трансформатора одинакова, то

.

Потери в нескольких (n) работающих параллельно однотипных трансформаторах:

(3.10)

Сравнение экономической эффективности двух вариантов с раной степенью надёжности, у которых К1 > К2, а U1< U2, можно произвести по сроку окупаемости капиталовложений, Т, лет:

(3.11)

Определим капиталовложения по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты расчёта сводим в таблицу 3.1.

Определим потери в трансформаторах:

2ТДТН-63000/220/35:

2ТДН-63000/35:

ТДЦ-200000/220:

2ТДЦ-200000/220:

ТРДНС-25000/220:

2ТРДНС-25000/220:

Так как оба варианта имеют пускорезервный трансформатор собственных нужд, то пренебрегаем потерями в нём.

Капиталовложения в сооружение ТЭЦ. Таблица 3.3

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	Первый вариант	Второй вариант
		Количество единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. руб.	Количество единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. руб.
Ячейки РУ 35 кВ	35,2	6	211,2	6	211,2
Ячейки ГРУ 6 кВ	17,5	8	140	8	140
Ячейки сдвоенных реакторов	15	10	150	10	150
Генераторы: ТВФ-63-2У3	268	2	536	2	536
Генераторы: ТВВ-160-2ЕУ3	650	2	1300	2	1300
Трансформаторы: ТДТН-63000/220	130	2	260	2	260
Трансформаторы: ТДН-63000/35	107	-	-	2	214
Трансформаторы: ТДЦ-200000/220	253	2	506	2	506
Трансформаторы собственных нужд: ТРДНС-25000/35	62	2	124	2	124
Трансформаторы собственных нужд: ТРДН-40000/220	119,6	1	119,6	1	119,6
Общая стоимость	3346,8	3560,8

По формуле (3.7):

Первый вариант:

Второй вариант:

По формуле (3.7):

Первый вариант:

Второй вариант:

Согласно проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение системы З1<З2 на 7 %. Выбираем вариант № 1.

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

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходима правильная оценка расчётных условий КЗ.

Для начала расчета составим расчетную схему, которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

На рисунке 4.1 приведем расчетную схему проектируемой станции.

На схеме намечаем расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

- на шинах РУ каждого напряжения, и на каждой секции при использовании секционных реакторов;

- на выводах генераторов;

- за линейным реактором;

- за трансформаторами и реакторами собственных нужд.

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Расчёт токов короткого замыкания при трёхфазном коротком замыкании производится в следующем порядке:

- для проектируемой схемы составляется расчётная схема ;

- по расчётной схеме составляется эквивалентная схема замещения;

- все элементы схемы приводятся к базисным условиям;

- путём постепенного преобразования схема замещения приводится к простейшему виду;

- определяется по закону Ома начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ), определяется ударный ток в именованных единицах.

Рассмотрим пример расчёта тока короткого замыкания в точке К1.

Расчет производим в относительных единицах. Зададимся базисными условиями. Базисная мощность S_б=1000МВА, базисное напряжение U_б=230кВ.

Базисный ток , кА, определяем по формуле:

,(4.1)

где - среднее номинальное напряжение, кВ.

кА

Определим сопротивление элементов схемы замещения, приведённые к базисным условиям:

Система. Так как система S = , то Х_C = 0.

Линия электропередачи

;(4.2)

где - удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км, для кабельных - 0,08 Ом/км; - длина линии электропередачи (ЛЭП), км; , - базисная мощность, МВА ; - среднее номинальное напряжение, кВ.

.

Трансформаторы блока ТДЦ -200000/220:

,(4.3)

где - напряжение КЗ трансформатора в процентах.

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

.

Определим сопротивления трёхобмоточных трансформаторов

ТДТН-63000/220:

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Трансформаторы собственных нужд ТРДНС-25000/35:

;(4.7)

,(4.8)

где - напряжение КЗ обмотки ВН в процентах;

- напряжение КЗ расщеплённых обмоток НН в процентах.

;

.

Пускорезервный трансформатор , ТРДНС-40000/220 по формулам (4.7) и (4.8):

;

.

Генераторы:

,(4.9)

где - сверхпереходное сопротивление генератора.

Генераторы ТВВ-160-2ЕУ3:

;

Генераторы ТВФ-63-2У3:

.

Выбор секционного реактора производим по условию:

,(4.10)

где - номинальный ток реактора, А;

- номинальный ток генератора подключенного к секции, А;

.

По [1, табл. 5.14] выбираем реактор РБДГ 6-6000-0,18У3 с Х_р= 0,18 Ом и I_дн = 97 кА.

Тогда сопротивление реактора определим по формуле:

,(4.11)

Выбираем реакторы для собственных нужд исходя и заданной мощности собственных нужд. Для генераторов ТВФ-63-2У3 величину тока собственных нужд определяем по формуле:

(4.12)

Выбираем реакторы для собственных нужд - РБ-10-1000-0,22У3

Тогда сопротивление реактора , о.е., определим по формуле(4.11):

Сопротивление линейного реактора Х_Р определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выключателя ВМП-10 (I_{ном откл} = 20 кА).

Сопротивление линейного реактора Х_Р определяем следующим образом. Суммарное сопротивление цепи КЗ до реактора:

,(4.13)

где - ток трёхфазного короткого замыкания в цепи до реактора, кА.

В нашем случае для выбора линейных реакторов ГРУ 6 кВ ток был предварительно рассчитан программой ТКЗ - = 107,2 кА.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном окл.} = 20 кА:

Сопротивление линейного реактора Х_р , Ом:



По [ .,табл. 5.15] выбираем РБС-6-2х1000-0,22У3 с I_ном = 2 х1000А,

U_ном = 6 кВ, Х_р = 0,22 Ом, К = 0,53.

Т.к. линейный ректор сдвоенный, то тогда сопротивление реактора Х_р, о.е., определим по формуле:

(4.14)

(4.15)

где К - коэффициент связи сдвоенного реактора.

- сопротивление реактора, определим по формуле (4.11):

;

По формулам (4.14) и (4.15):

Сопротивление нагрузки:

(4.15)

где - мощность нагрузки, МВА.

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. При расчёте токов КЗ показываем на схеме замещения сопротивление только одного линейного реактора и сопротивление только одного реактора собственных нужд, т.к. токи КЗ на остальных линейных реакторах и реакторах собственных нужд будут аналогичными.

Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления.

Сверхпереходная ЭДС генераторов для практических расчетов находится по формуле:

(4.16)

Так как система задана бесконечной мощности, то примем Е1=1.

Для генератора ТВФ-63-2У3 по (4.13):

Для генератора ТВВ-160-2 по (4.13):

Сверхпереходная ЭДС нагрузки (при расчёте точки К1) в вводится в расчёт со значением:

.

Мощность генераторов в схему замещения вводится ЭДС Е ^//, придаются порядковые номера, и указываются величины в о.е.

На рисунке 4.2 приведем эквивалентную схему замещения станции:

Преобразуем схему к следующему виду:



Полученную схему преобразуем к следующему виду:

Полученную схему преобразуем к следующему виду:

;

.

Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах, , кА, вычисляется по формуле:

;(4.17)

Ток трёхфазного КЗ в точке К1:

;

Ударный ток короткого замыкания:

(4.18)

где К_у - ударный коэффициент тока к.з. по [6, табл. 4.2] принимаем К_у=1,93.

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса определим по типовым кривым для момента времени расхождения контактов выключателя ф:

 = _р.з. + _с.в., (4.19)

где _р.з. - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

_с.в. - собственное время отключения выключателя, примем 0,1с.

= 0,01 + 0,1 = 0,11 с.

Суммарный номинальный ток генераторов:

;(4.20)

Находим по отношению I_по/I_нг = 8,11/1,34 = 6,05 ? 6 (шестая типовая кривая) коэффициент К = 0,92.

Тогда:

I_пгф = К·I_ног;(4.21)

(4.22)

I_пгф = 0,92·4,58= 4,21 кА

Для системы:

(4.23)

Ток КЗ для момента времени = 0,11с.:

I_пф = I_пгф + I_пфс = 4,21+3,803=8,013 кА. (4.24)

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

,(4.25)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Определяем по таблице [6, табл. 4.2] для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ·А и выше Т_а = 0,14.

,

,

.(4.26)

Максимальное значение асимметричного тока :

(4.27)

Аналогично рассчитаем токи КЗ и в других точках схемы, при этом периодическую составляющую тока КЗ I_по рассчитываем по программе "TKZ" на ЭВМ, распечатка результатов программы представлена в приложении. Результаты расчётов заносим в приложение 1.

Токи короткого замыкания в остальных точках рассчитаем с помощью программы "". Расчет произведем в следующих точках:

на шинах РУ 220 кВ - точка К1;

на шинах РУ 35 кВ - точка К2;

на шинах РУ 6 кВ - точка К3, точка К3 также является выводом генератора 78,75МВА на первой секции;

на выводах генератора К4;

за трансформатором собственных нужд К5;

за пускорезервным трансформатором К6;

на выводах линейных реакторов первой секции К7;

на выводах реактора собственных нужд К8.

Точка КЗ	Iпо, кА	Ку	, кА	Iпф, кА	, кА
К1	8,11	1,93	22,1	8,01	5,40
К2	17,76	1,92	48,2	17,54	11,42
К3	107,20	1,95	295,6	105,90	72,30
К4	62,81	1,96	174,1	61,90	42,27
К5	14,07	1,85	36,8	13,90	8,65
К6	24,04	1,85	62,9	23,70	14,64
К7	14,33	1,93	39,1	13,74	9,17
К8	14,33	1,85	37,4	13,93	8,79

4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.)

Электрические аппараты выбираем по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (U_р U_н), роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению. По номинальному току (I_раб.max I_н) выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи: выключатели, разъединители, отделители, реакторы, трансформаторы тока и предохранители. Выбор выключателей и разъединителей

По отключающей способности:

Проверка на симметричный ток отключения по условию:

I_п, I_{отк.ном} (5.1)

Проверка отключения апериодической составляющей тока КЗ:

i_a, I_aном = •_ном• I_{отк.ном} (5.2)

где I_aном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие (5.1) выполняется, а (5.2) нет, то допускается производить расчёт по относительной составляющей апериодической составляющей:

• I_п, + i_a, • I_{отк.ном}•(1+_ном) (5.3)

Проверка на электродинамическую стойкость выключателя производится по предельному сквозному току КЗ:

I_п,о I_пр,с;(5.4)

i_у i_пр.с , (5.5)

где I_пр,с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.

Проверка на термическую стойкость по тепловому импульсу:

В_к I_t²•t_t(5.6)

где В_к - тепловой импульс КЗ по расчету:

В_к = I_п,о²•(t_отк+Т_а) (5.7)

где I_t - предельный ток термической стойкости по каталогу;

t_t, - длительность протекания тока термической стойкости, с.

t_отк - время отключения выключателя, с.

Т_а - постоянная времени затухания.

Выбор разъединителей и короткозамыкателей :

Выбор разъединителей и короткозамыкателей производят по U_ном и I_ном, а также проверяют по условиям (5.4)-(5.6)

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 220 кВ:

I_ном = S_ном / •U_ном = 200•10³/•220 =524,86 А

I_max = 1,4• I_норм = 1,4•524,86 =734,8 А

Выбор выключателя и разъединителя в ОРУ 220 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВБ-220Б-31,5/2000У1	Разъединитель РНД3.1-220/1000У1
Uуст = 220 кВ Imax = 734,8 А Iп, = 8,013 Ка Iп,о = 8,11 кА iу = 22,1 кА Вк = (8,11103)2•(0,1+0,14)= 15,79106 кА2•с	Uн = 220 кВ Iн = 2000 А Iотк.ном = 31,5 кА Iaном = = =•31,5•(1+0,1) = 49 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 102 кА It2•tt = (40103)2•3 = 4800 106 А2•с	Uн = 220 кВ Iн = 1000 А - - - iпр.с = 100 кА It2•tt = (40103)2•3= 4800106 кА2•с

Выбор выключателя и разъединителя для ОРУ 35 кВ

I_ном = S_ном / •U_ном = 63•10³/•35 = 1039,2А

I_max = 1,4•I_ном = 1.4•1039.2 = 1454,92А

Выбор выключателя и разъединителя в ОРУ 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВУ-35А-40/2000У1	Разъединитель РНД3.1-35/2000У1
Uуст = 35 кВ Imax = 1454,92 А Iп, = 17,54 кА Iп,о = 17,76 кА iу = 48,2 кА Вк = (17,76103)2•(0,18+0,14)= 100,93106 кА2•с	Uн = 35 кВ Iн = 2000 А Iотк.ном = 40 кА Iaном = = =•40•(1+0,2) = 67,9 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 102 кА It2•tt = (40103)2•3 = 4800 106 А2•с	Uн = 35 кВ Iн = 2000 А - - - iпр.с = 63 кА It2•tt = (25103)2•4= 2500106 кА2•с

Выключатель ГРУ 6 кВ в цепи генератора ТВФ-63-2У3:

Выбор выключателя и разъединителя в цепи генератора ТВФ-63-2У3

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВГ-20-160/12500У3	Разъединитель РВР3.1-20/8000У3
Uуст = 6,3 кВ Imax = 7596,7 А Iп, = 105,9 кА Iп,о = 107,2 кА iу = 295,6 кА Вк = (107,2103)2•(0,3+0,185)= 5573,5106 кА2•с	Uн = 20 кВ Iн = 2000 А Iотк.ном = 160 кА Iaном = = =•160•(1+0,2) = 271,5 кА Iпр.с = 160 кА iпр.с = 410 кА It2•tt = (160103)2•4 = 10240 107 А2•с	Uн = 20 кВ Iн = 8000 А - - - iпр.с = 320 кА It2•tt = (125103)2•4= 62500106 кА2•с

Произведём выбор выключателя установленного в цепи трёхобмоточного трансформатора со стороны НН.

Выбор выключателя и разъединителя в цепи генератора ТВФ-63-2У3Т

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВГ-20-160/12500У3	Разъединитель РВР3.1-20/8000У3
Uуст = 6,3 кВ Imax = 8508,3 А Iп, = 105,9 кА Iп,о = 107,2 кА iу = 295,6 кА Вк = (107,2103)2•(0,2+0,4)= 6895,1106 кА2•с	Uн = 20 кВ Iн = 2000 А Iотк.ном = 160 кА Iaном = = =•160•(1+0,2) = 271,5 кА Iпр.с = 160 кА iпр.с = 410 кА It2•tt = (160103)2•4 = 10240 107 А2•с	Uн = 20 кВ Iн = 8000 А - - - iпр.с = 320 кА It2•tt = (125103)2•4= 62500106 кА2•с

Произведём выбор выключателя 6 кВ установленного за ТСН 25 МВА:

Выбор выключателя за ТСН 25 МВА

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВЭЭ-6-40/1600У3	Разъединитель
Uуст = 6,3 кВ Imax = 1266 А Iп, = 13,9 кА Iп,о = 14,07 кА iу = 36,8 кА Вк = (14,07103)2•(1,5+0,09+0,125)= 339,5106 кА2•с	Uн = 6,6 Iн = 1600 А Iотк.ном = 40 кА Iaном = = =•40•(1+0,4) =80 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 128 кА It2•tt = (40103)2•3 = 4800 106 А2•с

Произведём выбор выключателя 6 кВ установленного за ПРТСН 40 МВА:

Выбор выключателя за ПРТСН 40 МВА

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВЭЭ-6-40/2500У3	Разъединитель
Uуст = 6,3 кВ Imax = 2025,8 А Iп, = 23,7 кА Iп,о = 24,07 кА iу = 62,9 кА Вк = (24,07103)2•(1,5+0,09+0,125)= 993,6106 кА2•с	Uн = 6,6 Iн = 2500 А Iотк.ном = 40 кА Iaном = = =•40•(1+0,4) =80 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 128 кА It2•tt = (40103)2•3 = 4800 106 А2•с

Произведём выбор выключателей, установленных на отходящих кабельных линиях, при условии, что I_max = 1,3 I_{н кл}:

Выбор выключателей на отходящих КЛ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВЭЭ-6-40/1600У3	Разъединитель
Uуст = 6,3 кВ Imax = 306,5 А Iп, = 13,74 кА Iп,о = 14,33 кА iу = 39,11 кА Вк = (14,33103)2•(0,1+0,14)= 49,28106 кА2•с	Uн = 6,6 Iн = 1600 А Iотк.ном = 40 кА Iaном = = =•40•(1+0,4) =80 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 128 кА It2•tt = (40103)2•3 = 4800 106 А2•с

Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений- это устройства, которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени, меньшего, чем время действия релейной защиты.

Места установки ограничителей перенапряжений:

- цепь измерительного трансформатора напряжения на шинах ОРУ 220 кВ - ОПН-220У1

- в нейтрали блочного трансформатора 220 кВ - ОПН-110У1.

- в нейтрали пускорезервного трансформатора собственных нужд ПРТСН - ОПН-110У1;

- на стороне 220 кВ трансформаторов связи устанавливаем - ОПН-220У1.

- на стороне 35 кВ трансформаторов связи устанавливаем- ОПН-35У1

- на стороне 6 кВ трансформаторов связи устанавливаем - ОПН-6У1

5. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)

Выбор сборных шин 220 кВ.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах и току протекающему при этом на шинах. В нашем случае это при выводе одной из шин в ремонт и отказе одной из линий, таким образом определим I_раб.max:

(6.1)

(6.2)

По [3] принимаем АС-600/72, I_доп=1050 А; d=33,2 мм.

I_доп =1050А > 966,2 А. В соответствии с рекомендациями по условию короны для установок 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм., поэтому останавливаемся на выбранном проводе. Радиус провода r_o=d/2=33,2/2=16,6 мм = 1,66 см. Расстояние между фазами D=400 см, фазы расположены горизонтально.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как S^//_кз =меньше чем допускаемое [3, стр.279] S^//_кз = 8000 МВА.

На термическое действие токов КЗ шины ОРУ не проверяются.

Выбор сборных шин 35 кВ.

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

(6.4)

По [3] принимаем АС-70/11, q=70 мм?; I_доп=265 А; d=11,4 мм.

I_доп=265А>231 А.

Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Расстояние между фазами D=150 см, фазы расположены горизонтально.

При таком расстоянии силы взаимодействия между фазами не велики, поэтому расчёт на электродинамическое действие не производим.

Произведём проверку на термическое действие К.З. по

По формуле (6.3):

Следовательно, при принятом сечении q = 70 мм² термическая устойчивость шин не обеспечивается, поэтому принимаем АС-95/16, q=95 мм?; I_доп=330 А; d=13,5 мм., I_доп=330А.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

Выбор сборных шин ГРУ 6 кВ:

Предположим, что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстоянием между фазами a_х = а_у = 0,8 м. И пролётом L = 2 м.

Выбор шин произведём по току самого мощного присоединения - генератора ТВФ-63-2У3. Номинальный ток генератора I_н ,А:

(6.5)

Максимальный ток генератора I_{раб max} ,А:

(6.6)

Сборные шины по допустимому току: I_допI_p.max. (6.7)

Принимаем [3, табл. П3-3] шины коробчатого сечения, алюминиевые 2(2009012) мм, высота h = 200 мм, ширина полки b = 90 мм, толщина шины с = 12 мм, сечение (24040) мм², I_доп= 8830 А.

По условию (6.7): 8830А > 7596А

Проверка шин на термическую устойчивость, производим при тепловом импульсе при действии трёхфазного К.З.:

По формуле (6.3):

Следовательно, при принятом сечении (24040)мм² термическая устойчивость шин обеспечивается.

При коробчатых шинах частота собственных колебаний значительно больше , чем у прямоугольных шин. Поэтому не учитываем механические колебания.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз по [3, табл. 4-3]:

,(6.8)

где - момент сопротивления двух сращенных шин,

принимаем по [3, табл. П3-3]: = 490 см?

.

Определяем силу взаимодействия между швеллерами:

.(6.9)

.

Принимая Wn = Wyy = 46,5 см? по [3, П3-3] и _доп=82,3 Мпа по [3, табл. 4-2] (Для алюминиевых шин ) определяем максимальное расстояние между прокладками:

,(6.10)

,

Число прокладок в пролёте по формуле:

,(6.11)

Принимаем одну прокладку.

Произведём выбор изоляторов. Предварительно выбираем опорные изоляторы ОФ-6-4000. Проверяем их по допустимой механической нагрузке. Максимальная сила, действующая на изгиб по формуле (3, табл. 4-3):

(6.12)

Поправка на высоту коробчатых шин:

(6.13)

где - высота изолятора, =235 мм.

Расчётная сила:

(6.14)

По [3, табл. П3-4] F_разр = 40000 Н. Так как F_расч > 0,6 F_разр = 24000 Н, изолятор ОФ-6-4000 не подходит по механической прочности. Выбираем изолятор ОФ-6-6000, F_разр = 60000 Н. Тогда F_расч =33257,1< 0,6 F_разр = 36000 Н. Окончательно принимаем опорный изолятор ОФ-6-6000.

Выбираем проходной изолятор П-6/8000-4250: с параметрами U_н = 6 кВ; F_разр = 42500 Н; I_н = 8000 А > I_p.max = 7596 А. Проверяем проходной изолятор на механическую прочность:

(6.15)

Так как F_расч =11311,95 Н < 0,6F_разр = 0,642500 = 25500 Н, то выбранный изолятор удовлетворяет требуемым условиям.

Для подвески гибких шин применяются следующие гирлянды изоляторов:

35 кВ: 8ПС - 6А.

220 кВ: 15ПС - 6А

Выбор токоведущих частей блока.

Токоведущие части от выводов генератора до блочного трансформатора выполняются комплектным экранированным токопроводом.

По [3, табл.6-9] выбираем ТЭК-20/6000, номинальный ток главной цепи 6000 А:

По формуле (6.6):

I_доп = 6000 > I_p.max.=5712,7 А.

Условие динамической устойчивости главной цепи:

Токоведущие части от выводов 220 кВ силовых трансформаторов до сборных шин выполняются гибкими токопроводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока:

Принимаем jэ=1А/мм?

q_э = I_max/j_э = 690,7/1 = 690,7 мм?

По [3, табл. П3-1] принимаем АС-700/86 с Iдоп=1220 А. Проверка провода по допустимому току:

I_max=690,7 Iдоп=1220 А.

Проверку на термическое действие и на коронирование не проводим, т.к. было определено раннее, что при В_к= 15,7810⁶ А²с, q_min = 45,1 мм², а выбранное сечение 700 мм² значительно выше. Проверку на коронирование также не производим, т.к. сечение АС-240/39 является минимальным. По условию образования короны.

Токоведущие части от выводов 220 кВ трансформаторов связи. В нормальном режиме примем при номинальной мощности трансформатора:

(6.16)

.

По [3, табл.П3-1] принимаем сечение АС-240/39 т.к. данное сечение является минимальным по условию короны. Проверка на коронирование и термическую стойкость рассмотрена выше. Токоведущие части от выводов 35 кВ трансформаторов связи до сборных шин выполняются гибкими токопроводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока:

Принимаем jэ=1А/мм?

q_э = I_max/j_э ; (6.17)

;

q_э = I_max/j_э = 384/1= 384 мм?

Принимаем 2xАС-150/19. Проверка провода по допустимому току:

I_max=384 А I_доп=2x450 А.

Проверка на перегрузочную способность:

;

I_{раб max}= 404 А I_доп=2x450 А

Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Проверку на термическую устойчивость не проводим. Токопровод в цепи от выводов генератора ТВФ-63 до фасадной стены выполняется пофазно-экранированным. Выбираем токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-10-8550-300 с U_ном=10,5кВ, I_ном= 8,5кА, i_дин=300кА по следующим условиям:

U_н U_pаб; (6.18)

10,5 6,3 кВ;

I_н I_p.max ; (6.19)

8,5 кА 7,21 кА.

Электродинамическая стойкость:

i_дин i_у; (6.20)

i_дин = 300 кА 295,6 кА.

Токопровод в цепи генератора ТВВ-160 для соединения генератора с фасадной стеной - применяем пофазный экранированный токопровод с электрически непрерывным кожухом ТЭКМ-Е-20-10000-360 с U_н=20кВ; I_ном = 10 кА; i_.дин. = 360 кА по следующим условиям:

U_н U_pаб; (6.21)

U_н 18 кВ;

I_н I_p.max ; (6.22)

I_н 5,67 кА.

Электродинамическая стойкость:

i_дин i_у; (6.23)

i_дин 174,1 кА.

Токоведущие части от отпайки блока к выводов ТСН - выполняются гибкими токопроводами.

(6.24)

По [3, табл. П3-1] принимаем 2АС-185/24 , с I_доп= 2520 А ,

I_доп=2•520=1040А > 801,8А.

Проверка на термическую устойчивость, производим при тепловом импульсе при действии трёхфазного К.З.:

По формуле (6.3):

Следовательно, при принятом сечении (2185)мм² термическая стойкость не обеспечивается.

По условию термической стойкости выбираем 2АС-300/39 , с I_доп= 2690 А

Выбор токопровода от ТСН до РУ СН :

Блочный ТСН:

(6.25)

Выбираем токопровод ТЗК - 6 - 2000 - 81. I_н = 2000 A; i_э.дин. = 81 кА;

I_н=1202А < I_н =2000А

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_у =36,8 кА< i_э.дин.= 81кА

Выбор токопровода от ПРТСН до РУ СН :

Выбираем токопровод

ТЗМЭП-10-3150-128. с U_н=10кВ, I_н=3150A i_э.дин.=128 кА;

I_ут=1924,5А < I_н=3150А

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_у=62,9 < i_э.дин.=128кА

6. Выбор типов релейной защиты

Защиты блока генератор - трансформатор.

Продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю. Продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах.

Защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения.

Газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора.

Токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности. При этом чувствительный орган реле осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ.

Токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

Защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю.

Максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы.

Цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя.

Односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

Защиты трансформаторов собственных нужд.

От повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита.

От повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита.

От внешних КЗ, а так же для резервирования защит рассмотренных выше - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.

От перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

Защита шин.

Дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса.

На обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ, а так же четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

На шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ, а так же трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Защита ЛЭП.

Высокочастотная защита, трёхступенчатая дистанционная защита, токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю.

Защита кабельных линий - двухступенчатая защита - МТЗ и токовая отсечка, от однофазных КЗ на землю - на сигнал.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Принимаем к установке следующие приборы.

Таблица измерительных приборов

Прибор и место установки	Тип прибора	Класс точности
1. Турбогенератор.
Статор:
Амперметр в каждой фазе	Э - 377	1,5
Вольтметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 305	1,5
Варметр	Д - 305	2,5
Счётчик активной энергии	И - 675	1,0
Счётчик реактивной энергии	И - 675М	2,0
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Регистрирующие приборы:
Ваттметр	Н- 344	1,5
Амперметр	Н- 344	1,5
Вольтметр	Н- 344	1,5
Ротор:
Амперметр	Э - 377	1,5
Вольтметр	Э - 377	1,5
Регистрирующий амперметр	Н- 344	1,5
Частотомер	Э - 371	2,5
Синхроноскоп	Э - 327	3 о
2. Блок генератор-трансформатор:
Генератор - приборы п.1
Трансформатор НН
Амперметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Э - 377	1,5
Варметр	Д - 305	2,5
3. Трёхобмоточный трансформатор
сторона НН:
Амперметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 305	1,5
Варметр	Д - 305	2,5
сторона СН:
Амперметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 305	1,5
Варметр	Д - 305	2,5
сторона СН:
амперметр	Э - 377	1,5
4. Трансформаторы собственных нужд
На одну секцию со стороны питания:
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 344	1,5
счётчик активной энергии на две секции со стороны питания:
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 344	1,5
счётчик активной энергии	И - 675	1,0
на вводе к секциям:
амперметр	Э - 377	1,5
5. Линия 6 кВ к потребителям
амперметр	Э - 377	1,5
счётчик активной энергии	И - 675	1,0
счётчик реактивной энергии	И - 675М	2,0
6. Линия 35 кВ
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 344	1,5
варметр	Д - 344	1,5
7. Линия 220 кВ
амперметр в каждой фазе	Э - 377	1,5
ваттметр с двухсторонней шкалой	Д - 312	1,5
варметр с двухсторонней шкалой	Д - 312	2,5
8. Сборные шины ГРУ
На каждой секции:
вольтметр	Э - 377	1,5
вольтметр с переключением	Э - 355	1,5
частотомер	Э - 372	2,5
два частотомера	Э - 371	2,5
два вольтметра	Э - 377	1,5
синхроноскоп	Э - 327	3 о
общие приборы:
два регистрирующих вольтметра	Н - 344	1,5
два частотомера	Н - 345	1,5
9. Шины 6 кВ собственных нужд
вольтметр	Э - 377	1,5
вольтметр с переключением	Э - 355	1,5
10. Сборные шины высшего напряжения на каждой системе шин:
вольтметр с переключением	Э - 355	1,5
регистрирующие приборы:
частотомер	Н - 345	1,5
вольтметр	Н - 344	1,5
суммирующий ваттметр	Н - 348	1,5
приборы синхронизации
два частотомера	Д - 730	2,5
два вольтметра	Э - 377	1,5
синхроноскоп	Э - 327	3 о
осцилограф (Uф,Uо, Iо,I )
11. Шунтирующий реактор
амперметр	Э - 377	1,5
варметр	Д - 312	1,5
12. Секционный выключатель
амперметр	Э - 377	1,5

Выбор измерительных трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов и реле производится по следующим условиям:

По напряжению установки:

U_ном U_уст;(8.1)

По номинальному току первичной цепи:

I_1ном I_max; (8.2)

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

По конструкции и классу точности.

По электродинамической стойкости:

i_у = k_эд••I_1ном, (8.3)

где K_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

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

По термической стойкости:

В_к (k_т• I_1ном)²•t_t, (8.4)

где Вк - тепловой импульс по расчету;

kт - кратность термической стойкости по каталогу;

tт - время термической стойкости по каталогу.

По вторичной нагрузке:

Z₂ Z_2ном, (8.5)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

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

Рассмотрим выбор трансформаторов тока на примере трансформатора тока, для присоединения приборов в цепи ТВФ-63-2У3

По [3, табл. 4-22] выбираем трансформаторы тока встроенные в токопровод: ТШ-10-8000-0,5/ Р.

Таблица 8.2 Выбор трансформатора тока