2015-08-21
909
Введение. 5
1.Электрическая часть. 7
1.1.Краткое описание назначения и технических характеристик тепловых турбин 7
1.2 Выбор типа и мощности турбогенераторов. 7
1.3Выбор структурной и электрической схем электростанции. 8
1.4 Выбор трансформаторов. 11
1.5 Выбор электрических схем РУ станции. 12
1.6 Расчеттоков короткого замыкания и теплового импульса. 14
1.7Выбор и проверка электрических аппаратов. 23
1.8Система измерения на электростанции. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока (ИТТ) и напряжения (ИТН) 28
1.9. Выбор и проверка токоведущих частей. 35
1.10 Проектирование системы электроснабжения собственных нужд КЭС.. 40
2 Проектирование релейной защиты станции. 52
2.1 Расчет защиты генератора на микропроцессорном терминале «Сириус – ГС» 52
3 Технико-экономическое обоснование проекта. 55
3.1 Определение капитальных вложений. 55
3.2 Определение численности персонала КЭС и заработной платы.. 56
3.3Расчет выработки электрической энергии. 57
3.4Калькуляция себестоимости отпущенной энергии. 58
3.5 Определение эффективности инвестиционного проекта. 60
4 Микротурбогенераторы для распределенных энергетических систем. 63
Список используемой литературы.. 71
Введение.
Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС).
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.
Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа – государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
Основными особенностями КЭС являются:
− удаленность от потребителей электроэнергии, так как передача электроэнергии на дальние расстояния к месту потребления более выгодна, чем перевозка низкосортного топлива;
− блочный принцип построения электростанции.
Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
− облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
− упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
− уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;
− сокращается объем строительных и монтажных работ;
− уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
− обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.
Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40 – 42 %.
Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 – 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.
Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн. кВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.
Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее – при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.
КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.
Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).
Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны.
1.Электрическая часть
1.1.Краткое описание назначения и технических характеристик тепловых турбин
Паротурбинные ТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем. Конденсационные электростанции (КЭС), предназначены только для производства электроэнергии, с установкой на них турбин чисто конденсационного типа. Главное назначение конденсационных турбин обеспечение производства электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС.
Конденсационная паровая стационарная турбина паровая стационарная турбина без регулируемого отбора пара, с отводом пара из последней ступени в конденсатор и предназначенная для выработки механической энергии. Они, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей.
По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.
Блочные ТЭСсостоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок — энергоблоков. В энергоблокекаждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные КЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара.
1.2 Выбор типа и мощности турбогенераторов.
Выбираем генераторы типов ТФ110-2УЗ,ТВ-125, на основе исходных данных, параметры генератора приведены в таблице 1.1.
.
Таблица 1.1-Паспортные данные турбогенераторов
| Тип | Pн, МВт | Sн, МВ×А | Uн, кВ | сoj | КПД | Xd’’, о.е. | Xd’,о.е. |
| ТВФ – 110 – 2УЗ | 137.5 | 10.5 | 0,8 | 98,7 | 0,153 | 0,223 | |
| ТФ – 125 – 2УЗ | 10.5 | 0.8 | 98,7 | 0,278 | 0,192 |
1.3Выбор структурной и электрической схем электростанции
1.3.1 Выбор вариантов структурной схемы
Для выдачи потока энергии, вырабатываемой на проектируемой электростанции, необходима электрическая сеть. Естественно, что схема выдачи мощности электростанции зависит от напряжения и схемы электрической сети существующей энергосистемы, в которой будет работать проектируемая электростанция. Если проектируется мощная электростанция, то она в свою очередь существенно влияет на дальнейшее развитие сети энергосистемы.
Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.
КЭС имеет четыре генераторов мощностью 500 МВт. Для выдачи такой мощности в сеть применяется блочное включение генераторов.
Исходя из исходных данных: величин напряжения и мощности к рассмотрению принимаем два варианта структурных схем:
1) 1-й вариант: 4 блока общей мощностью 470МВт подключим к ОРУ-110кВ, к ОРУ-220 кВ,связь с системой через 2 автотрансформатора связи.
2) 2-й вариант: схема с блочными автотрансформаторами, подключенными к ОРУ-110кВ.
Первый вариант.
Рисунок 1.1- Вариант структурной схемы №1
Расчет мощности на собственные нужды электростанции:
(1.1)
Pc/н.% – нагрузка собственных нужд, %, от установленной мощности блока. Принимается 5 % для КЭСна газомазутном топливе[5];
– установленная мощность блочных генераторов, МВт;
Кспроса – коэффициент спроса. Принимается 0,85для КЭС на газомазутном топливе.
Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 110 МВт
Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 125 МВт
Суммарная мощность собственных нужд
МВт.
Принята КЭС на газомазутном топливе.
Расчет распределения мощности по обмоткам трансформаторов связи в нормальном режиме.
2)Нормальный режим, максимальная нагрузка на распределительном устройстве
(1.2)
3)Аварийный режим - отключение одного блока 125 МВт, подключенного к РУ 110 кВ:
(1.3)
4)Режим минимальных нагрузок - уменьшение нагрузок на 25%
(1.4)
Второй вариант.
Рисунок 1.2- Вариант структурной схемы №2
Перетоки мощности обоихвариантах структурных схем одинаковы
На электростанции предполагаются два повышенных напряжения и сети обоих напряжений эффективно-заземленные (110 кВ и 220), то возможны следующие варианты построения структурной схемы. Перетоки мощности в схеме №1с отдельными автотрансформаторами связи (АТС) между РУ ВН и РУ СН и схеме №2с использованием для двух генераторов блочных повышающих автотрансформаторов (АТБ), которые одновременно обеспечивают связь между РУ двух напряжений одинаковы, однако в схеме №2 количество элементов (автотрансформаторов связи) меньше чем в схеме №1,поэтому для дальнейшего расчета принамаем схему №2
1.4 Выбор трансформаторов.
1.4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на КЭС
Мощность блочных трансформаторов выбирается из условия выдачи агрегатами всей располагаемой мощности. Мощность турбогенераторов и блочных повышающих трансформаторов согласованы. Так для турбогенератора 125 МВт полная мощность равна 156МВА, мощность блочного трансформатора составляет 200 МВА.
Исходя из этого, выбираем трансформаторы типа ТДЦ ТДЦ – 200000\110. Параметры трансформатора приведены в таблице1.2.
Таблица 1.2 – параметры трансформатора ТДЦ 250000/500
| Тип трансформатора |  , МВА
|  , кВ
|  , кВ
|  , %
|  , кВт
|  , кВт
|
| ТДЦ – 200000\110 | 10,5; 15,75 | 10,5 |
1.4.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи КЭС
Выбор автотрансформатора связи производим по перетокам мощности, так как перетоки были подсчитаны в пункте1.3 результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 – расчет перетоков мощности
| Режим максимальных нагрузок | Режим минимальных нагрузок | Аварийный режим |
| S = 157.6 МВА | S = 266 МВА | S = 1.35 МВА |
Из таблицы видно, что перетоки максимальные в режиме минимальных нагрузок. Мощность автотрансформатора выбираем по максимальному перетоку мощности:
(1.5)
МВА.
- коэффициент перегрузки АТ.
- коэффициент выгодности
Выбираем трехфазный автотрансформатор АТДЦТН - 200000/220-У1. Параметры данного автотрансформатора приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4– параметры автотрансформаторов АТДЦТН - 200000/220-У1
| 
| 
| 
| 
| ||
| 
| 
| ||||
| 10,5 |
Проверяем на перегрузочные способности автотрансформатор
(1.6)
Автотрансформатор проходит проверку
Автотрансформаторы работают в автотрансформаторном режиме. В обоих случаях, что при протекании из ВН-СН, СН-ВН в общей обмотки протекает разность токов, а поэтому общая и последовательная обмотка загружена типовой мощностью, что допустимо.
1.5 Выбор электрических схем РУ станции
1.5.1 Выбор схемы на 220 кВ.
Для РУ напряжением 220 кВ используются схемы многоугольников. По сравнению с одиночной и двойной системами шин эти схемы позволяет сэкономить одни выключатель, т.е. ячейку РУ с выключателем и всем прочим оборудованием.
При четырех цепях – четырехугольник или квадрат рисунок 1.3
Рисунок 1.3 –Выбранная схема РУ для шин 220 кВ
1.5.2 Выбор схемы на 110 кВ.
На напряжение 110 кВ могут применяться те же схемы, что и на 220 кВ. Однако мы не можем применить схему многоугольник, т.к. количество присоединений к данному РУ ограничивается шестью (в нашем случае их 10). Также мы не можем применять схемы без обходной системы шин, т.к. они применяются только на напряжение 35 кВ. Оптимальным вариантом для нашего количества присоединений будет схема с двумя рабочими и обходной системой шин
Данная схема представлена на рисунке 1.4:
Рисунок 1.4 – Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения
1.5.3 Выбор схемы на 10 кВ.
На КЭС РУ 10 кВ предназначено для питания местных потребителей. Для ошиновки допустимы к выбору следующие варианты: одна рабочая система шинВышеперечисленные варианты могут выполнятся как секционированными, так и нет. Для данной проектируемой станции примем одну секционированную систему шин в силу ее простоты и наглядности,
1.6 Расчеттоков короткого замыкания и теплового импульса
1.6.1 Расчет токов короткого замыкания
Рассматриваются точки короткого замыкания в ветви каждого генератора, на шинах РУ ВН и РУ СН, а также в системе собственных нужд на шинах 6 кВ и 0,4 кВ. В качестве примера разберем точку КЗ на шинах РУ СН 110 кВ.
Рисунок 1.5 – Исходная схема
Рисунок 1.6- схема замещения в общем вид
1.6.2Короткое замыкание на шинах 110 кВ.
Определение параметров схемы замещения.
Выбор базисных условий
кВ; 
МВА.
Базисный ток определим по формуле:
; (1.7)
где 
- базисная мощность;
- базисное напряжение
кА.
Базисное сопротивление определим по формуле:
, (1.8)
Ом.
Определение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов для точного приведения.
Коэффициент трансформации определим по формуле:
, (1.9)
где 
- напряжение со стороны основной ступени;
- напряжение со стороны приводимого элемента;
.
.
Определение ЭДС схемы замещения
Система GS:
, (1.10)
где 
- номинальное напряжение системы;
- ЭДС системы;
- базисное сопротивление
Определение ЭДС генераторов
, (1.11)
.
Определение сопротивления автотрансформатора
- сопротивление высшей обмотки напряжения
, (1.12)
.
- сопротивление средней обмотки напряжения
, (1.13)
.
- сопротивление низшей обмотки напряжения
, (1.15)
.
- сопротивление автотрансформатора
, (1.15)
.
.
Сопротивление системы:
, (1.16)
.
Сопротивления трансформаторов:
, (1.17)
Сопротивление нагрузки:
(1.18)
.
Сопротивления генераторов:
, (1.19)
Преобразование схемы замещения:е
Рисунок 1.7-итоговая схема замещения
1.6.3 Определение токов в нулевой момент времени от генераторов
Общий ток короткого замыкания:
+ 
+ 
+ 
+ 
) 
Ударный ток КЗ генератора
= 
(1.20)
- для генератора, Ку = 1.983
= 
= 
Ударный ток КЗ системы
= 
(1.21)
- для системы, Ку = 1.85
= 
.
Ударный ток КЗ нагрузки
(1.22)
- для нагрузки, Ку = 1
Таблица 1.6 - Результаты расчета токов КЗ в точке К1.
| Источник |  , кА
|  , кА
|
| Генератор G125 | 2,8 | |
| Генератор G110 | 2,62 | 7,34 |
| Система GS | 4,36 | 11,4 |
| Сумма: | 7,4 | 21,54 |
Таблица 1.7 - Результаты расчета токов КЗ в точке К2.
| Источник | , кА
| , кА
|
| Генератор G | 11,8 | 33,042 |
Продолжение таблицы 1.7
| Генератор G2 | 6,2 | 17,3 |
| Система GS | 5,87 | 15,3 |
| Нагрузка 110 кВ, 4х72МВт | 3,7 | 5,2 |
| Сумма: | 20.446 | 66,4 |
Таблица 1.8 - Результаты расчета токов КЗ в точке К3.
| Источник | , кА
| , кА
|
| Генератор G1 | 9,13 | 25,064 |
| Генератор G2 | 2,34 | 6,56 |
| Генератор G3 | 54,4 | 152,55 |
| Система GS | 9,07 | 23.73 |
| Сумма: | 74,9 | 207.9 |
Таблица 1.9- Результаты расчета токов КЗ в точке К4
| Источник | , кА
| , кА
|
| Генератор G1 | 14,2 | 39,7 |
| Генератор G2 | 15,8 | 44,2 |
| Генератор G3 | 44,3 | 143,36 |
| Система GS | 48,1 | |
| Сумма: | 82,5 |
Таблица 1.10 – Токи короткого замыкания в схеме электроснабжения собственных нужд
| Место КЗ | Iп.о.дв кА | Iуд.эд кА | ∑Iпо., кА | ∑iуд. Макс,кА |
| Шины6,3 кВ бл. | 2,33 | 14,79 | 44,29 | |
| Шины 0,4 кВ бл. | 8,66 | 23,33 | 16,93 | 70,34 |
1.6.4Расчет теплового импульса
Тепловой импульс, 
, определяется по формуле
(1.23)
где 
-начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ при КЗ в рассматриваемой точке, кА;
- время отключения КЗ, с:
- для цепей генераторов ТВФ-125-2У3 выбор аппаратов и проводников производится по наибольшему току КЗ или от генератора, или от остальных источников питания, вместе взятых. Так как PномG> 60 МВт, то tоткл принимается tоткл = 4 с;
- для цепей РУ 110 кВ и РУ 220 кВ выбор аппаратов и проводников производится по суммарным токам КЗ от всех источников питания при КЗ на соответствующих сборных шинах, принимается tоткл = 0,2 с.
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Принимается наибольшее значение Та источников, подпитывающих место КЗ [7]:
- при коротком замыкании в т.К1 Та= 02 с;
- в т.К2 Та = 0,2 с;
- в т.К3 Та = 0,4 с;
- в т.К4 Та = 0,4 с;
Тепловой импульс для цепей РУ 220 кВ
Тепловой импульс для цепей РУ 110 кВ
Тепловой импульс для цепей генераторов 125 МВт
Тепловой импульс для цепей генераторов 110 МВт
Тепловой импульс для шин 6 кВ
Тепловой импульс для шин 0.4 кВ
1.7Выбор и проверка электрических аппаратов
1.7.1Выбор и проверка выключателей и разъединителей
1.7.1.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях СН блочных трансформаторов, автотрансформаторов, линейных, обходных и разъединителей ОРУ 110 кВ Предварительно выбирается выключатель типа ВВБК–110–50\3150 и разъединитель РГП–110\2000. Рассчитываются необходимые величины для выбора и проверки выключателя и разъединителя.
Ток генератора в нормальном режиме, А
(1.24)
где Sном – полная мощность тансфоматора, ВА;
Uном – номинальное напряжение трансформатора, В.
Ток утяжеленного режима, А
, (1.25)
На термическую стойкость проверяются коммутационные аппараты по следующим условиям
I 2тер.ном tоткл ≥ Вк, если tоткл ≤ tтер.ном, (1.26)
I 2тер.ном tтер.ном ≥ Вк, если tоткл≥tтер.ном, (1.27)
где I 2тер.ном – номинальный ток термической стойкости аппарата, кА;
tтер.ном – номинальное время термической стойкости аппарата, с.
Для данного выключателя, так как tоткл >tтер.ном (4> 3), то
. (1.28)
Принимается 
Апериодическая составляющая тока КЗ для момента времени 
, кА
, (1.29)
Нормируемое значение апериодической составляющей тока КЗ для выключателя, кА
(1.30)
где 
- нормированное содержание апериодической составляющей длявыключателя, %, из каталога на данный выключатель.
Выбор и проверка выключателя типа ВВБК–110 – 50\3150, разъединителя типа РГП – 110\2000сводятся в таблицу 1.11.
Выбор и проверка остальных аппаратов будет проводиться по вышеприведенным формулам.
Таблица 1.11 – Выбор и проверка выключателятипа ВВБК–110 – 50\3150, разъединителя типа РГП – 110\2000
| Расчётные данные | Параметры выбранных аппаратов | |
| Выключатель | Разъединитель | |
| ВВБК-110-50/3150 | РГП – 110\2000 | |
| 
| 
|
| 
| 
|
| 
| 
|
| 
| - |
Продолжение таблицы 1.11
| 
| - |
| 
| - |
| 
| - |
| 
| 
|
| 
| 
|
Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
1.7.1.2Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВ-125-2У3. Предварительно выбирается выключатель типа HECS-25.3-130/18000 и разъединитель РВК-20/18000-УЗ. Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.12.
Таблица 1.12 – Выбор и проверка выключателя типаHECS-25.3-130/18000, разъединителя типаРВК-20/18000-УЗ
| Расчётные данные | Каталожные данные | |||
| Выключатель | Разъединитель | |||
| HECS-25.3-130/18000 | РВК-20/18000-УЗ | |||
| 
| 
| ||
| 
| 
| ||
| 
| - | ||
| 
| - | ||
| 
| 
| ||
| 
| 
| ||
Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки
1.7.1.3Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВФ-110-2У3. Предварительно выбирается выключатель типа МГГ-90-900и разъединитель РВПЗ-20/12500.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.13.
.
Таблица 1.13 – Выбор и проверка выключателя МГГ-10-90-9000 и разъединитель РВПЗ-20/12500
| Расчётные данные | Каталожные данные | |
| Выключатель | Разъединитель | |
| МГГ-10-90-9000 | РВПЗ-20/12500 | |
| 
| 
|
| 
| 
|
| 
| - |
| 
| - |
| 
| 
|
| 
| 
|
Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
1.7.1.4 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях ВН, автотрансформаторов, линейных, обходных, секционных выключателей и разъединителей ОРУ 220 кВ. Предварительно выбирается выключатель типа ВГТЗ – 220 – 40\2500,разъединительтипаРНДЗ – 220\2000.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.14.
.
Таблица 1.14 – Выбор и проверка выключателя типаВГТЗ – 220 – 40\2500, разъединителя типаРНДЗ – 220\2000
| Расчётные данные | Параметры выбранных аппаратов | |
| Выключатель | Разъединитель | |
| ВГТЗ – 220 – 40\2500 | РНДЗ – 220\2000 | |
| 
| 
|
| 
| 
|
| 
| 
|
| 
| - |
| 
| - |
Продолжение таблицы 1.14
| 
| - | ||
| 
| - | ||
| 
| 
| ||
| 
|
| ||
Предварительно выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки
1.7.1.5РУ напряжением 10 кВ предназначено для организации питания местных потребителей. Такое РУ исполняется комплектным и комплектуется необходимым электрооборудованием.
Выбираем ячейку КРУ PIX – H–10. Данная ячейка укомплектована: вакуумным выключателемсерии HVX - 10, разъединителемUTX – 10, трансформаторами тока и напряженияMTX – 10
1.7.2 Выбор изоляторов
1.7.2.1 Выбор и проверка проходных изоляторов на генераторе напряжении 10.5 кВ. Выбирается изолятор типа ИП-10/10000-42.5УХЛ2.
Максимальный ток, А, определяется по формуле
(1.31)
Расчетная сила, кН, действующая на изолятор, определяется по формуле
, (1.32)
где: iуд – ударный ток трехфазного КЗ, А;
а - расстояние между фазами, принимаем а=1.5 м;
l - расстояние между изоляторами, м;
kh - поправочный коэффициент на высоту шины
Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ сводится в таблицу 1.15.
Таблица 1.15– Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ
| Расчетные данные | Каталожные данные токопровода ИП-20/10000-3000УХЛ | Условия выбора |
| Uуст=10кВ | Uном=10кВ | Uуст£Uном |
| Imax=8440.1А | Iном=10000 А | Imax£Iном |
| Fрасч=1954.44 Н | Fдоп=2000 Н | Fрасч£Fдоп |
1.7.2.2 Выбор и проверка подвесных изоляторов для шин РУ 220 и 110 кВ. Выбирается изоляторы типа ЛК-70/110-УХЛ, с Uном = 110 кВ иЛК-70/220-УХЛс Uном = 220 кВ.Подвесные изоляторы выбираются пономинальному напряжению: Uуст ≤ Uном. На механическую прочность подвесные изоляторы не проверяются, так как расстояния между фазами принимаются большими и при выборе полимерных изоляторов механические нагрузки уже учтены.
1.8Система измерения на электростанции. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока (ИТТ) и напряжения (ИТН)
1.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений удобных для измерения, а так же для отделения цепей измерения и автоматики от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:
− По номинальному напряжению 
;
− По номинальному току 
;
− По конструкции и классу точности.
Проверка осуществляется:
− По электродинамической стойкости 
;
− По термической стойкости 
;
− По вторичной нагрузке 
;
Для проверки трансформаторов по вторичной нагрузке необходимо составить перечень подключаемых приборов в зависимости от цепи. Перечеь приборов представлен в таблице 1.15.
Таблица 1.16 – – Перечень приборов
| Цепь | Приборы | Тип | Нагрузка по фазам, ВА | ||
| А | В | С | |||
| Генераторы Статор | Амперметр | Э – 378 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Ваттметр | Д – 305 | 0,5 | - | 0,5 | |
| Варметр | Д – 305 | 0,5 | - | 0,5 | |
| Счетчик активной энергии | ЦЭ6805В | - | |||
| Датчик активной мощности | E – 748 | - | |||
| Датчик реактивной мощности | E – 849 – М1 | 0,2 | - | 0,2 | |
| Регистрирующий ваттметр | Н – 394 | - | |||
| Регистрирующий амперметр | Н – 348 | - | - | ||
| Итого: | 13,3 | 11,1 | 11,4 | ||
| Генераторы Ротор | Амперметр | Э – 378 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Регистрирующий амперметр | Н – 348 | - | - | ||
| Итого: | 0,1 | 10,1 | 0,1 |
Продолжении таблицы 1.16
| Автотрансформаторы | Амперметр | Э – 378 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Ваттметр | Д – 305 | 0,5 | - | 0,5 | |
| Варметр | Д – 305 | 0,5 | - | 0,5 | |
| Итого: | 1,1 | 0,1 | 1,1 | ||
| Блочные трансформаторы | ВН: Амперметр | Э – 378 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Линии 10 кВ | Амперметр | Э – 378 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Счетчик активной энергии | ЦЭ6805В | - | |||
| Счетчик реактивной энергии | ЦЭ6811 | 0,3 | - | 0,3 | |
| Итого: | 1,4 | 1,1 | 0,4 |
1.8.2Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи генераторов
Комплектный пофазно – экранированный провод ТЭКНЕ – 20 – 10000 – 300 комплектуется трансформатором тока ТШ-20-10000/5. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице 1.16
Таблица 1.17– Параметры трансформатора тока ТШ-20-10000/5
| Тип трансформатора | 
| 
| 
| Класс точности | 
| 
|
| ТШ-20-10000/5 | 0,5 | 1,2 |
Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо составить перечень приборов, подключаемых к данному трансформатору. Перечень приборов представлен в таблице.
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость
(1.33)
Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке:
Определение расчетной вторичной нагрузки
, (1.34)
Определение сопротивления приборов
(1.35)
где 
- суммарная мощность всех приборов.
Для соединения приборов с трансформатором тока принимаю кабель АКВРГ с жилами 4 мм2
, (1.36)
Где 
- удельное сопротивление алюминиевого провода;
l = 40 – расчетная длинасоединительных проводов, м.
Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, тогда
