Нагрузка РП,
МВт
|
Минимальное
сечение кабеля от РП до ТП. Smin,
мм2
|
Длина кабеля от
РП до ТП L, км
|
№1
|
№2
|
|
|
4
|
4
|
120
|
2,5
|
Введение
В данной курсовой работе необходимо спроектировать
конденсационную электрическую станцию. В качестве исходных данных заданы
мощности генераторов, вид топлива, данные линий связи с системой, мощность
нагрузки, питающейся по линиям 110 кВ и графики нагрузки, мощность местной
нагрузки
КЭС выполняется по блочному принципу.
Вначале работы выбирается вариант главной электрической
схемы, для него рассчитываются блочные трансформаторы, автотрансформаторы.
Далее выбираются схемы распределительных устройств среднего и высокого
напряжений, трансформаторы собственных нужд первой и второй ступеней, схема
питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступеней.
Производится выбор основных электрических аппаратов, для чего
рассчитываются токи короткого замыкания в нужных точках. Выбираются
выключатели, разъединители, трансформаторы тока, измерительные трансформаторы
напряжения. В конце работы делается выбор кабелей, по которым питается местная
нагрузка, выбираются токопроводы, гибкие шины и камеры КРУ.
1. Выбор принципиальной схемы (числа, типа,
мощности главных трансформаторов)
трансформатор замыкание электрический проводник
1.1 Перевод графиков в именованные единицы,
расчёт реактивной мощности
P = P%×PМАХ Q= P.tgj
трансформатор замыкание электрический проводник
Таблица №2. Табличные значения графиков нагрузок
Наименование
|
РМАХ МВт
|
Период
|
Тип нагрузки
|
Время, ч.
|
|
|
|
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
Генератор
|
200
|
Зима
|
Р, МВт
|
132
|
132
|
200
|
200
|
200
|
132
|
|
|
|
Q, MВар
|
81,84
|
81,84
|
124
|
124
|
124
|
81,84
|
|
|
Лето
|
Р, МВт
|
66
|
66
|
132
|
132
|
132
|
66
|
|
|
|
Q, MВар
|
40,92
|
40,92
|
81,84
|
81,84
|
81,84
|
40,92
|
Собственные
нужды
|
8
|
Зима
|
Р, МВт
|
5,28
|
5,28
|
8
|
8
|
8
|
5,28
|
|
|
|
Q, MВар
|
3,27
|
3,27
|
4,96
|
4,96
|
4,96
|
3,27
|
|
|
Лето
|
Р, МВт
|
2,64
|
2,64
|
5,28
|
5,28
|
5,28
|
2,64
|
|
|
|
Q, MВар
|
1,64
|
1,64
|
3,27
|
3,27
|
3,27
|
1,64
|
Сеть 110 кВ
|
300
|
Зима
|
Р, МВт
|
210
|
210
|
300
|
300
|
300
|
210
|
|
|
|
Q, MВар
|
130,2
|
130,2
|
186
|
186
|
186
|
130,2
|
|
|
Лето
|
Р, МВт
|
150
|
150
|
210
|
210
|
210
|
150
|
|
|
|
Q, MВар
|
93
|
93
|
130,2
|
130,2
|
130,2
|
93
|
Местная
нагрузка
|
8
|
Зима
|
Р, МВт
|
4,8
|
4,8
|
8
|
8
|
6,4
|
4,8
|
|
|
|
Q, MВар
|
3,6
|
3,6
|
6
|
6
|
4,8
|
3,6
|
|
|
Лето
|
Р, МВт
|
4
|
4
|
6,4
|
6,4
|
4,8
|
4
|
|
|
|
Q, MВар
|
3
|
3
|
4,8
|
4,8
|
3,6
|
3
|
1.2 Составление структурной схемы
Будем применять единичные блоки на стороне ВН (блок генератор
-
трансформатор без генераторного выключателя), так как мощность аварийного
резерва системы (РРЕЗ=340 МВт) меньше дефицита мощности, которая
будет возникать при отключении одного генератора (200 МВт). В схеме с
отдельными АТС суммарная мощность блоков, присоединяемых к РУ СН, должна
примерно соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть СН.[л.11,
стр.125] На стороне СН будем применять единичные блоки(блок генератор - трансформатор с
генераторным выключателем). Это в свою очередь уменьшает надежность
энергоблока, но повышает надежность РУ СН, РУ собственных нужд и местной
нагрузки.
Согласно исходным данным выбираем генератор типа: ТГВ-200-2Д
Таблица №3. Параметры генератора
Тип генератора
|
РНОМ,
МВт
|
UНОМ, кВ
|
cosц
|
Xd²
|
ТГВ-200-2Д
|
200
|
18
|
0,85
|
0,185
|
Рис.2 Структурная схема КЭС
Предположим, что в начале сооружались энергоблоки 1 и 2
поэтому МНГ питается от них. Так как в МНГ есть потребители I и II категории, то ее питание
будет осуществляться сразу от двух блоков 1 и 2. Местная нагрузка будет
подключаться через дополнительные трансформаторы ТМНГ1 и ТМНГ2. Это обусловлено
тем, что подключение МН к ТСН нежелательно, так как может вызвать необходимость
увеличения его номинальной мощности и, как следствие, рост токов КЗ в СН I, а также снижение уровня
надежности питания секции 6 кВ из-за подключения к ним дополнительных
секций.[л.12,стр.43]. Выбор данного варианта структурной схемы обусловлен
наибольшей надежностью и наименьшими затратами. Так, например, при варианте с
подключением генератора к АТС выигрыш будет в блочном трансформаторе, но при
этом выбирается автотрансформатор большей мощности (а так как их 2 то
удорожание заметнее) и ставиться генераторный выключатель. В результате
удорожание значительно. Если выбрать один АТС(удорожание АТ, так как выбирается
большей мощности) то при выходе его из строя в режиме максимальных перетоков
будет нехватка мощности в РУСН(надежность уменьшается).
.3 Выбор главных трансформаторов и
автотрансформаторов
Рассчитаем мощность рабочих трансформаторов Т-1 и Т-2.
Так как коэффициенты мощности разные, то:
Значения мощности взяты из таблицы №2 для времени 8-16 часов для
зимы.
По [л4, с146] выбираем: ТДЦ-250000/110.
Uнн=18 кВ (предполагаем, что он будет сделан на заказ с таким
напряжением, т.к. серийно выпускаются только с Uнн-15,75 кВ, 20 кВ и др.).
Таблица №4. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/110
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
121
|
18
|
200
|
640
|
10,5
|
0,5
|
Рассчитаем мощность рабочего трансформатора Т-3.
По [л4, с156] выбираем: ТДЦ-250000/220
Таблица №5. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/220
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
242
|
18
|
207
|
800
|
11
|
0,5
|
Выбор автотрансформаторов:
1.Нормальный режим работы:
Рассчитаем значения мощности, протекающей через АТ в н.у.
зимой и летом по формуле:
и сведём их в таблицу:
Таблица №6. Значения мощности, протекающей через АТ в н.у.
Период
|
Тип нагрузки
|
Время, ч.
|
|
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
Зима
|
2Рген, МВт
|
264
|
264
|
400
|
400
|
400
|
264
|
|
2Рсн, МВт
|
10,56
|
10,56
|
16
|
16
|
16
|
10,56
|
|
Р110кВ, МВт
|
210
|
210
|
300
|
300
|
300
|
210
|
|
Рмн, МВт
|
4,8
|
4,8
|
8
|
8
|
6,4
|
4,8
|
|
2Qген, MВар
|
163,68
|
163,68
|
248
|
248
|
248
|
163,68
|
|
2Qсн, MВар
|
6,54
|
6,54
|
9,92
|
9,92
|
6,54
|
|
Q110кВ, MВар
|
130,2
|
130,2
|
186
|
186
|
186
|
130,2
|
|
Qмн, MВар
|
3,6
|
3,6
|
6
|
6
|
4,8
|
3,6
|
|
SАТЗИМ, МВА
|
45,142
|
45,142
|
88,878
|
88,878
|
90,869
|
45,142
|
Лето
|
2Рген, МВт
|
132
|
132
|
264
|
264
|
264
|
132
|
|
2Рсн, МВт
|
5,28
|
5,28
|
10,56
|
10,56
|
10,56
|
5,28
|
|
Р110кВ, МВт
|
150
|
150
|
210
|
210
|
210
|
150
|
|
Рмн, МВт
|
4
|
4
|
6,4
|
6,4
|
4,8
|
4
|
|
2Qген, MВар
|
81,84
|
81,84
|
163,68
|
163,68
|
163,68
|
81,84
|
|
2Qсн, MВар
|
3,28
|
3,28
|
6,54
|
6,54
|
6,54
|
3,28
|
|
Q110кВ, MВар
|
93
|
93
|
130,2
|
130,2
|
130,2
|
93
|
|
Qмн, MВар
|
3
|
3
|
4,8
|
4,8
|
3,6
|
3
|
|
SАТЛЕТ, МВА
|
-32,378
|
-32,378
|
43,153
|
43,153
|
45,142
|
-32,378
|
. Плановое отключение генератора летом.
При плановом отключении одного генератора оставшийся
генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.
Таблица №7. Значения мощности, протекающей через АТ при
плановом отключении генератора летом
Тип нагрузки
|
Время, ч.
|
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
Рген, МВт
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
Рсн, МВт
|
2,64
|
2,64
|
5,28
|
5,28
|
5,28
|
2,64
|
Р110кВ, МВт
|
150
|
150
|
210
|
210
|
210
|
150
|
Рмн, МВт
|
4
|
4
|
6,4
|
6,4
|
4,8
|
4
|
Qген, MВар
|
124
|
124
|
124
|
124
|
124
|
124
|
Qсн, MВар
|
1,64
|
1,64
|
3,27
|
3,27
|
3,27
|
1,64
|
Q110кВ, MВар
|
93
|
93
|
130,2
|
130,2
|
130,2
|
93
|
Qмн, MВар
|
3
|
3
|
4,8
|
4,8
|
3,6
|
3
|
SАТ, МВА
|
50,744
|
50,744
|
-25,955
|
-25,955
|
-23,959
|
50,744
|
. Аварийное отключение генератора зимой.
При аварийном отключении одного генератора оставшийся
генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.
Таблица №8. Значения мощности, протекающей через АТ при
аварийном отключении генератора зимой
Тип нагрузки
|
Время, ч.
|
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
Рген, МВт
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
2Рсн, МВт
|
10,56
|
10,56
|
16
|
16
|
16
|
10,56
|
Р110кВ, МВт
|
210
|
210
|
300
|
300
|
300
|
210
|
Рмн, МВт
|
4,8
|
4,8
|
8
|
8
|
6,4
|
4,8
|
Qген, MВар
|
124
|
124
|
124
|
124
|
124
|
124
|
2Qсн, MВар
|
6,54
|
6,54
|
9,92
|
9,92
|
9,92
|
6,54
|
Q110кВ, MВар
|
130,2
|
130,2
|
186
|
186
|
186
|
130,2
|
Qмн, MВар
|
3,6
|
3,6
|
6
|
6
|
4,8
|
3,6
|
SАТ, МВА
|
-30,168
|
-30,168
|
-146,449
|
-146,449
|
-144,457
|
-30,168
|
Так как КЭС работает на газе (технический минимум при этом
30%), то работа 2-х генераторов допустима (2×200×0,3<132).
Из таблицы №6 принимаем SРАСЧ=90,869 МВА.
По [л4, с.156] выбираем два АТ типа: АТДЦТН-125000/220/110.
Таблица №9. Параметры автотрансформатора
АТДЦТН-125000/220/110
Sном, МВА
|
Uвн, кВ
|
Uсн, кВ
|
Uнн, кВ
|
DРх, кВт
|
DUк,%
|
Iх,%
|
DРк (вн-сн),
кВт
|
|
|
|
|
|
вн-сн
|
вн-нн
|
сн-нн
|
|
|
125
|
230
|
121
|
10,5
|
65
|
11
|
45
|
28
|
0,4
|
315
|
При нештатном отключении одного из автотрансформаторов,
второй проверяется на допустимую аварийную перегрузку при абсолютных
максимальных перетоках:
SАТ.1,4> SМАКС.ПЕР
175>146,449 МВА
1.4 Выбор электрических схем РУСН и РУВН
Согласно нормам технологического проектирования [л5, л10] для
РУ 110 кВ и РУ 220 кВ с числом присоединений 11 и 6 соответственно выбираем
схему «Две рабочие и обходная системы шин». Так как в схемах РУСН и РУВН число
присоединений меньше 12, то система шин не секционируется.
1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов
местной нагрузки и собственных нужд первой ступени, схемы питания СН первой
ступени
Выберем трансформатор собственных нужд ТСН-1, ТСН-2 и ТСН-3.
По [л4, с130] выбираем ТДНС-10000/35
Таблица №10. Параметры трансформатора ТДНС-10000/35
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
18
|
6,3
|
12
|
60
|
8
|
0,75
|
Так как местная нагрузка питается от ТМНГ-1 и ТМНГ-2, как
изображено ранее на схеме (рис.1, стр.5), то в случае отключения одного из них,
оставшийся должен обеспечивать электроснабжение потребителей I и II категории, то есть SТМНГ ³ SРАСЧ:
Проверим ТМН-6300/20 на нагрузочную способность:
Рис.5 график нагрузки трансформатора ТМНГ
SЭ1= МВА
SЭ2= МВА
К1= K2доп=1,5
К`2=
,9. Кмах=0,9. Sмах/ Sном=0,9.10/6,3=1,429
К`2>0,9. Кмах - следует К2=
К`2=1,489
K2доп> К2 1,5>1,489 -значит
трансформатор по нагрузочной способности проходит
По [л4, с128] выбираем ТМН-6300/20
Таблица №11. Параметры трансформатора ТМН-6300/20
Uвн, кВUнн, кВРх, кВтРк, кВтUк,%Iх,%
|
|
|
|
|
|
20
|
11
|
8
|
46,5
|
7,5
|
0,8
|
Резервирование собственных нужд первой ступени будет
производиться от пускорезервного трансформатора собственных нужд (ПРТСН),
который подключён к ОРУ 110 кВ и от ОРУ 220 кВ В н.у. резервное питание
отключено и включается только для замены рабочего элемента при потери питания
СН (ремонт, кз и т.п.). Мощность ПРТСН должна обеспечивать замену рабочего ТСН
и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока (т.к. в схеме
есть блок без генераторного выключателя, и есть блоки с генераторными
выключателями, но в этом случае рассматривается вариант без генераторных
выключателей [л.5, стр.42]). Если точный перечень потребителей СН в таком
режиме неизвестен, то мощность ПРТСН выбирается на ступень больше, чем рабочего
ТСН.
По [л4, с130] выбираем ТДНС-16000/20
Таблица №12. Параметры трансформатора ПРТСН ТДНС-16000/2
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
18
|
6,3
|
17
|
85
|
10
|
0,7
|
.6 Выбор числа и мощности трансформаторов
собственных нужд второй ступени, схемы питания СН второй ступени
Мощность трансформаторов второй ступени составляет примерно
10% от всей мощности первой ступени. Рассчитаем мощность ТСН второй ступени:
SСН IIст = 0,1×SСН Iст×3 = 0,1×9,413×3 = 2,824МВА
Трансформаторы мощностью более 1000 кВ×А не применяются, так как
их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ.
% мощности второй ступени приходится на ХВО
SХВО = 0,15× SСН IIст = 0,15×2,824 = 423,6кВА
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-630/10.
Таблица №13. Параметры трансформатора ТСЗ-630/10
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
6,3
|
0,4
|
2
|
7,3
|
5,5
|
1,5
|
На каждый блок предусматривается две секции СН 0,4 кВ
(секционируются для повышения надёжности). Каждая секция 0,4 кВт обеспечивается
рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.
Считаем, что 10% всей нагрузки 0,4 кВ - это общестанционная
нагрузка, и она питается от отдельных трансформаторов 6/0,4 кВ по схеме
неявного резервирования.
SТР РАСЧ = 2,824×0,1 = 282,4 кВ×А - общестанционная
нагрузка 0,4 кВ
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТМ-400/10 т.к.
данные трансформаторы находятся не в помещении.
Предполагаем, что в случае работы одного такого
трансформатора будет происходить не включение или отключение части нагрузки,
чтобы не было перегрузки.
Таблица №14. Параметры трансформатора ТМ-400/10
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Iх,%
|
6
|
0,4
|
0,95
|
5,5
|
4,5
|
2,1
|
Рассчитаем мощность, приходящуюся на трансформаторы главного
корпуса:
SТР РАСЧ=2,824-0,424-0,282=2,118 МВА
Выбираем 8 трансформаторов и 2 резервных.
Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-400/10.
Таблица №15. Параметры трансформатора ТСЗ-400/10
Uвн, кВ
|
Uнн, кВ
|
Рх, кВт
|
Рк, кВт
|
Uк,%
|
Iх,%
|
6,3
|
0,4
|
1,3
|
5,4
|
5,5
|
3
|
Рис.6 Схема питания и резервирования собственных нужд первой
и второй ступени
Рис.7 Схема питания местной нагрузки
2. Расчёт токов короткого замыкания
Составим схему замещения для КЭС, необходимую для расчёта
токов КЗ
В качестве базисных величин принимаем:
SБ = 235,3
МВА; UБ = UСР. НОМ:
UБI = 230
кВ; UБII = 115 кВ; UБIII = 18 кВ; UБIV =10,5
кВ; UБV =6,3 кВ
- по [л3, с.130] для генераторов 100-1000 МВт.
Uкв% = 0,5×(Uквс%+Uквн%-Uксн%) = 0,5×(11+45-28)
= 28%
Uкс% = 0,5×(Uксн%+Uквс%-Uквн%) = 0,5×(28+11-45)
= -3% Þ 0%
Uкн% = 0,5×(Uксн%+Uквн%-Uквс%) = 0,5×(28+45-11)
= 28%
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-1, постепенно сворачивая
схему относительно этой точки.
;
;
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-2.
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-3 и К-7.
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-6.
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-4 и К-5
;
Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-8.
;
Представим полученные значения токов КЗ в таблице:
Таблица №16. Значения токов короткого замыкания в различных точках
К-1
|
К-2
|
К-3
|
К-4
|
К-5
|
К-6
|
К-7
|
К-8
|
8,66 кА
|
12,909 кА
|
14,744 кА
|
4,952 кА
|
12,067 кА
|
78,503 кА
|
15,144 кА
|
11,796 кА
|
Выбор выключателей в цепях блочных трансформаторов 220 и 110
кВ производим по максимальному из токов составляющих Iкз в точке К-1 и в точке К-2
соответственно.
К-1 (в цепях блочного трансформатора 220 кВ):
IГ < IC, отсюда следует, что
выбор производим по току IC = IПО = 6,349 кА, аналогично выбираем выключатель в
цепи блочного трансформатора 110 кВ(IC = IПО = 8,21 кА).
При расчётах ТКЗ не учитываем подпитку от двигателей СН I, т.к. в исходных данных
ничего не говорится о номинальных данных двигателей СН I.
3. Выбор электрических аппаратов и проводников
.1 Выбор выключателей
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для
включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических
установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах:
длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная
работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ
и включение на существующее короткое замыкание.
Так как заводами-изготовителями гарантируется определённая
зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по
важнейшим параметрам:
). По напряжению установки: UУСТ £ UНОМ
). По длительному току: IМАХ £ IНОМ
). На симметричный ток отключения: Iп,t £ IОТКЛ.НОМ
). На отключение апериодической составляющей тока КЗ:
iа,t £ iа,ном = ×bн× IОТКЛ.НОМ/100, где iа,t =
е-t/Та, t = tC,В + tРЗ min
). По включающей способности: iУД £ iВКЛ; IП,0 £ IВКЛ, где iУД=× IП,0×(1+е-0,01/Та)
). На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по
предельным сквозным токам КЗ: IП,0 £ IДИН; iУД £ iДИН
). На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому
импульсу тока КЗ:
Вк £ , где Вк = IП,02×(tОТКЛ + Та)
Для примера рассмотрим выбор выключателя в РУВН 220 кВ.
По номинальному напряжению и току, а также по номинальному току
отключения проверим маломасляный выключатель типа: ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 [л4,
с.242].
Таблица №17. Справочные данные ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1
UНОМ, кВ
|
IНОМ, А
|
IОТКЛ.НОМ, кА
|
bн,%
|
Предельный
сквозной ток, кА
|
Номинальный ток
включения, кА
|
IТЕР, кА / tТЕР, с.
|
tC,В, с.
|
|
|
|
|
iДИН
|
IДИН
|
iВКЛ
|
IВКЛ
|
|
|
220
|
1000
|
20
|
25
|
52
|
20
|
52
|
20
|
20/3
|
0,05
|
Проверим этот выключатель по условиям, приведённым выше.
IП,0 = 8,66 кА
). UУСТ=220 кВ ≤ UНОМ=220 кВ;
2). =592,8 А < =1000 А
). IП,0 = Iп,t = 6,349 кА < IОТКЛ.НОМ =
25 кА
). iа,t = е-t/Та =×6,349×е-0,06/0,03=1,215 кА,где t = tC,В + tРЗ min = 0,05+0,01=0,06 с.
Та=0,03 с. [л3, c.150]
iа,ном = ×bн× IОТКЛ.НОМ/100 =×0,25×20= 7,071
кА
iа,t =
1,215 кА < iа,ном = 7,071 кА
). iУД=× Ку=× IП,0×(1+е-0,01/Та)= ×6,349×(1+е-0,01/0,03)=15,412кА
iУД=15,412кА
< iВКЛ=52 кА;
IП,0=6,349
кА < IВКЛ=20 кА
). IП,0 = 6,349 кА < IДИН = 20 кА;
iУД =
15,412кА< iДИН = 52 кА
). Вк = IП,02×(tОТКЛ + Та)=6,3492×(0,17+0,03)= 8,062кА2×с
tОТКЛ =
(0,1-0,2) с. - по [л3, с.210]
=202×3=1200
кА2×с
Вк =8,062 кА2×с < =1200 кА2×с
Выбранный выключатель ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 проходит по всем
условиям.
Выбор остальных выключателей аналогичен и сведён в таблицу № 19.
Выключатель в цепи генератора на отключение апериодической
составляющей тока КЗ не проходит, по этому проверяем его на отключение полного
тока КЗ
. IОТКЛ.НОМ.(1+bн/100)≥
√2.Iпф+iаф; 271,529 кА>178,357 кА
3.2 Выбор разъединителей
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат,
предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с
незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между
контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.
При ремонтах разъединителем создаётся видимый разрыв между
частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенным в ремонт.
Выбор разъединителей производится:
). По напряжению установки: UУСТ ≤
UНОМ;
). По току: IМАХ. ≤ IНОМ;
). По электродинамической стойкости: iУД ≤
iДИН, где iУД=× IП,0×(1+е-0,01/Та)
). По термической стойкости: Вк £ , где Вк = IП,02×(tОТКЛ + Та)
Для примера выберем разъединитель в ОРУ 110 кВ в цепи повышающего
трансформатора.
Проверим РНДЗ.1-110/1250 Т1[л4, стр. 272]:
Таблица №18. Справочные данные РНДЗ.1-110/1250 Т1
UНОМ, кВ
|
IНОМ, А
|
Предельный
сквозной ток, кА
|
IТЕР, кА / tТЕР, с.
|
|
|
iДИН
|
|
110
|
1250
|
100
|
40/1
|
1. UУСТ=110 кВ ≤ UНОМ=110 кВ;
2. IМАХ.=1159 А ≤ IНОМ=1250 А;
3. iУД=18,653кА ≤ iДИН=100 кА;
4. Вк=12,807 кА2×с £ =1600 кА2×с
Выбор остальных разъединителей аналогичен и сведён в таблицу
№ 19.
Таблица № 19. Выбор выключателей
Место
|
Точка КЗ
|
№
|
Данные
|
Номинал.
|
UНОМ, кВ
|
IНОМ, А
|
IОТКЛ. НОМ, кА
|
iа,ном, кА
|
iВКЛ, кА
|
IВКЛ, кА
|
iДИН, кА
|
IДИН, кА
|
, кА2×с
|
|
|
|
|
Расчёт.
|
UУСТ
|
IМАХ,
|
Iпt, кА
|
iа,t, кА
|
iУД
|
IП,0
|
iУД
|
IП,0
|
Вк, кА2×с
|
РУВН (220 кВ)
|
К-1
|
Q1
|
ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1
|
220
|
1000
|
20
|
7,071
|
52
|
20
|
52
|
20
|
1200
|
|
|
|
|
220
|
592,8
|
6,349
|
1,215
|
15,412
|
6,349
|
15,412
|
6,349
|
8,062
|
РУСН (110 кВ)
|
К-2
|
Q2
|
ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1
|
110
|
1250
|
25
|
12,728
|
65
|
25
|
65
|
25
|
1875
|
|
|
|
|
110
|
1159
|
8,21
|
1,224
|
18,653
|
8,21
|
18,653
|
8,21
|
12,807
|
ТСН-1,2 (6,3
кВ)
|
К-5
|
Q5
|
ВВ/ТEL-10-16/1000
|
10
|
1000
|
16
|
6,788
|
40,8
|
16
|
40,8
|
16
|
768
|
|
|
|
|
6,3
|
916,4
|
12,067
|
0,515
|
27,416
|
12,067
|
27,416
|
12,067
|
39,315
|
ТСН-3 (6,3 кВ)
|
К-8
|
Q8
|
ВВ/ТEL-10-16/1000
|
10
|
1000
|
16
|
6,788
|
40,8
|
16
|
40,8
|
16
|
768
|
|
|
|
|
6,3
|
916,4
|
11,796
|
0,504
|
26,8
|
11,796
|
26,8
|
11,796
|
37,569
|
ПРТСН (6,3 кВ)
|
К-3
|
Q3
|
ВВ/ТEL-10-16/1600
|
10
|
1600
|
16
|
6,788
|
40,8
|
16
|
40,8
|
16
|
768
|
|
|
|
|
6,3
|
1466
|
14,744
|
0,63
|
33,498
|
14,744
|
33,498
|
14,744
|
58,694
|
ПРТСН (6,3 кВ)
|
К-7
|
Q7
|
ВВ/ТEL-10-16/1600
|
10
|
1600
|
16
|
6,788
|
40,8
|
16
|
40,8
|
16
|
768
|
|
|
|
|
6,3
|
1466
|
15,144
|
0,647
|
34,407
|
15,144
|
34,407
|
15,144
|
61,922
|
В цепи
генератора (18 кВ)
|
К-6
|
Q6
|
ВВГ-20-160/12500У3
|
20
|
160
|
45,255
|
385
|
150
|
410
|
160
|
102400
|
|
|
|
|
18
|
7547,3
|
78,503
|
67,377
|
217,85
|
78,503
|
217,85
|
78,503
|
26253,2
|
Кабельная линия
на РП №1,2 (6,3кВ)
|
К-4
|
Q4
|
ВВ/ТEL-10-8/630
|
10
|
630
|
8
|
3,394
|
20,4
|
8
|
20,4
|
8
|
192
|
|
|
|
|
10
|
346,41
|
4,952
|
0,0064
|
9,58
|
4,952
|
9,58
|
4,952
|
19,863
|
Выбор
разъединителей
|
РУВН (220 кВ)
|
К-1
|
QS1
|
РНДЗ.1-220/1000
У1 РНДЗ.2-220/1000 У1
|
220
|
1000
|
-
|
-
|
-
|
-
|
80
|
-
|
1600
|
|
|
|
|
220
|
592,8
|
-
|
-
|
-
|
-
|
15,412
|
-
|
8,062
|
РУСН (110 кВ)
|
К-2
|
QS2
|
РНДЗ.1-110/1250
Т1 РНДЗ.2-110/1250 Т1
|
110
|
1250
|
-
|
-
|
-
|
-
|
100
|
-
|
1600
|
|
|
|
|
110
|
1159
|
-
|
-
|
-
|
-
|
18,653
|
-
|
12,807
|
3.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного
тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также
для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
[л2, с.348]
Нормально трансформаторы тока работают в режиме, близком к
режиму короткого замыкания вторичной обмотки. Размыкание вторичной обмотки при
наличии тока в первичной цепи (то есть возникновение режима холостого хода)
недопустимо [л8, с.268], так как магнитный поток в магнитопроводе резко
возрастает. В этом режиме магнитопровод нагревается до недопустимой
температуры, на вторичной обмотке появляется высокое напряжение, достигающее в
некоторых случаях десятков киловольт (пробой изоляции, разложение масла, взрыв,
осколки).
Трансформаторы тока выбирают:
. По напряжению установки: UУСТ ≤ UНОМ;
. По току: IМАХ ≤ IНОМ;
3. По электродинамической стойкости: iУД ≤
iДИН, где iУД =× IП,0×(1+е-0,01/Та);
. По термической стойкости: Вк £ , где Вк = IП,02×(tОТКЛ + Та);
. По вторичной нагрузке: z2 ≤ z2 НОМ.
Выберем трансформатор тока (ТА-1) в цепи генератора.
В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной
стены токоведущие части выполняем комплектным пофазно-экранированным
токопроводом, следовательно, выбираем трансформаторы тока, встроенные в
токопровод, ТШ-20-8000/5 (расчетные и номинальные данные сведены в таблицу №
29).
Проверим трансформатор тока ТА-1 по вторичной нагрузке, для чего
воспользуемся списком необходимых приборов и их каталожными данными. Определяем
нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. [л3, с.376]
Таблица № 20. Вторичная нагрузка ТА-1 ТШ-20-8000/5
Приборы:
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0.5
|
Датчик активной
мощности
|
Е-829
|
1
|
---
|
1
|
Датчик
реактивной мощности
|
Е-830
|
1
|
---
|
1
|
Варметр
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Амперметр
регистрирующий
|
Н-393
|
---
|
10
|
---
|
Ваттметр
регистрирующий
|
Н-348
|
10
|
---
|
10
|
Варметр щитовой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Ваттметр
щитовой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Суммирующий
ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Суммирующий
варметр
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Суммарная
нагрузка:
|
18
|
10,5
|
18
|
Согласно [л3, с.362, 377, 635]
Общее сопротивление приборов:
Ом
чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности,
необходимо выдержать условие: rПРИБ + rПРОВ + rКОНТ ≤ Z2 НОМ (rКОНТ = 0,1
Ом, т.к. число приборов больше трёх [л3, с.374])
rПРОВ = Z2 НОМ - rПРИБ - rКОНТ = 1,2
- 0,72 - 0,1 = 0,38 Ом
Применим провода с медными жилами (r=0,0175), т.к. агрегаты более 100 МВт. Длину соединительных
проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) принимаем
приблизительно равной 40 м. [л3, с.374, 375]
Принимаем кабель с медными жилами сечением 2.5 мм2 и
исходя из этого заново рассчитаем сопротивление проводов:
Ом2 = r2 = rПРИБ + rПРОВ + rКОНТ = 0,72 + 0,28 + 0,1 = 1,1 Ом
Теперь проверим трансформатор тока по всем пяти условиям:
. По напряжению установки: UУСТ =18 кВ ≤ UНОМ
= 20 кВ;
. По току: IМАХ = 7547 А ≤ IНОМ = 8000
А;
. По электродинамической стойкости этот трансформатор тока не
проверяем;
. По термической стойкости: Вк = 26253,2 кА2 £ 76800 кА2;
. По вторичной нагрузке: z2 = 1,1 Ом < z2 НОМ
= 1,2 Ом
Делаем вывод, что трансформатор тока ТШ-20-8000/5 удовлетворяет
всем условиям и будет работать в выбранном классе точности.
Дальнейший выбор трансформаторов тока аналогичен. Расчетные и
номинальные параметры представлены в таблице № 29.
ТА-1-трансформаторы тока в цепи генераторов (G-1,G-2,G-3)
ТА-2-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-1, ТСН-2)
ТА-3-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-3)
Таблица № 21. Вторичная нагрузка ТА-2, ТА-3 ТШЛП 10-У3
Приборы:
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы.
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Ваттметр
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Датчик активной
мощности
|
Е-829
|
1
|
---
|
1
|
Суммарная
нагрузка:
|
4,5
|
---
|
4,5
|
Согласно [л3, с.363, 369]
ТА-4 - трансформаторы тока в РУ 220кВ в ячейке ЛЭП
ТА-5 - трансформаторы тока в РУ 110кВ в ячейке ЛЭП
Выбираем ТА-4, ТА-5 по наиболее загруженному присоединению.
Таблица № 22. Нагрузка трансформаторов тока ТА-4
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
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
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Счетчик
реактивной энергии
|
САЗ-И676
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Суммарная
нагрузка
|
6,5
|
0,5
|
6,5
|
Согласно [л3, с.364 - линии с пофазным управлением]
Таблица № 23. Трансформаторы тока в цепи блочного
трансформатора
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
---
|
---
|
Суммарная
нагрузка
|
0,5
|
---
|
---
|
Согласно [л3, с.363 - блочный трансформатор, ВН]
Таблица № 24. Трансформатор тока в цепи обходного выключателя
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр с 2х
стор. шкалой
|
Э-335
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Ваттметр с 2х
сторон. шкалой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Варметр с 2х
сторон. шкалой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Счетчик
реактивной энергии
|
САЗ-И676
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Суммарная
нагрузка
|
6,5
|
0,5
|
6,5
|
Согласно [л3, с.365]
Таблица № 25. Трансформатор тока в цепи шиносоединительного
выключателя
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
---
|
0,5
|
---
|
Суммарная
нагрузка
|
---
|
0,5
|
---
|
Согласно [л3, с.365]
ТА-6-трансформатор тока на кабельных линиях, ведущих к РП-1,2
Таблица № 26. Трансформатор тока ТА-6 на кабельных линиях,
ведущих к РП
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
---
|
0,5
|
---
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
---
|
2,5
|
Счётчик
реактивной энергии
|
САЗ-И676
|
2,5
|
2,5
|
Суммарная
нагрузка
|
5,0
|
0,5
|
5,0
|
Согласно [л3, с.363 - П.6 - линии 6-10 кВ к потребителям,
ведётся денежный расчёт]
Таблица № 27. ТА-7 - трансформатор тока на ВН АТ
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
---
|
0,5
|
---
|
Суммарная
нагрузка
|
---
|
0,5
|
---
|
Согласно [л3, с.363 - автотрансформатор ВН]
Таблица № 28. ТА-8 - трансформатор тока на СН АТ
Название
|
Тип
|
Нагрузка, В×А, фазы
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр с 2х
стор. шкалой
|
Э-335
|
---
|
0,5
|
---
|
Ваттметр с 2х
стор. шкалой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Варметр с 2х стор.
шкалой
|
Д-335
|
0,5
|
---
|
0,5
|
Суммарная
нагрузка
|
1
|
0,5
|
1
|
Согласно [л3, с.363 - автотрансформатор СН]
Таблица № 29. Расчетные и каталожные данные трансформаторов
тока
№ ТА
|
Тип ТА
|
Расчётные
данные
|
Номинальные
данные.
|
|
|
UУСТ,
кВ
|
IНОРМ,
А
|
iУД,
кА.
|
ВК,
кА2с
|
z2,
Ом
|
UНОМ,
кВ
|
IНОМ,
А
|
iДИН,
кА.
|
I2ТЕР×tТЕР, кА2с
|
z2 НОМ,
Ом
|
ТА-1
|
ТШ-20-8000/5
|
18
|
7547
|
---
|
26253,2
|
1,1
|
20
|
8000
|
---
|
76 800
|
1,2
|
ТА-2
|
ТШЛП 10-У3
|
6,3
|
916,4
|
---
|
39,315
|
0,322
|
10
|
1000
|
---
|
57 600
|
0,8
|
ТА-3
|
ТШЛП 10-У3
|
6,3
|
916,4
|
---
|
37,569
|
0,322
|
10
|
1000
|
---
|
57 600
|
0,8
|
ТА-4
|
ТФЗМ220Б-I
|
220
|
592,8
|
15,412
|
8,062
|
1,016
|
220
|
600
|
30
|
1200
|
1,2
|
ТА-5
|
ТФЗМ110Б-III
|
110
|
1159
|
18,653
|
12,807
|
1,06
|
110
|
1500
|
212
|
13870
|
1,2
|
ТА-6
|
ТВЛМ-6
|
10
|
346,41
|
9,58
|
19,863
|
0,342
|
10
|
400
|
52
|
420,25
|
0,6
|
ТА-7
|
ТФЗМ-220Б III
|
220
|
238,47
|
15,412
|
8,062
|
1,17
|
220
|
300
|
27
|
300
|
1,2
|
ТА-8
|
ТФЗМ-110Б I
|
110
|
476,94
|
18,653
|
12,807
|
0,84
|
110
|
600
|
126
|
2352
|
1,2
|
.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого
напряжения до стандартного значения и для отделения цепей измерения и релейной
защиты от первичных цепей высокого напряжения. [л3, с.355] Нормально
трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к режиму холостого хода
вторичной обмотки. Режим короткого замыкания для них недопустим. [л8, с.271]
Трансформаторы напряжения выбираются:
). По напряжению установки: UУСТ £ UНОМ;
). По вторичной нагрузке:
S2S £ SНОМ, где S2S=;
Выберем трансформатор напряжения TV-1 типа ЗНОМ-20-63У2 в цепи генератора.
Подсчитаем нагрузки основных обмоток трансформаторов напряжения.
Таблица № 30. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-1 ЗНОМ-20-63У2
Прибор
|
Тип
|
S одной
обмотки, В×А
|
Число обмоток
|
cosц
|
sinц
|
Число приборов
|
Общая
потребляемая мощность
|
|
|
|
|
|
|
|
P, Вт
|
Q,Вар
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
3
|
2
|
-
|
Ваттметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Датчик активной
мощности
|
Е-829
|
10
|
-
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Датчик
реактивной мощности
|
Е-730
|
10
|
-
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Счетчик
активной энергии
|
И-680
|
2
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
4
|
9,7
|
Ваттметр
регистрирующий
|
И-348
|
10
|
2
|
1
|
0
|
1
|
20
|
-
|
Вольтметр
регистрирующий
|
И-344
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Суммирующий
ваттметр
|
Д-335
|
1.5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Суммирующий
варметр
|
Д-335
|
1.5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Ваттметр
щитовой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр щитовой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Вольтметр
щитовой
|
Д-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
2
|
4
|
-
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
ИТОГО
|
|
81
|
9,7
|
Таблица № 31. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-2 НКФ-110-83У1
Прибор
|
Тип
|
S одной
обмотки, В×А
|
Число обмоток
|
cosц
|
sinц
|
Число приборов
|
Общая
потребляемая мощность
|
|
|
|
|
|
|
|
P, Вт
|
Q,Вар
|
Линии 110кВ.
|
Ваттметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
6
|
18
|
-
|
Варметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
6
|
18
|
-
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И670
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
6
|
18
|
43,816
|
Счетчик
реактивной энергии
|
СРЧ-И676
|
2
|
0,38
|
0,925
|
6
|
36
|
87,632
|
ФИП
|
ФИП
|
3
|
1
|
1
|
0
|
6
|
18
|
-
|
Сборные шины
110 кВ.
|
Вольтметр с
переключениями
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
1
|
2
|
-
|
Частотомер
регистрирующий
|
Н-397
|
7
|
1
|
1
|
0
|
1
|
7
|
-
|
Вольтметр
регистрирующий
|
Н-395
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
2
|
6
|
-
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
2
|
4
|
-
|
Синхроноскоп
|
Э-327
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Шины 110 кВ
(обходной выключатель).
|
ФИП
|
ФИП
|
3
|
1
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И670
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
3
|
7,303
|
Счетчик
реактивной энергии
|
СРЧ-И676
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
3
|
7,303
|
Ваттметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Цепь АТС
|
Ваттметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
ИТОГО
|
|
168
|
146,054
|
Таблица № 32. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-3 НКФ-220-83У1
Прибор
|
Тип
|
S одной
обмотки, В×А
|
Число обмоток
|
cosц
|
sinц
|
Число приборов
|
Общая
потребляемая мощность
|
|
|
|
|
|
|
|
P, Вт
|
Q,Вар
|
Линии 220 кВ с
двухсторонним питанием.
|
Ваттметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
2
|
6
|
-
|
Варметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1.5
|
2
|
1
|
0
|
2
|
6
|
-
|
Счетчик
активной энергии со стопорами
|
САЗ-И681
|
2
|
2
|
0,38
|
0,925
|
2
|
8
|
19,474
|
Счетчик
реактивной энергии со стопорами
|
САЗ-И681
|
3
|
2
|
0,38
|
0,925
|
2
|
12
|
29,211
|
ФИП
|
ФИП
|
3
|
1
|
1
|
0
|
2
|
6
|
-
|
Сборные шины
220 кВ.
|
Вольтметр с
переключениями
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
1
|
2
|
-
|
Частотомер
регистрирующий
|
Н-397
|
7
|
1
|
1
|
0
|
1
|
7
|
-
|
Вольтметр
регистрирующий
|
Н-395
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Частотомер
|
Э-372
|
3
|
1
|
1
|
0
|
2
|
6
|
-
|
Вольтметр
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
2
|
4
|
-
|
Синхроноскоп
|
Э-327
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Шины 220 кВ
(обходной выключатель).
|
ФИП
|
ФИП
|
3
|
1
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И670
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
3
|
7,303
|
Счетчик
реактивной энергии
|
СРЧ-И676
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
3
|
7,303
|
Ваттметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр с
двухсторонней шкалой
|
Д-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
ИТОГО
|
|
92
|
63,291
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица № 33. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-4
НТМИ-6-66У3
Прибор
|
Тип
|
S одной
обмотки, В×А
|
Число обмоток
|
cosц
|
sinц
|
Число приборов
|
Общая
потребляемая мощность
|
|
|
|
|
|
|
|
P, Вт
|
Q,Вар
|
Вольтметр для
измерения междуфазного напряжения
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
1
|
2
|
0
|
Счетчик
активной энергии
|
САЗ-И670
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
8
|
24
|
58,422
|
Счетчик
реактивной энергии
|
СРЧ-И676
|
1,5
|
2
|
0,38
|
0,925
|
8
|
24
|
58,422
|
Вольтметр с
переключениями для измерения трех фазных напряжений
|
Э-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
1
|
2
|
0
|
Итого
|
|
52
|
116,844
|
Таблица № 34. Параметры трансформаторов напряжения