Проектирование электрической тепловой станции

К помещениям машинного зала и котельной, к открытой РУ и повышающим трансформаторам, к сливному устройству мазутохозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования обеспечен подвод железнодорожных линий и автомобильных дорог. Автодороги имеют асфальтное покрытие, оборудованы стоянки для автомашин.

Генеральный план проектируемой ТЭЦ предусматривает возможность расширения электростанции для чего в створе главного корпуса и прочих основных сооружений со стороны временного торца нет объектов, препятствующих расширению и предусмотрена возможность последующего

сооружения главного корпуса, водогрейной и пусковой котельных, размещению резервуаров мазутохранилища.

1. Коэффициент застройки:

кз = Fзд / Fобж100% = 2,02 / 25100 % = 15 %

Коэффициент использования территории:

кисп = Fсоор / Fобщ100 % = 4,5 / 24,8100 % = 30 %

Удельная площадь:

Fу = Fобж / Nуст = 25 / 10,0 = 2,5 Га/100МВт

1.10 Защита окружающей среды от выбросов в атмосферу дымовых газов

На электростанциях, работающих на мазуте и газе через дымовые трубы в атмосферу поступают: соединения ванадия, соли натрия, коксик и частицы сажи, а также окислы азота примеси, заключающиеся в дымовых газах, а также загрязняя атмосферный воздух, оказывают при определенных концентрациях весьма вредное влияние на человеческий организм и растительный мир, а также увеличивают износ механизмов, интенсифицируют процессы коррозии металлов, разрушающе действуют на строительные конструкции зданий и сооружений.

Главной санитарной инспекцией утверждена норма предельно допустимых концентраций основных выбросов.

Предельно-допустимой признана такая концентрация, которая не оказывает на человека прямого или косвенного вредного действия, не снижает работоспособности.

Для защиты населения от вредных выбросов по правилам, предписываемым санитарными нормами, проектировании ЭС предусматривается отделение их от жилых районов санитарно-защитными зонами. Протяженность которых определяется количеством выбросов и розой ветров так, чтобы концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе не превышала допустимой.

Рассмотрим некоторые способы уменьшения содержания вредных веществ в уходящих дымовых газах.

Одним из способов уменьшения концентрации вредных веществ - есть выделение серы из мазута, но этот способ встречает большие затруднения из-за того. Что основная ее часть находится в мазуте в виде малоактивных соединений, обладающей высокой термостойкостью, в следствии чего их трудно разрушить только воздействием кислот и их щелочей. Поэтому для выделения серы мазут подвергают нагреву при высокой температуре, и сочетают этот процесс с воздействием химических веществ.

Наиболее радикальным решением вопроса рационального использования нефти с высоким содержанием серы является снижение непосредственно на самих нефтеперерабатывающих заводах содержания серы в топливе, поступающем на электростанции для требуемых пределов (0,6 - 1,0%).

Способом уменьшения выбросов окислов азота в атмосферу является непосредственное воздействие на процесс их образования в топочных камерах парогенераторов. Образование окислов азота в процессе сгорания топлива уменьшается как при снижении температуры горения, так и концентрации кислорода и длительности пребывания продуктов сгорания в зоне высоких температур. В настоящее время уменьшить образование окислов азота в дымовых газах возможно изменением следующих конструктивных и режимно-технологических мероприятий: рециркуляцией дымовых газов в зону повышенных температур, организацией двухступенчатого сжигания, рациональным выбором типа, производительности и размещения горелочных устройств, производительности и размещения горелочных устройств, работы с малыми избытками воздуха и т.д.

По имеющимся данным в результате рециркуляции дымовых газов при сжигании мазута концентрация окислов азота в дымовых газах может быть снижена более чем в 2,5 раза. При двухступенчатом сжигании, когда в первой ступени топливо сжигается при достатке первичного воздуха, а вторичный воздух подводится к факелу в сечении, где температура газового потока снижается, образование окислов азота ограничиваются не только пониженной температурой, но и недостатком кислорода.

Элементарный состав горючей массы:

мазут высокосернистый топочный 100 -

Ср = 86,3%; НР = 10,3%; Sр = 2,8%; Nр = 0,4%; Ор = 0,2%.

Теоретический выход продуктов сгорания 1кг твердого и жидкого топлива (1м3 газового топлива), м3/кг (м3/м3),

Vог = VСО2 + VSО2 + VоN2 + VоН2О

Для упрощения технологических расчетов с учетом того, что VSО2 << VCО2, выходы сухих трехатомных газов суммируют:

VRО2 = VCО2 + VSО2

Определяем выход сухих трехатомных газов, м3/кг:

VRО2 = 0,01866(СР + 0,375SР) = 0,01866(86,3 + 0,3752,8) = 1,63 м3/кг;

Теоретический выход азота, м3/кг:

VоN2 = 0,008NР + 0,79VоВ,

Где VоВ - теоретический расход сухого воздуха:

VоВ = 0,0889( СР + 0,375 SР) + 0,265НР - 0,0333ОР = 0,0889(86,3 + 0,3752,8) + 0,26510,3 - 0,03330,2 = 10,488 м3/кг;

тогда с учетом этого определяем теоретический выход азота:

VоN2 = 0,0080,4 + 0,7910,488 = 8,289 м3/кг.

Определяем теоретический расход водяных паров:

VоН2О = 0,111 НР + 0,0124WР + 0,0161 VоВ + 1,24GФ =

= 0,11110,3 + 0,01240,2 + 0,016110,488 + 1,240,2 = 1,563 м3/кг,

Где GФ = 0,2 кг/кг - удельный расход пара на распыливание жидкого топлива.

Определим теоретический выход продуктов сгорания 1кг твердого и жидкого топлива:

VоГ = 1,63 + 8,289 + 1,563 = 11,482 м3/кг.

Определим объем продуктов сгорания топлива за 1 час работы:

VГ = 4ВVоГ(273+t)/273=47100011,482(273+130)/273=4,81106 м3/ч.

основным мероприятием по защите населения от вредных выбросов является сооружение дымовых труб, которые обеспечивают отвод в атмосферу дымовых газов и их рассеивание до величин, соответствующих ПДК. Для проектируемой ТЕЦ принимаем к установке две дымовые трубы: z = 2.

Минимально допустимая высота трубы:

,

Где А = 180 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для неблагоприятных метеорологических условий, определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе;

F = 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

m = 0,8 и n = 1 - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья трубы;

z = 2 - число одинаковых дымовых труб;

V = 1783,71 м3/с - объем дымовых газов ТЭЦ;

Т = 90 оС - разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой воздуха;

ПДКNO2 = 0,085 мг/м3 и ПДКSO2 = 0,5 мг/м3 - предельно допустимые концентрации NO2 и SO2;

МNO2 и МSO2 - количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с.

Определим МNO2 и МSO2:

,

гдеВ = 71000 г/с;

SP = 2,8 %;

SO2 = 0,02;

SOз = 0.

МSO2 = 0,02710002,8(1- 0,02) = 3896,48.

количество вредного вещества NO2 , выбрасываемого в атмосферу, г/с.

,

Где 1 = 1;

2 = 1;

3 = 1;

к = ,

где Dф = 894,98 т/ч;

Dн = 1000 т/ч;

Qрн = 39460 кДж/кг;

qч = 0,02;

е1 = 0,02;

е2 = 1,

r = 25 %.

МNO2 =0,3410-78,957100039460(1-0,02)1(1-0,0225)111 = 417,75.

Определяем минимально допустимую высоту дымовой трубы:

=205,96 м.

Из стандартного ряда выбираем высоту трубы 210м и диаметр устья 12м.

2. Электрическая часть

2.1 Выбор главной схемы электрических соединений и основного оборудования

Электрическая часть электростанции включает связанные между собой главные электрические схемы электростанции и схему собственных нужд главной электрической схемы электростанции, существенно влияющие на качественные показатели электрической части, а также всей электростанции (надежность экономичность, ремонтопригодность, удобство эксплуатации и т.д.). Схема неразрывно связана с энергосистемой, в сеть которой генераторы электростанции через трансформаторы по ЛЭП выдают вырабатываемую электрическую энергию.

Требования к главной электрической схеме электростанций различного типа регламентированы нормами технологического проектирования (НТП) электростанций.

Главная схема электрических соединений проектируемой электростанции должна иметь качества, которые в совокупности осуществляют бесперебойное питание потребителей, безопасное обслуживание и экономичность установки.

От количества установленных аппаратов, особенно коммутационных, являющихся слабыми звеньями цепи, зависит надежность работы схемы. Гибкость схемы определяется возможностью производить различные переключения для ревизии или ремонта отдельных звеньев цепи без перерыва питания потребителей. Для достижения большей гибкости схемы устанавливается большее количество аппаратов. Из этого следует, что требования гибкости и надежности взаимоисключающие. Схему необходимо спроектировать так, чтобы получить оптимальный вариант по гибкости и надежности.

Проектируемая станция типа ТЭЦ имеет по заданию установленную мощность 1000 МВт и связи с системой на двух повышенных напряжениях 110 кВ и 330 кВ. Шины 110 кВ и 330 кВ соединены посредством автотрансформаторов. В случае дефицита мощности в одной из систем, мощность в нее перетекает из другой системы через автотрансформатор.

В режиме максимальных нагрузок потребление с шин 110 кВ составляет: Р_ном = 350 МВт Р_{ном =} 1,1· Р_ном =385 МВт.

Питания нагрузки осуществляется через воздушные линии напряжением 110 кВ. остальная вырабатываемая ТЭЦ мощность по воздушным линиям 330 кВ выдается в энергосистему.

2.1.1 Выбор числа единичной мощности основного электрического оборудования

Выбор турбогенераторов

Для покрытия установленной мощности необходимы четыре блока: генератор - повышающий трансформатор мощностью 250 МВт. Для этого на проектируемой станции выбираем четыре турбогенератора переменного тока ТГВ - 300-2У3, основные параметры которого представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

№	Параметр	Значение
1	Тип турбогенератора	ТГВ-300-2УУ3
2	Номинальная полная мощность Sном, МВА	353
3	Номинальная активная мощность Pном, МВт	300
4	Коэффициент мощности cos н	0,85
5	Номинальное напряжение Uном, кВ	20
6	Номинальный ток ном, кА	10,2
7	Номинальная частота вращения nном, об/мин	3000
8	Схема соединения обмоток статора	Y Y
9	Сопротивления: хd, о.е. хd, о.е. хd, о.е. х2, о.е. х0, о.е.	0,195 0,3 2,195 0,238 0,096
10	Цена*, тыс. у.е	900

Цены приведены по состоянию на 1 января 1999г. из соотношения 1 руб.=1 у.е.

Выбор блочных трансформаторов

С учетом того, что на собственные нужды блока газомазутной ТЭЦ идет 6% мощности блока, мощность аппаратов собственных нужд будет равна:

Рсн= 250·0,06=15 МВт

Расчетная мощность трансформатора (на ответвлении к блоку подсоединена только нагрузка с.н.):

Sтр= (Рг - Рсн)/cosц=235/0,85=276,76 МВ·А

Выбираем для установки блочный трансформатор типа ТДЦ-400000/110, работающий на шины ОРУ напряжением 110 кВ, с параметрами, приведенными в таблице 2.2

Для работы на шины 330 кВ выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ-400000/330 кВ, с параметрами, приведенными в табл.2.2

Таблица 2.2

№	Параметр	Значение
1	Тип трансформатора	ТДЦ-400000/110
2	Номинальная мощность Sном, МВА	400
3	Напряжение обмотки ВН Uвн, кВ	121
4	Напряжение обмотки НН Uнн, кВ	20
5	Потери холостого хода ДРхх, кВт	320
6	Потери короткого замыкания ДРкз, кВт	900
7	Напряжение короткого замыкания Uк, %	10,5
8	Цена, тыс. у.е.	373

Таблица 2.3

№	Параметр	Значение
1	Тип трансформатора	ТДЦ-400000/330
2	Номинальная мощность Sном, МВА	400
3	Напряжение обмотки ВН Uвн, кВ	347
4	Напряжение обмотки НН Uнн, кВ	20
5	Потери холостого хода ДРхх, кВт	300
6	Потери короткого замыкания ДРкз, кВт	790
7	Напряжение короткого замыкания Uк, %	11,5
8	Цена, тыс. у.е.	399

Для предварительных расчетов выбираем выключатели в ячейке ОРУ-110 кВ типа ВВБК-110Б стоимостью 26000 у.е., на ОРУ-330 кВ принимаем выключатель типа ВВД-330Б стоимостью 67000 у.е.

2.1.2 Проектирование вариантов главной схемы электрических соединений

Для проектируемой ТЭЦ возможно несколько вариантов главной схемы электрических соединений.

Рассмотрим два варианта:

Составим баланс мощностей, (таблица 2.3.), для различных режимов - максимального (Рн мах=385 МВт), минимального (Рн min=0,8Рмах) и аварийного (отключение блока присоединенного к шинам)

Выбираем автотрансформатор связи с учетом максимального перетока

Рпер.мах=400 МВт, тогда:

Sрасч.мах=Рпер.мах/cosц=400/0,85=470,588 МВ·А

С учетом допустимой перегрузки:

S_н.т.=S_{расч.мах}/К_n=470,588/1,4=336,134 МВ·А

где Кn=1,4 - коэффициент перегрузки.

Выбираем два автотрансформатора АТДЦН-400000/330/150 со средним напряжением 110 кВ АТДЦН-400000/330/110 и параметрами представленными в таблице 2.5:

Таблица 2.5

№	Параметр	Значение
1	Тип автотрансформатора	АТДЦТН-400000/330/110
2	Номинальная мощность Sном, МВА	400
3	Напряжение обмотки ВН Uвн, кВ	330
4	Напряжение обмотки CН Ucн, кВ	115
5	Напряжение обмотки НН Uнн, кВ	10,5
6	Потери в меди ДР, кВт	720
7	Напряжение короткого замыкания Uвн-сн, %	10,5
8	Напряжение короткого замыкания Uвн-нн, %	11
9	Напряжение короткого замыкания Uсн-нн, %	42
10	Цена, тыс. у.е.	330

2 вариант представлен на рис.1.3: на шины ОРУ-330 кВ работают два блока. Аналогичным образом составляем таблицу распределения генерируемых и потребляемых мощностей (табл. 2.6)

Таблица 2.6

Наименование	Режим
	максимальный	минимальный	аварийный
	110 кВ	330 кВ	110 кВ	330 кВ	110 кВ	330кВ
	+	-	+	-	+	-	+	-	+	-	+	-
Блок 1	250				250				0
Блок 2	250				250				250
Блок 3			250				250				250
Блок 4			250				250				250
Нагрузка		385		555		308		632		385		305
Собств. Нужды		30		30		30		30		30		30
Баланс	500	415	500	585	500	338	500	732	250	415	500	335
Переток	85	162	165

Выбираем автотрансформаторы с учетом максимального перетока:

Рпер.мах=165 МВт

Sрасч.мах= Рпер.мах/cosц=165/0,85=194,118 МВ·А

С учетом перегрузки:

Sнт Sрасч.мах/Кп=194,118 /1,4=136,566 МВ·А

Выберем два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110 с параметрами, приведенными в таблице 2.7:

Таблица 2.7

№	Параметр	Значение
1	Тип автотрансформатора	АТДЦТН-200000/330/110
2	Номинальная мощность Sном, МВА	200
3	Напряжение обмотки ВН Uвн, кВ	330
4	Напряжение обмотки CН Ucн, кВ	115
5	Напряжение обмотки НН Uнн, кВ	6,3
6	Потери в меди ДР, кВт	560
7	Напряжение короткого замыкания Uвн-сн, %	10,5
8	Напряжение короткого замыкания Uвн-нн, %	38
9	Напряжение короткого замыкания Uсн-нн, %	25
10	Цена, тыс. у.е.	291

2.1.3 Технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

Расчет кап. вложений проведем по укрупненным показателям стоимости оборудования:

Таблица 2.8.

Наименование оборудования	Стоимость, тыс. у.е.	Вариант 1	Вариант 2
		Кол. Шт.	Сумма, тыс. у.е.	Кол. шт	Сумма, тыс. у.е.
ТДЦ-400000/110	373	1	373	2	746
ТДЦ-400000/330	398,5	3	1195,5	2	797
АТДЦТН-200000/330/110	291	0	582	2	582
АТДЦТН-400000/330/110	330	2	660	0	0
Ячейка ОРУ-110 кВ с ВВБК-110Б	68,6	1	68,6	2	137,2
Ячейка ОРУ-330 кВ с ВВД-330Б	221	3	663	2	442
Итого:		3542,1	2704,2

Расчет ежегодных издержек

1 вариант.

Потери энергии в трансфотматорах определяются из выражения:

ДWпот=n·ДРх·tраб+1/n·ДРк·ф·(Sмах/Sном)²

где: n - число параллельно работающих трансформаторов;

ДРх, ДРк - потери холостого хода и короткого замыкания;

t_раб=8000 ч/год - время работы;

Тmax = 6700 ч/год? - время использования максимальных нагрузок;

ф=5000 ч - время максимальных потерь(определяем по кривым рис.10.1,[1]).

Для трансформатора ТДЦ-400000/110:

S_мах = Sном + 0,05·Sном - 0,06·( Sном + 0,05·Sном )

ДWпот1=1·320·8000+1/1·900·5000·(348,352/400)²=5,973·10⁶ (кВт·ч/год)

Для трансформатора ТДЦ-400000/330:

ДWпот2=1·300·8000+1/1·790·5000·(348,352/400)²=5,244·10⁶ (кВт·ч/год)

Для двух автотрансформаторов АТДЦТН-400000/330/110 работающих параллельно:

ДWпот3=2·180·8000+1/2·720·5000·(176/400)²=3,228·10⁶ (кВт·ч/год)

Суммарные потери:

ДWУ=У ДWпот=(5,973+3·5,244+3,228)·10⁶=24,93·10⁶ (кВт·ч/год)

Годовые издержки от потерь энергии:

И_пот=в·ДWУ=0,008·24,93·10⁶=199440 (у.е./год)

где в=0,008 у.е. - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии.

2 вариант.

Потери в блочных трансформаторах, как и в первом случае составляют:

ДWпот1=5,973·10⁶ (кВт·ч/год)

ДWпот2=5,244·10⁶ (кВт·ч/год).

Потери в двух параллельно работающих автотрансформаторах АТДЦТН-200000/330/110:

ДWпот3=2·155·8000+1/2·560·5000·(190,588/200)²=3,751·10⁶ (кВт·ч/год)

Суммарные потери:

ДWУ=УДWпот=(3,751+2·5,973+2·5,244)·10⁶=26,185·10⁶ (кВт·ч/год)

Годовые издержки от потерь энергии:

Ипот=в·ДWУ=0,008·26,185=209000 (у.е./год)

Суммарные потери в первом варианте меньше чем во втором, однако окончательное решение по выбору варианта примем после определения годовых эксплуатационных затрат.

Расчет приведенных затрат

Издержки на амортизацию:

И_а=аУ·к/100

где: а_У=9,4% для силового оборудования до 150 кВ и аУ=8,4% для оборудования напряжением 150 кВ и выше;

к - стоимость соответствующего оборудования.

Результаты расчета сведены в таблицу 2.9.

Таблица 2.9

Наименование оборудования	1 вариант	2 вариант
	к, тыс. у.е.	аУ, %	Иа, тыс. у.е./год	к, тыс. у.е.	аУ,	Иа, тыс. у.е./год
ТДЦ-400000/110	373	9,4	35,062	746	9,4	70,124
ТДЦ-400000/330	1195,5	8,4	100,422	797	8,4	66,948
АТДЦТН-200000/330/110	0	0	0	582	8,4	48,8
АТДЦТН-400000/330/110	660	8.4	55.44	0	0	0
Ячейка ОРУ-110 кВ с ВВБК-110Б	68,6	9,4	6,448	137,2	9,4	12,897
Ячейка ОРУ-330 кВ с ВВД-330Б	663	8,4	55,692	442	8,4	37,128
Сумма:	3542,1		253,064	2704,2		235,897

Издержки на обслуживание Ио не учитываем, тогда суммарные издержки:

ИУ=Ипот+Иа.

Годовые эксплуатационные расходы по вариантам сведем в таблицу:

Таблица 2.10

Наименование	1 вариант тыс. у.е./год	2 вариант тыс. у.е./год
Капиталовложения	3542,1	2704,2
Издержки на амортизацию, Иа	253,064	235,897
Стоимость потерь энгии, Ипот	199,6	209
Издержки ИУ=Ипот+Иа	ИУ=199,6+253,064=452,7	ИУ=209+235,897= =444,9
Затраты З=Ен·к+И	З=0,12·3542,1+452,7= =887,752	З=0,12·2704,2+444,9= =769,404

Принимаем 2 вариант, как более экономичный.

2.2 Выбор главной схемы электрических соединений станции

Определим число применяемых воздушных линий.

Максимальная мощность, передаваемая к нагрузке одной линией напряжением 110 кВ, составляет Рном=50 МВт.

Принимаем n110=6 воздушных линии.

На напряжение 330 кВ используем схему с тремя выключателями на два присоединения. Максимальная нагрузка линии на этом напряжении равна Рмах=300 МВт. Наибольшая мощность, выдаваемая с шин ОРУ 330 кВ в систему, приходится на режим минимальных нагрузок, когда:

Р_{н м}in=0,8·385=308 МВт

Тогда:

Р_мах³³⁰=Рген-Рсн-Рн min=250·4-15·4-308=512 МВт

где Рсн=4·(0,06·250)=60 МВт суммарная мощность нагрузки собственных нужд, принятая как 6% от мощности блока.

Требуемое число отходящих линий должно быть не менее

Рмах³³⁰/ Рном=512/300=1,707

Принимаем n330=2 воздушные линии.

Выберем электрические схемы на повышенных напряжениях.

Так как в схеме имеем большое количество присоединений на каждом ОРУ (более четырех) то на ОРУ-110 кВ применяем схему с двумя системами сборных шин и обходной системой шин при одном выключателе на присоединение.

На напряжение 330 кВ используем схему с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2).

Главная схема электрических соединений станции представлена на рисунке 2.4.

Рис.2.4 Главная схема электрических соединений станций

2.3 Выбор электрической схемы собственных нужд ТЭЦ

Вспомогательное оборудование, необходимое для экономичной и надежной работы станции: рабочие машины с приводными электродвигателями, приемники электроэнергии всех видов, электрические сети, распределительные устройства, понижающие трансформаторы, независимые источники энергии, а так же соответствующая система управления составляют систему собственных нужд электростанции.

Рис. 2.5 Электрическая схема собственных нужд ТЭЦ

2.3.1 Выбор принципиальной схемы электрических соединений СН ТЭЦ

Для питания электроприемников СН принимаем два уровня напряжений:

- U1=6,3 кВ - для питания электродвигателей мощностью Р200 кВт

- U2=0,4 кВ - для питания остальных электродвигателей, освещения и прочей нагрузки.

Рабочее питание всех видов электроприемников СН осуществляем отпайкой от блоков между генераторным выключателем и блочным трансформатором через питающий трансформатор СН (ТСН) (рис.2.5.).

Распределительные устройства СН выполняем одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение.

Резервное питание ответственных (1 категория) и неответственных (2 категория по ПУЭ) электроприемников СН обеспечиваем путем установки резервного ТСН, присоединенного к сборным шинам ОРУ-110 кВ. Для ограничения токов КЗ применяем ТСН с расщепленной обмоткой 6,3 кВ.

Потребители СН напряжением 0,4 кВ присоединятся к соответствующим секциям, получающим питание от трансформаторов второй ступени понижения напряжения. Фрагмент схемы системы СН на 0,4 кВ для одного энергоблока приведен на рисунке 2.6.

Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания А и В. На эти секции присоединены наиболее ответственные потребители. Поэтому эти секции получают питание как от резервного ТСН, так и от дизель-генератора.

2.3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность ТСН выбирается по формуле:

Sном.тснSУ

SУ=0,9·(УРi+УSном Т2j)

где: Рi=6,3 кВ - расчетная мощность на валу i - го двигателя;

Sном Т2j=0,4 кВ - номинальная мощность j - го трансформатора второй ступени. Суммарную нагрузку для одного из блоков проектируемой ТЭЦ определим таблично, а для оставшихся примем суммарную нагрузку аналогичной.

Таблица 2.13

Параметр	Суммарная блочная нагрузка каждого блока , (кВА)
	Секция А	Секция В
Расчетная нагрузка Р=Р2+Р4	12686	13172
Суммарная нагрузка	25858
Мощность ТСН	32000

Мощность резервного трансформатора выбираем так, чтобы обеспечить замену рабочего трансформатора и пуск второго блока:

Р=25858+6000=31858

где 6000 кВа нагрузка собственных нужд блока при пуске.

Параметр	ТРДНС-32000	ТРДН-32000	ТРДН-32000
Номинальная мощность , (МВА)	32	32	32
Напряжение обмоток , (кВ) ВН НН	20	115	330
	6,3	6,3	6,3
Потери, (кВт): Рхх	30	44	70
Ркз	145	145	170
Напряжение К.З., (%) , ВН-НН	11,5	10,5	11
НН1-НН2	20	15	19
Ток ХХ , (%)	0,45	0,7	0,85

Основные параметры ТСН и резервных ТСН представлены в таблице 1.14.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования и токоведущих элементов, на станции необходимо знать токи короткого замыкания.

Структурная схема, для расчета ТКЗ на ЭВМ, с нанесенными расчетными точками К.З. представлена на рис.1.7.

Рис.2.7 Структурная схема для расчета ТКЗ

2.5 Выбор электрических аппаратов и проводников

2.5.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами на электростанции. Наиболее ответственной операцией является отключение токов К.З. и включение на существующее К.З. Эти действия должны производится с максимальной скоростью. Выключатель должен быть приспособлен для быстродействующего АПВ.

Разъединитель-это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрических цепей без тока. Для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток, создавая в воздухе видимый разрыв. Большинство разъединителей на станции кроме основных ножей, имеют также заземляющие ножи с механической блокировкой при неверных операциях.

Электрические аппараты проверяют на электродинамическую и электротермическую стойкость.

Расчетным видом К.З. является трехфазное, однако для аппаратов в цепи генератора термическая стойкость проверяется по времени срабатывания резервной защиты (принято Т_{рез. з}=4 с). В качестве расчетной точки К.З. принимаем точку, в которой при К.З. для цепи выбираемого аппарата будет наибольший ток.

Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ_330 кВ

Расчетные условия для выбора выключателя и разъединителя:

I_по³=21,96 кАi_у³=60,88 кА

I_пф³=21,011 кАi_аф=20,859 кА

Выключатели и разъединители выбираются:

по напряжению установки:

U_уст=330 кВ U_ном ;

по длительному рабочему току нормального режима максимальных нагрузок:

I_{длит. мах} I_ном

I_{длит. мах}=1,1·I_раб=1,11,1=530 А

где Р_н.г.^*=235 МВт-активная мощность генератора за вычетом собственных нужд;

1. по минимальному току отключения (только для выключателя)

I_пф=21,011 кАI_{ном.отк} .

Принимаем к установке выключатель ВВД-330Б-40/3150У1 и разъединитель РНД3.1-330/3200У1, основные параметры которых приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Выключатель ВВД-330Б-40/3150У1	Разъединитель РНДЗ.1-330/3200У1
Uном=330 кВ Iном=3150 А Iотк.ном=40 кА iа ном=11,3 кА Iпр.сквпо=40 кА Iпр.скв=102 кА Iф2·tф=402·3=4800 кА2·с	Uном=330 кВ Iном=3200 А - - Iтерм.ст=63 кА iпр.скв.=160 кА Iф2·tф=632·2=7938 кА2·с (гл.н.), Iф2·tф=632·1=3969 кА2·с (заз.н.)

Проверяем выбранный выключатель:

I_дл.мах=530 А < I_ном=3150 А

U_уст=330 кВ = U_ном=330 кВ

I_пф=21,011 А < I_{отк.ном}=40 кА

Осуществляем проверку выключателя на динамическую устойчивость току К.З.:

I_по=21,96 кА < I_пр.скв^по=40 кА

i_аф =20,859 кА > I_{а ном}=11,3 кА

Необходима проверка по полному току К.З.:

i_ф=· I_пф·i_аф=·21,011+·20,859=50,57 кА

i_ном=·I_{откл.ном}·t_ф=·40·(1+0,2)=67,882 кА

i_ф <i_ном - т.е. условие выполняется.

i_уд=60,76 кА > I_{пр. скв}=102 кА

Осуществляем проверку выключателя на термическую стойкость:

В_к =I_по²(t_откл+Т_а) I_ф^2··t_ф,

где В_к - тепловой импульс квадратичного начального тока К.З.;

t_откл=t_р.з.+t_с.в. - время отключения.

Для выключателя:

I_ф^2··t_ф=40²·3=4800 кА²·с

Для разъединителя:

I_ф^2··t_ф=40²·2=7938 кА²·с (гл. ножей)

I_ф^2··t_ф=40²·1=3969 кА²·с (заз.ножей)

В_к =I_по²(ф+Т_а)=21,96²·(0,07+0,04)=52,805 кА²·с

В_к I_ф^2··t_ф

Так как все условия выбора и проверки выполняются, окончательно принимаем к установке на ОРУ-330 кВ выключатель ВВД-330Б-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ.1-330/3200У1.

Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 110 кВ

Расчетные условия:

I_по³=48,52 кАi_у³=123,51 кА

I_пф³=44,526 кАi_аф=9,162 кА

Выключатели и разъединители на ОРУ 110 кВ выбираются:

1. по напряжению установки:

U_уст=110 кВ U_ном ;

2. по длительному рабочему току нормального режима максимальных нагрузок:

I_{длит. мах} I_ном

I_{длит. мах}=1,1·I_раб=1,1=1,1=1,596 кА

3. по минимальному току отключения (только для выключателя):

I_пф=44,526 кАI_{ном.отк} .

Выбираем выключатель ВВБК-110Б-50/3150У1 и разъединитель РНДЗ.1-110/3200У1, основные параметры которых приведены в таблице 2.16.

Таблица 12.16

Выключатель ВВБК-110Б-50/3150У1	Разъединитель РНД 3.1-110/3200У1
Uном=110 кВ Iном=3150 А Iотк.ном=50 кА Iа ном=21,21 кА Iпр.сквпо=50 кА Iпр.скв=128 кА Iф2·tф=502·3=7500 кА2·с	Uном=110 кВ Iном=3200 А - - - iпр.скв=125 кА (гл. и заз. ножей) Iф2·tф=502·3=7500 кА2·с (гл. нож.) Iф2·tф=502·1=2500 кА2·с (заз. нож.)

Проверяем выбранное оборудование:

I_дл.мах=1,596 кА < I_ном=3150А

U_уст=110 кВ = U_ном=110 кВ

I_пф=44,526 кА < I_{откл.ном}=50 кА

Осуществляем проверку выключателя на динамическую устойчивость:

I_по=44,54 кА < I_пр.скв^по=50 кА

i_аф =9,162 кА > i_{а ном}=21,21 кА

Значит, необходима проверка по полному току К.З.:

i_ф=·I_пф+i_аф=·44,526 +9,162 кА =72,131 кА

i_ном=·I_{откл.ном}·t_ф=·50·(1+0,3)=91,924 кА

i_ф=72,131 < I_ном=91,924 кА

i_уд=113,38 кА < I_пр.скв=128 кА

В_к= I_по²·(ф+Т_а)= 44,54 ²·(0,055+0,02)= 148,79КА²·с

Для выключателя:

В_к=148,79кА²·с < 7500 кА²·с

Для разъединителя:

В_к=148,79кА²·с < 7500 кА²·с (гл.нож.)

В_к=148,79кА²·с < 2500 кА²·с (з.нож.)

Так как все условия выбора и проверки удовлетворяются, окончательно принимаем к установке на ОРУ-110 кВ выключатель ВВБК-110Б-50/3150У1 и разъединитель РНДЗ.1-110/3200У1.

Выбор выключателя и разъединителя в цепи генератора Г1, Г2

Расчетные условия:

I_по³=66,28 кАi_у=183.74 кА

I_пф=96,874 кАi_аф=53.695 кА

Выключатель и разъединитель в цепи генератора Г1, Г2 выбираем:

1. по напряжению установки:

U_уст=20 кВ U_ном ;

2. по длительному рабочему току нормального режима максимальных нагрузок:

I_{длит. мах} I_ном

I_{длит. мах}=1,1·I_раб=1,1=1,1=9,339 кА

3. по минимальному току отключения (только для выключателя):

I_пф I_{ном.отк} .

Принимаем к установке выключатель ВВГ-20-160/12500У3 и разъединитель РВП 3.2-20/12500У3, расчетные и паспортные данные которых представлены в таблице 2.17. Проверку осуществляем в табличной форме.

Таблица 2.17

Расчетные данные	Паспортные данные
	Выключатель ВВГ-20-160/12500У3	Разъединитель РВП 3.2-20/12500У3
Uуст=20 кВ Iдл.мах=9,339 кА Iпф=96,874 кА iаф=53.695 кА Iпо=66,28 кА iу=183.74 кА Вк=66,28 2·(4+0,02) =17660 кА2·с	Uном=20 кВ Iном=12500 А Iоткл.ном=160 кА iа ном=6,788 кА Iпр.сквпо=160 кА Iпр.скв=410 кА I2·tф=1602·4=102400 кА2·с	Uном=20 кВ Iном=12500 А _ _ _ iпр. =490 кА (гл.нож.) Iпр.=350 кА (заз.нож.) I2·tф=1602·4=102400 кА2·с I2·tф=1602·1=25600 кА2·с

Так как i_аф>i_{а ном} , делаем проверку по полному току К.З.:

i_ф=·I_пф+i_аф=·96,874 +53.695 = 190,696кА

i_ном=·I_{откд.ном}·t_ф=160·(1+0,03)=233,062 кА

i_ф=190,696 кА < I_ном=233,062 кА

i_у=183.74 кА < I_пр.скв=410 кА

В_к=I²_по·(ф+Т_а)= 66,28²·(4+0,02)= 17660 кА²·с

Для выключателя:

В_к= 17660 кА²·с < 102400 кА²·с

Для разъединителя:

В_к= 17660кА²·с < 102400 кА²·с (гл. нож.)

В_к= 17660кА²·с < 25600 кА²·с (заз. нож.)

Условиям выбора и проверки данное оборудование удовлетворяет. Принимаем к установке выключатель ВВГ-20-160/12500У3 и разъединитель РВП 3.2-20/12500У3.

Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов Г3 и Г4

Расчетные условия:

I_по³=72,58 кАi_у=201.35 кА

I_пф=62,050 кАi_{а ф}=59,936 кА

Выключатель и разъединитель в цепи генератора Г1, Г2 выбираем:

1. по напряжению установки:

U_уст=20 кВ U_ном ;

2. по длительному рабочему току нормального режима максимальных нагрузок:

I_{длит. мах} I_ном

I_{длит. мах}=1,1·I_раб=1,1=1,1=9,339 кА

3. по минимальному току отключения (только для выключателя):

I_пф I_{ном.отк} .

Принимаем к установке выключатель ВВГ-20-160/12500У3 и разъединитель РВП 3.2-20/12500У3, расчетные и паспортные данные которых представлены в таблице 2.18. Проверку осуществляем в табличной форме.

Таблица 2.18

Расчетные данные	Паспортные данные
	Выключатель ВВГ-20-160/12500У3	Разъединитель РВП 3.2-20/12500У3
Uуст=20 кВ Iдл.мах=9,339 кА Iпф=62,050 кА iаф=59,936 кА Iпо=72,58 кА iуд=201.35 кА Вк=72,582·(4+0,02) = 395,089кА2·с	Uном=20 кВ Iном=12500 А Iоткл.ном=160 кА iаф=6,788 кА Iпр.сквпо=160 кА Iпр.скв=410 кА I2фt=1602·4=102400 кА2·с	Uном=20 кВ Iном=12500 А _ _ _ iпр.=490 кА (гл. нож.) Iпр..=350 кА (заз. нож.) I2·tф=1602·4=102400 кА2·с I2·tф=1602·1=25600 кА2·с

Т. к. i_аф>i_ап , делаем проверку по полному току К.З.:

i_ф=·I_пф+i_аф=·62,050 +59,936 =146,806кА

i_ном=·I_{откд.ном}·t_ф=·160·(1+0,056)=238,946 кА

i_ф=146,806кА < I_ном=238,946 кА

i_у=201.35 кА < I_пр.скв=410 кА

В_к=I²_по·(ф+Т_а)= 72,58 ²·(4+0,02)= 21176,78 кА²·с

Для выключателя:

В_к=21176,78 кА²·с < 102400 кА²·с

Для разъединителя:

В_к=21176,78 кА²·с < 102400 кА²·с (гл. нож.)

В_к=21176,78 кА²·с < 25600 кА²·с (заз. нож.)

Условиям выбора и проверки данное оборудование удовлетворяет. Принимаем к установке выключатель ВВГ-20-160/12500У3 и разъединитель РВП 3.2-20/12500У3.

Выбор выключателей в цепи собственных нужд на напряжение 6,3 кВ

При расчете тока К.З. за ТСН и РТСН было рассмотрено К.З.

для четырёх различных точек и получены такие токи:

1. т. 3 за РТСН-1: I_по=26,96 кА;

2. т. 6 за ТСН-1: I_по=22,74 кА;

3. т. 15 за ТСН-3: I_по=22,96 кА;

4. т. 20 за РТСН-2: I_по=26,05 кА.

Расчет будем вести для максимального значения тока К.З: I_по=26,96 кА

Расчетные условия:

I_по³=26,96 кАi_у=68,63 кА

I_пф=23,4 кАi_аф=4,464 кА

Выключатель в цепи собственных нужд на напряжение 6,3 кВ выбираем:

1. по напряжению установки:

U_уст=6,3 кВU_ном ;

2. по длительному рабочему току нормального режима максимальных нагрузок:

I_{мах. раб} I_ном

I_{мах раб} = ==2,933 кА;

3. по минимальному току отключения:

I_пф I_{ном.отк} .

Выбираем выключатель ВЭС-6-40/3200У3(Т3). Проверку осуществляем в табличной форме.

Таблица 2.19

Расчетные данные	Паспортные данные
	Выключатель ВЭС-6-40/3200У3(Т3)
Uуст=6,3 кВ Iдл.мах=2,933 кА Iпф=23,4 кА iаф=4,464 кА Iпо=26,96 кА iуд=68,63 кА Вк=26,962 ·(0,06+0,05)= = 79,953кА2·с	Uном=6,6 кВ Iном=3200 А Iоткл.ном=40 кА iа ном=11,3 кА Iпр.сквпо=40 кА Iпр.скв=128 кА I2·tф=402·4=6400 кА2·с

Все необходимые условия проверки выключателя выполняются. Принимаем к установке в питающей цепи собственных нужд за ТСН выключатель ВЭС-6-40/3200У3 (Т3).

Принимаем к установке однотипные выключатели для питания системы собственных нужд на всех энергоблоках и за резервным трансформатором собственных нужд.

2.5.2 Выбор шин распределительных устройств

Основное оборудование станции и аппараты в их цепях соединяются между собой проводниками разного типа, образующими токоведущие части электроустановки.

Выбор шин на ОРУ-110 кВ

Определим номинальную и максимальную величины тока, протекающего по шинам 110 кВ:

I_мах=I_н.г.=S_г/(·U_уст)=353·10³/·110=1,853 кА

Это максимальный ток, которым может быть нагружен блочный трансформатор длительно. По максимальному току и по условию нагрева, выбираем круглые шины 2АС_600:

- диаметр провода d = 33,2 мм;

- диаметр стального сердечника d = 11 мм;

- допустимый ток I_{доп 2}=2·I_{доп 1}=2·1050=2100 А;

- расстояние между фазами D=300 см;

- фазы расположены горизонтально.

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются. Проведем проверку выбранных шин по условиям коронирования.

Начальная критическая напряженность:

Е₀=30,3·m·(1+0,299/)=30,3·0,82·(1+0,299/)=30,612 кВ/см,

Где; r₀=1,66-радиус провода;

m=0,82-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводов.

Напряженность вокруг провода:

Е= ==,

где n=2-количество проводов в фазе.

Коэффициент, учитывающий количество проводов в фазе:

к=1+2·r₀/a=1+2·1.66/40=1.083,

Эквивалентный радиус расщепленных проводов:

===8,149 см,

Среднее геометрическое расстояние между проводниками фаз:

D_ср=1,26·D=1,26·300=378 см,

а=40 см - расстояние между проводниками в фазе.

Напряжение на шинах:

U=1,1·U_ном=1,1·110=121 кВ,

По условиям проверки, чтобы провод не коронировал, должно выполняться условие:

1,07·Е0,9·Е₀

1,07·8,385=8,972 кВ/см < 0,9·30,612=27,551 кВ/см.

Условие выполняется, значит, провод АС-600 не коронирует.

Принимаем на сборных шинах ОРУ-110 кВ провод АС-600 с расщеплением в каждой фазе.

Выбор шин на ОРУ-330 кВ

Выбор проводим аналогично выбору шин на 110 кВ.

I_мах=S_г/·U_уст=353·10³/·330=0,617 кА

Выбираем круглые шины из проводов 2АС-300:

- диаметр провода d = 24 мм;

- расстояние между проводами в фазе а=40 см;

- допустимый ток I_доп =2·680=1360 А;

- расстояние между фазами D=450 см;

- фазы расположены горизонтально.

Проводим проверку выбранных шин по условиям коронирования.

Начальная критическая напряженность:

Е₀=30,3·m·(1+0,299/)=30,3·0,82·(1+0,299/)=32 кВ/см,

Напряженность вокруг провода:

Е= ==,

где к=1+2·r₀/a=1+2·1.22/40=1.06-коэффициент, учитывающий количество проводов в фазе.

По условиям проверки, чтобы провод не коронировал, должно выполняться условие:

1,07·Е0,9·Е₀

1,07·26,5=28,35 кВ/см < 0,9·32=28,8 кВ/см

Условие выполняется, значит, провод АС-300 не коронирует. Принимаем к установке выбранный провод.

Выбор токопровода в цепи генератора

Для U_ном=20 кВ, I_ном=10,2 кА выбираем пофазно экранированный токопровод типа ТЭН-Е-20-11200-400.

Размеры:

- токоведущая шина d=420 мм;S=10 мм;

- кожух (экран)D=890 мм; д=5 мм;

- межфазное расстояниеА=1280 мм.

Рассчитываем сечение токоведущей шины:

S_{т.рассч}=(р/4)·(d²_внешн-d²_внутр)=(3,14/4)·(440²-420²)=13,5·10³ мм².

Минимально доступное сечение:

S_мin===,

где С=90 для алюминиевых шин;

В=23,12·10⁹ А²·с - импульс квадратичного тока.

Рассчитываем механическое напряжение в материале шины.

Изгибающий момент:

М=1,73·(I_уд²·t²/А·10)·10^-7=1,79·(307,07²·0,002²/1,28·10)·10^-7=21,098·10³ Н·м

Момент сопротивления:

W=р·(d⁴_внешн-d⁴_внутр)/(32·d_внешн)=3,14·(0,44⁴-0,42⁴)/(32·0,44)=1,42·10^-3 м³

Тогда:

у=M/W=21,098·10³/1,42·10^-3=14,858·10⁶ Н/м²

Результаты проверки сводим в таблицу 2.20.

Таблица 12.20

Расчетные данные	Параметры токопровода
Uном=20 кВ	Uном=20 кВ
Iном=10,2 кА, Iутяж=10,7 кА	Iном=10,2 кА, Iутяж=10,7 кА
Smin доп=1,69·103 мм2	Sт=13,5·103 мм
у доп мах=82,2 МПа	У т=14,858 МПа

Все условия проверок выполняются. Принимаем к установке у генераторной цепи пофазно-экранированный токопровод типа ТЭН_Е_20_11200_400. В данном токопроводе применяются опорные изоляторы типа ОФР_20_750 (шаг между изоляторами l=6 м).

Конструкция токопровода предусматривает встраивание трансформатора тока типа ТШ_20 и использование трансформатора напряжения типа 30М_1/20 и 3НОМ_20. Такими же токопроводами осуществляются связи генератор_трансформатор во всех блоках проектируемой ТЭЦ.

2.5.3 Выбор разрядников

Защита станции от атмосферных и коммутационных перенапряжений осуществляется вентильными разрядниками.

На напряжение 330 кВ для защиты шин распределительного устройства и аппаратов используются разрядники РВМГ_330МУ1, а на напряжение 110 кВ разрядники РВМГ_110МУ1.

Для защиты от перенапряжений в оборудовании в генераторной цепи используется вентильный разрядник типа РВС_20У1. Паспортные данные всех используемых разрядников представлены в таблице 2.21.

Таблица 2.21

Параметры	Значение
	РВМГ_330МУ1	РВМГ_110МУ1	РВС_20У1
Номинальное напряжение Uном, кВ	330	110	20
Пробивное напряжение при частоте 50 Гц: не менее, кВ не более, кВ	485 560	170 195	49 60,5
Импульсное пробивное напряжение, не более, кВ	140	260	80
действующее значение наибольшего допустимого напряжения, кВ	290	100	25

2.5.4 Система измерений на электростанции

Система измерений предназначена для выдачи информации о работе оборудования электростанции и ходе технологического процесса. Для этого используются контрольно-измерительные приборы следующих типов: показывающие, регистрирующие, интегрирующие.

Для удобства обслуживания приборы устанавливаются на щитах управления: блочном (БЩУ), центральном (ЦЩУ), местных и агрегатах.

Перечень необходимых измерительных приборов приведен в таблице 2.22.

Таблица 2.22

№	Наименование цепи	Место установки	Перечень приборов
1	Турбогенератор	Статор	Амперметр в каждой фазе; вольтметр, ваттметр, счетчик активней и реактивной энергии, частотометр; регистрирующие приборы: амперметр, вольтметр, ваттметр.
		Ротор	Амперметр, вольтметр, вольтметр в цепи возбудителя, регистрирующий амперметр.
2	Трансформатор блочный	ВН	Амперметр
		НН	Амперметр, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой
3	ТСН	На одну секцию	Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
4	Автотрансформатор связи	ВН	Амперметр
		СН, НН	Амперметр, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой
5	Шины 6 кВ СН		Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений
6	Сборные шины высшего напряжения	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр, суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп.
7	Шиносоединительный выключатель		Амперметр
8	Обходной выключатель ОРУ-110 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой; счетчик активной энергии.

2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов

Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

Так трансформаторы тока имеют стандартные значения номинальных вторичных токов: I_2н=1 А или 5 А. Трансформаторы тока разделены на следующие пять классов точности:

1. 0,2_лабораторные измерения;

2. 0,5_присоединение счетчиков электроэнергии;

3. 1_присоединение технических измерительных приборов;

4. 3_релейная защита;

5. 10_ релейная защита.

Выбор трансформатора тока в цепи генератора

Со стороны главных выводов генератора предусматривается установка трех комплектов из двух обмоточных шинных ТТ для внутренней установки типа ТШ_20 со следующими техническими данными:

№	Параметр	Значение
1	Тип трансформатора тока	ТШ_20
2	Номинальное напряжение, кВ	20
3	Вариант исполнения	0,2/10
4	Номинальная нагрузка Sном, В·А	30
5	Номинальный первичный ток Iном ,А	12000
6	Номинальный вторичный ток I2ном ,А	5
7	Номинальная нагрузка r2, Ом	1,2

Определим для данного ТТ нагрузку от измерительных приборов. Так как в генераторной цепи их количество наибольшее. Расчет сведем в таблицу 1.23.

Определим для наиболее загруженной фазы А мощность, которая может быть потеряна в соединительных проводах:

S_пр=S_т-(УS_приб.+I²_{2 ном}·r_конт)=30-(23,8+5²·0,1)=3,7 В·А

где: S_т _ мощность ТТ для класса точности 0,2 и выше

S_т=r_{2 ном}·I²_{2 ном}=1,2·5²=30 В·А;

УS_приб=23,8 В·А _ мощность, потребляемая приборами для фазы А;

r_конт=0,1 Ом - сопротивление в местах контакта.

Таблица 2.23

№	Наименование Прибора	Коли- чество	Нагрузка, Вт
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
1	Амперметр Э-377	3	0,1	0,1	0,1
2	Активный ваттметр Д-365	1	0,5	_	0,5
3	Варметр	1	0,5	0,5	_
4	Счетчик активной энергии И-670	1	_	2,5	2,5
5	Счетчик реактивной энергии И-673	1	2,5	2,5	2,5
6	Регистрирующий ваттметр Н-395	1	10	-	10
7	Регистрирующий Активный ваттметр Н-348	1	10	10	-
8	Всего:		23,8	15,8	15,8

Минимальное сечение проводов:

S_min=с·l·I²_{2 ном}/S_пр=0,028·40·5²/3,7=7,56 мм²,

где: с=0,028 Ом·мм²/м - удельное сопротивление алюминия;

l = 40 м - суммарная длина проводов для подсоединения приборов к цепи генераторного напряжения блока. Принимаем в качестве соединительных проводов контрольные кабели с алюминиевыми жилами, сечением 8,0 мм². Условия выбора и проверки трансформатора сводим в таблицу 2.24.