Електрична частина теплової електроцентралі 2х32+2х63 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

«ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ»

Факультет Електроенергетичний

Кафедра Електричні станції

Спеціальність 6.05070101 Електричні станції

ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ

освітньо-кваліфікаційного рівня бакалавр

Тема проекту «Електрична частина ТЕЦ 2х32 + 2х63 МВт»

Виконавець Конопкін Олег Сергійович

Харків 2017

Реферат

Ключові слова: теплова електростанція, модернізація, власні потреби, водневий генератор, вакуумний вимикач розподільчий пристрій, коштовно-фінансовий розрахунок

Даний дипломний проект присвячений проектуванню теплової електроцентралі 2х32 + 2х63 МВт. Яка працює на газу, та має напругу живлення 110 кВ.

Метою роботи є проектування ТЕЦ. Визначення структурних схем, вибору обладнання станції та вибору РП на середній та високій напрузі. Також потрібно вибрати потрібне обладнання метою розрахунків струмів короткого замикання.

Пояснювальна записка складається з сімох розділів. В першому розділі розглянуті питання вибору структурних схем ТЕЦ, обрання основного обладнання станції та техніко економічні показники варіантів структурних схем. Також розглянуте питання охолодження генератору типу ТВФ-63-2У3. В другому розділі розроблена схема живлення власних потреб ТЕЦ 2х32 + 2х63 МВт. В третьому розділі розглянуті питання вибору схем РП 110 кВ та ГРП 10 кВ. В четвертому розділі приведений розрахунок струмів короткого замикання. В п'ятому розділі проведено вибір основного обладнання електростанції. В шостому розділі виконано коштовно-фінансовий розрахунок теплової електроцентралі потужністю 189 МВт. В сьомому розділі розглянуті питання охорони праці та навколишнього середовища.

Реферат

Ключевые слова: тепловая электростанция, модернизация, собственные нужды, водородный генератор, распределительные устройства, сметно-финансовый расчет

Данный дипломный проект посвящен проектированию тепловой электроцентрали 2х32 + 2х63 МВт. Которая работает на газу, и имеет напряжение питания 110 кВ.

Целью работы является проектирование ТЭЦ. Определение структурных схем, выбора оборудования станции и выбора РП на средний и высоком напряжении. Также нужно выбрать необходимое оборудование целью расчетов токов короткого замыкания.

Пояснительная записка состоит из семи разделов. В первой главе рассмотрены вопросы выбора структурных схем ТЭЦ, избрание основного оборудования станции и технико-экономические показатели вариантов структурных схем. Также рассмотрен вопрос охлаждения генератора типа ТВФ-63-2У3. Во втором разделе разработана схема питания собственных нужд ТЭЦ 2х32 + 2х63 МВт. В третьем разделе рассмотрены вопросы выбора схем РП 110 кВ и ГРП 10 кВ. В четвертом разделе приведен расчет токов короткого замыкания. В пятом разделе проведен выбор основного оборудования электростанции. В шестом разделе выполнен ценно-финансовый расчет тепловой электроцентрали мощностью 189 МВт. В седьмой главе рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды.

Зміст

Перелік позначень та скорочень

Вступ

1. Вибір головної схеми ТЕЦ

1.1 Вибір структурної схеми

1.2 Генератори ТЕЦ

1.2.1 Вибір генераторів

1.2.2 Охолодження генераторів ТВФ-63-2У3

1.3 Вибір трансформаторів

1.4 Вибір секційних реакторів

1.5 Вибір комірок ГРП та ВРП

1.6 Техніко-економічний розрахунок

2. Вибір джерел живлення власних потреб

2.1 Вибір робочих трансформаторів власних потреб

2.2 Вибір резервних трансформаторів власних потреб

3. Вибір схем розподільчих пристроїв

3.1 Вибір схеми РП 110 кВ

3.2 Вибір схеми ГРП 10 кВ

4. Розрахунок струмів короткого замикання

5. Вибір устаткування

5.1 Вибір устаткування напруги 110 кВ

5.1.1 Вибір вимикачів

5.1.2 Вибір роз'єднувачів

5.1.3 Вибір трансформаторів струму

5.1.4 Вибір трансформаторів напруги

5.1.5 Вибір ошиновки збірних шин

5.1.6 Вибір ошиновки лінії електропередач

5.2 Вибір устаткування напруги 10 кВ

5.2.1 Вибір вимикачів

5.2.2 Вибір роз'єднувачів

5.2.3 Вибір трансформаторів напруги

5.2.4 Вибір секції генераторного розподільчого пристрою

5.2.5 Вибір пофазноекранованого струмопроводу

5.2.6 Вибір гнучкого струмопроводу

5.3 Вибір устаткування власних потреб

5.3.1 Вибір вимикачів

6. Кошторисно фінансовий розрахунок ТЕЦ

7. Охорона праці і навколишнього середовища

7.1 Загальні питання охорони праці

7.2 Виробнича санітарія

7.2.1 Параметри мікроклімату

7.2.2 Освітлення

7.2.3 Шум і вібрація

7.2.4 Електромагнітні випромінювання

7.2.5 Електробезпека

7.2.6 Пожежна безпека

7.3 Охорона навколишнього середовища

7.4 Висновок розділу

Висновки

Список джерел інформації

Перелік позначень та скорочень

АТ - автотрансформатор

ВН - вища напруга

в.п. - власні потреби

ВРП - відкритий розподільчий пристрій

ЕС - електростанція

КЕС - конденсаційна електростанція

КЗ - коротке замикання

ЛЕП - лінія електропередачі

НН - нижча напруга

ПУЕ - правило установки електроустаткування

РП - розподільний пристрій

РТ - резервний трансформатор

СН - середня напруга

ТВП - трансформатор власних потреб

ТЕЦ - теплоелектроцентраль

Вступ

Теплофікаційні електростанції - теплоелектроцентралі (ТЕЦ) призначені для централізованого постачання промислових підприємств і міст електроенергією і теплом. Як і КЕС, вони є тепловими електростанціями, але відрізняються використанням тепла пару, що відробив в турбінах, для потреб промислового виробництва, а також для опалення та гарячого водопостачання. При такому комбінованому виробленні електроенергії і тепла досягається значна економія палива у порівнянні з виробленням електроенергії на КЕС та отриманням тепла від місцевих котелень. Завдяки цьому ТЕЦ отримали широке розповсюдження в районах (містах) з великим споживанням тепла і електроенергії.

Головними відмінностями ТЕЦ є розташування поблизу центрів електричних навантажень, що визначає у більшості випадків видачу потужності в місцеву мережу безпосередньо на генераторній напрузі, а надлишок потужності видається в електромережу на підвищеній напрузі. Специфікою ТЕЦ є також підвищена потужність теплового устаткування у порівнянні з електричною потужністю. Ця обставина визначає більшу витрату електроенергії на власні потреби, ніж на КЕС.

Актуальність розглянутого в дипломному проекті питання про проектування ТЕЦ полягає в тому, що в рамках сучасної України спостерігається зростання промислових потужностей та збільшення населення міст, у зв'язку з чим виникає постійна потреба в споживанні електричної енергії та тепла. Приклад розробленої в даному проекті ТЕЦ може бути використаний для модернізації та реконструкції діючих станцій та проектування нових.

1. Вибір головної схеми ТЕЦ

1.1 Вибір структурної схеми

Як і схеми інших електростанцій (КЕС, АЕС), схеми ТЕЦ повинні виконуватися відповідно до вимог відносно надійності, ремонтопридатності, безпеки обслуговування, зручності експлуатації, гнучкості, можливості розширення, економічності.

Проектування головної схеми включає: вибір структурної схеми на підставі техніко-економічного розрахунку, вибір джерел живлення і схеми власних потреб, вибір і обгрунтування схем розподільчих пристроїв (РП), розрахунок струмів короткого замикання (к.з.) на різних ступенях напруги.

Головна електрична схема електростанції є частиною схеми енергосистеми. Електроенергія, що виробляється генераторами, передається через трансформатори і електричні з'єднання головної схеми і поступає в систему повітряними та кабельними лініями.

Структурна електрична схема ТЕЦ залежить від числа і одиничної потужності встановлюваних генераторів.

У даній роботі спочатку намічається два логічно можливих варіанта структурної схеми ТЕЦ.

Перший варіант структурної схеми.

Знаходимо кількість генераторів приєднаних до шин ГРП

, (1.1)

де ? максимальне навантаження на шини генераторної напруги, згідно з завданням, МВт.

Для першого варіанта структурної схеми кількість генераторів, які приєднуються до шин ГРП дорівнює

.

Перший варіант структурної схеми ТЕЦ представлений на рис.1.1.

Рисунок 1.1 - Перший варіант структурної схеми ТЕЦ 2x32 + 2x63

Для другого варіанта структурної схеми ТЕЦ кількість генераторів, які приєднуються до шин генераторної напруги знаходимо як

, (1.2)

.

Другий варіант структурної схеми представлений на рис.1.2.

Для вибору одного з них надалі виконуватиму їх техніко-економічне порівняння.



Рисунок 1.2 - Другий варіант структурної схеми ТЕЦ 2x32 + 2x63 МВт

1.2 Генератори ТЕЦ

1.2.1 Вибір генераторів ТЕЦ

Генератори вибираю відповідно до завдання на проектування, паспортні дані генераторів зводимо у табл. 1.1

Таблиця 1.1 - Паспортні данні турбогенераторів

Тип генератора	Номінальна потужність	U, кВ		I,кА
	S, МВА	Р, МВт
ТТК - 32 - 2У3-п	31,25	25	10,5	0,8	1,72	0,131
ТВФ - 63 - 2У3	78,75	63	10,5	0,8	4,33	0,153

1.2.2 Охолодження генераторів ТВФ-63-2У3

Турбогенератори серії ТВ призначені для сполучення з паровими і газовими турбінами.

Виконання турбогенератора ТВФ - герметичне, закрите. Циркуляція газу в машині здійснюється вентиляторами, встановленими на валу ротора.

Турбогенератори мають безпосереднє форсоване охолодження обмотки ротора воднем і непряме водневе охолодження обмотки статора. Газоохолоджувачі вбудовані в корпус статора. Ущільнення валу турбогенератора ТВФ - кільцевого типу.

Система збудження - статична тиристорна за схемою самозбудження.

Корпус статора - циліндричний, зварний з листової сталі, газонепроникний, нероз'ємний.

Усередині корпусу встановлено кільцеві перегородки жорсткості, одночасно служать для кріплення сердечника і раціонального розподілу водню по всій довжині корпусу статора.

Механічна міцність корпусу досить, щоб статор витримував без залишкових деформацій внутрішній тиск у разі вибуху водню.

Ротор виготовлений з цільної поковки

Робота генератора супроводжується втратами енергії у вигляді тепла, яке викликає нагрівання обмотки ротора і статора, їх ізоляції, заліза статора.

Ці втрати поділяються на електричні (в міді і сталі) і вентиляційні.

Застосування водневої системи охолодження:

- зменшує вентиляційні втрати і втрати на тертя ротора про охолоджуючу середу;

- підвищує потужність турбогенератора при тих же електромагнітних навантаженнях;

- підвищує надійність і довговічність ізоляції обмоток;

- усуває небезпеку загоряння обмотки, так як водень в корпусі ТГ не підтримує горіння і пробою ізоляції не тягне за собою пожежі;

- зменшується шум всередині працюючого генератора, так як щільність водню незначна;

- зменшує поверхню газоохолоджувачів в порівнянні з поверхнями повітроохолоджувачів.

Застосування водневої системи охолодження:

- забезпечує високу механічну міцність корпусу генератора;

- дозволяє розмістити газоохолоджувачі безпосередньо в корпусі ТГ;

- передбачає наявність масляної системи ущільнень вала і запобігає витоку водню з корпусу генератора;

- ліквідує можливість пожежі обмотки статора, ротора;

- ізоляція обмоток в водневому середовищі працює більш надійно і довговічно ніж в повітряної.

Воднева система має свої недоліки:

- водень легко проникає через пористі перегородки, найменші нещільності;

- при просочуванні водню з корпусу його присутність не виявляється вже на відстані 0,25 м від місця просочування;

- водень є вибухонебезпечним, зміна середовища в корпусі ТГ повинна проводитися за допомогою азоту.

Схема водневого охолодження турбогенератора ТВФ-63-2У3 забезпечує заповнення генератора воднем, підтримання номінального тиску і поповнення витоків водню, неминучих при експлуатації. Для безпечного заповнення воднем і видалення його з генератора використовується азот. Водень або повітря вводиться в корпус генератора через колектор, розташований у верхній його частині, азот вводиться в корпус генератора через низ.

Постачання генератора воднем виробляється від водневої установки, що складається з електролізів і ресиверів. Якщо поблизу станції є електролізний завод, то на станції споруджується приміщення для розвантаження, зберігання і розрядки водневих балонів. Балони доставляються в контейнерах, потім їх приєднуються до розрядному колектору. Тиск тут близько 15 МПа. Через редуктор здійснюється зв'язок з колектором ресиверів. Нормально до колектора ресиверів і пов'язаної з ними водневої лінії Г підключені 1-2 ресивера. Решта призначені для зберігання аварійного запасу водню. Тиск в ресиверах 0,3- 0,5 МПа (контролюється манометрами). Запобіжні клапани захищають ресивери від підвищення тиску газу. Вогнеприпинювачі служать для запобігання проникнення вогню в ресивер при загорянні водню, що виходить з клапана, як від випадкової іскри, так і від самозаймання, можливого при великій швидкості закінчення водню. Схема водневої установки заброджена на рис. 1.3.

Вогнеприпинювачі виконуються у вигляді циліндра висотою 0,4-0,5 м, діаметром 0,1 м, заповненого дрібним гравієм. Внизу циліндра - сітка, що не допускає падіння гравію в трубу.

Рисунок. 1.3 - Схема водневої установки: 1 - балони в контейнерах; 2 - розрядний колектор; 3 - редуктор; 4 - колектор ресиверів; 5 - ресивери; 6 - манометри; 7 - запобіжні клапани, 8 - вогнеприпинювачі.

За ПТЕ: Сумарна ємність ресиверів повинна бути такою, щоб запас водню в них дорівнював десятиденній експлуатаційній витраті плюс кількість, необхідну для заповнення генератора з найбільшим газовим об'ємом. Масло надходить в канавку і ділиться на два потоки: 1) в сторону повітря (створює масляну плівку між вкладишем і диском, а також здійснює мастило труться, і їх охолодження); 2) другий - в сторону водню (при цьому тиск масла більше тиску водню на 0,035-0,09 МПа). Витрата масла невеликий: 3-5 л / хв. Пружина створює додаткове зусилля. Робоча поверхня торцевого ущільнення виконується з бабіту. При порушенні постачання масла він плавиться і не допускає більш серйозних порушень.

Переклад генератора з повітря і навпаки виконується з попередніми витісненням цих газів вуглекислим газом або азотом, щоб не допускати освіти вибухонебезпечної суміші.

Схема вуглекислотної установки аналогічна водневої.

Є вуглекислотні балони 1 і ресивери 5, розрядний колектор 2 і колектор ресиверів 4, від якого відходить лінія до Г. Для прискорення процесу розрядки балонів на лінії встановлюється парової або водяний випарник 3. Щоб не було обмерзання розрядного колектора і вентилів рекомендується за вентилями підтримувати температуру 10 - 20 ° С. У балонах вуглекислота знаходиться в рідкому стані, після випарника - газ, який йде в ресивери. Розрядний колектор укладений в трубу великого діаметру, по якій циркулює вода, що доповнює випарник і прискорює розрядку балонів.

ПТЕ: сумарна ємність ресиверів повинна бути такою, щоб запас вуглекислого газу в ресиверах забезпечував триразове заповнення генератора, що має найбільший обсяг.

Повітря в Г подається через осушувач. На багатьох електростанціях він береться від загальностанційних компресорів і магістралей, в яких часто накопичується велика кількість вологи, а іноді масла та іржі. Доцільно мати спеціальні компресори або використовувати компресори повітряних вимикачів.

Газова схема генератора складається з верхнього колектора, з'єднаного з водневої рампою, нижнього колектора, з'єднаного з вуглекислотною рампою, осушувача і панелі управління газовою системою, на якій є газоаналізатор і панель регулювання. До рампі приєднаний покажчик рідини в Г (вужі).

Введення і витіснення з генератора водню (повітря) проводять через верхньогенератораний колектор, а вуглекислоти - через нижній. Для видалення з Г водню і вуглекислоти передбачена одна труба в атмосферу.

Заміна одного газу на інший в нормальному режимі повинна здійснюватися при нерухомому роторі або при русі від валоповертаючого пристрою. При аварії можна вже на вибігу генератора звільнятися, наприклад, від водню. Витрата газу, необхідного для витіснення, при роторі більше, тому що відбувається інтенсивне перемішування газів і випуск з замінним газом замінює. Приклад: ТГВ-200, газовий обсяг - 70 м3. Витрата вуглекислоти на заміщення водню при нерухомому роторі - 115-140 м3, при обертовому -160-190 м3. Витрата водню при нерухомому роторі - 310 м3, при обертовому - 385 м3.

Склад газу визначають за спеціальним диференціального манометру. При витісненні повітря закінчується процес, якщо вуглекислоти міститься в генераторі не менше 85%.

Чистота водню контролюється автоматичним газоаналізатором. Мінімальний вміст водню 95-98%. При витісненні водню вуглекислотою зміст вуглекислоти повинно бути 85% при роторі, 95% - при нерухомому.

Водень, який використовується для охолодження генератора, охолоджується в газоохолоджувач. При сильно охолоджених трубках газоохолоджувачів може статися конденсація вологи на поверхні. Запотівання може призвести до потрапляння бризок на ізоляцію обмоток, що призводить до корозії трубок. До того ж персонал може виявитися в скрутному становищі щодо причини появи вологи на поверхні вужі - може бути, пошкодився газоохолоджувач. Запотівання допустити не можна, тому температура води в газоохолоджувачі повинна бути не нижче 5-15 ° С. Для підвищення температури води можна подати частина води з виходу газоохолоджувача на його вхід.

В експлуатації виникає проблема чистки газоохолоджувачів. Трубки забиваються тріскою, листям, сміттям. Раніше газоохолоджувачі по черзі відключали і чистили йоржами і шомполами, при цьому була можлива поломка трубок. Частка взагалі була небезпечна, тому що проводилася без витіснення водню. Типова інструкція в даний час вимагає проводити промивку газоохолоджувачів зворотним ходом води. За цією технологією вода разом із сміттям скидається в дренажні канали. Промивання проводиться на непрацюючому генераторі при будь-якій зупинці, про операцію робиться запис в оперативному журналі.

При експлуатації системи водневого охолодження контролюють тиск, вологість, чистоту газу. При зниженні тиску виробляють підживлення, для зменшення вологості - продування. Підвищена вологість знижує термін служби ізоляції, збільшуються вентиляційні втрати. Якість системи водневого охолодження залежить від надійності ущільнень генератора.

На генераторах з безпосередньою системою охолодження застосовують торцеві ущільнення. Вони можуть мати різну конструкцію, але ідея багатьох схожа. Розглянемо принцип дії ущільнень (рис.1.4).

Рисунок 1.4 - Принцип дії ущільнень: 1-торцевої завзятий диск на валу генератора, 2-вкладиш ущільнення, 3-корпус ущільнення, 4 пружина, 5-канавка, по якій проходить ущільнене масло, 6 бабітові вкладення.

Основним джерелом маслопостачання ущільнень є інжектор, в сопло якого подається масло з системи регулювання. За рахунок інжектуючої дії струменя температура масла на виході менше на 4-6, ніж в системі регулювання. Схема маслопостачання ущільнень генератора зображена на рис. 1.5.

Масляні змінного і постійного струму є резервними і нормально не працюють. Вони пускаються при зниженні тиску масла, спочатку один, потім другий. На зупиненому генераторі працює тільки маслонасос змінного струму. Маслонасос постійного струму знаходиться в резерві.

Після інжектора з напірного колектора масло надходить в регулятор тиску (РД), який підтримує заданий перепад між маслом і воднем. Для цього по імпульсній трубці до верхньої частини РД подається водень з генератора.

Рисунок 1.5 - Схема маслопостачання ущільнень генератора: 1 - генератор; 2 - інжектор; 3,4 - маслонасоси; змінного і постійного струму; 5 - регулятор тиску; 6 - імпульсна трубка; 7 - зливна труба; 8 - маслоохолоджувач; 9 - масляні фільтри; 10 - розширювальний бачок; 11 - бачок маслопродування; 12 - бак маслоагрегата; 13 - маслобак турбіни; 14 - вентилятор; 15 - маслоуловлювач.

Надлишок масла РД скидає в зливну трубу. Також масло можна подати через вентиль крім РД (в разі його несправності). Далі масло проходить через масло охолоджувач (може і крім нього), масляні фільтри 9, потрапляє в розширювальний бачок і звідти на ущільнення Г.

Масло, зливаються з ущільнень в бік водню, потрапляє в бачок продувки, а потім в бак маслоагрегата і маслобак турбіни.

РД масла, застосовувані в схемах маслопостачання ущільнень, повинні працювати виключно надійно. Якщо тиск масла більше норми, то масло потрапляє в Г, а в ущільненнях, де масло притискає вкладиш до диску, відбудеться Підплавлення вкладиша. Якщо РД занизить тиск, то водень прорветься через ущільнення, потрапивши в камери підшипників, почне разом з маслом викидатися назовні через зазор між валом і маслоуловлювач підшипника, створюється небезпека займання водню від іскріння на щітковому апараті ротора. При зниженні тиску відбудеться Підплавлення вкладишів.

Навіть в нормальному режимі масло захоплює частину водню, який частково відділяється від масла в бачку продування і повертається в Г, а частково надходить в зливні мастилопроводи і маслобак турбіни. Водень буде поступово накопичуватися у верхніх частинах мастилопроводів і маслобака турбіни. Суміш його з повітрям стане вибухонебезпечною. Для видалення цієї суміші використовується вентилятор, при цьому пари масла затримується в маслоуловлювач.

Отже, при нормальному режимі в РД р = 0,03-0,09 МПа, температура масла на зливі в сторону повітря t_вих = 65 ° С, різниця вхідного і вихідного масла не більше 30 ° С, температура бабіта 80 ° С. Зміст водню в зливних маслопроводах з ущільнень - не вище 1%, а в газовому об'ємі маслобака взагалі повинен бути відсутнім. Чистота водню нормується, вологість не повинна перевищувати 85% при робочому тиску.

Один з показників нормальної роботи - величина витоку водню. Корпус Г повіряється на газощільність. Після ремонту або монтажу корпус Г заповнюється повітрям, тиск якого більше, ніж робоче на 0,1 МПа (цей процес називають обпресуванням), тим самим виявляється і усувається витік. Потім знижують тиск до робочого і залишають Г на добу. Нормальною вважається витік не більше 1,5% обсягу Г. При нормальній експлуатації також стежать за витоком, при зниженні тиску здійснюють підживлення. Велика текти, як правило, відразу не з'являється, тому постійний контроль дозволяє своєчасно виявити витік. Витрата на підживлення і продування не повинен перевищувати 10% кількості водню при робочому тиску. Для відшукання місць витоку використовується мильний розчин, течешукач і переносний газоаналізатор. На працюючому Г використовують мильний розчин або газоаналізатор, на зупиненому - додають в повітря фреон і визначають течешукачем.

Газова панель генератора обладнана поруч світлових табло і звуковими сигналами: "Знизилася чистота водню в генераторі". Найчастіше, більше слив масла в сторону водню. Необхідно продути свіжим воднем, перевірити слив.

"Знизився тиск водню в генераторі". Підживити і перевірити. Причиною може бути зниження температури при зниженні навантаження, якщо немає автоматики. Може бути несправний РД або розрив трубки в газоохолоджувачі. Витоку спочатку маленькі, потім збільшуються. Якщо не вдалося усунути причину, то Г відключають і витісняють водень вуглекислотою.

"Підвищилася температура масла на зливі з ущільнень". Слід перевірити температуру бабіту, що входить масла. Причиною може бути несправність маслоохолоджувач або дефект ущільнень.

"З'явилася вода або масло в корпусі генератора". Необхідно злити воду або масло з вужі і перевірити, як швидко накопичиться рідина знову. Причини: текти в газоохолоджувачі, перевищення тиску води над воднем. Газоохолоджувачі відключаються по черзі на 1-2 години, роблять заглушки. Дозволяється заглушати не більше 5-10% загального числа трубок. Іншою причиною може бути запотівання газоохолоджувачів, підвищена вологість водню. Необхідно підвищити температуру води, знизити вологість шляхом продувки. Причиною появи масла може бути збільшення зливу в сторону водню.

1.3 Вибір трансформаторів

Для першого варіанту вибираємо блокові трансформатори. Вони вибираються з умови

, (1.3)

де - розрахункова потужність трансформатора, МВА;

- повна номінальна потужність генератора, МВА.

Обираємо блокові трансформатори трьохфазними, двообмоточними та без пристроя регулювання напруги під навантажуванням.

Для першого варіанта структурної схеми обираю трансформатор блоку 60 МВт, з вищою напругою 110 кВ ТДЦ-80000/110 з довідника [1. с. 146-147, табл. 3.6]. Дані трансформатора приведені в табл. 1.2.

Табл. 1.2 - Паспортні дані трансформатора блоку 60МВт з ВН 110кВ

Тип	Sном., МВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання Uк,%	Ціна, тис.у.о		Розрахункова ціна, тис.у.о
		ВН	СН	НН	Рхх	Ркз	ВН-НН
ТДЦ-80000/110	80	115	--	10,5	85	310	11	113,7	1,5	170,6

Потужність трансформаторів зв'язку вибирається за максимальним перетіканням потужності між розподільчими пристроями ВН і НН, який визначаємо по найбільш важкому режиму з умови

якщо , то ;

якщо , то.

Перетікання потужності через трансформатор зв'язку, визначається виразом

, (1.4)

де - сумарна номінальна потужність генераторів, ;

- потужність навантаження, що видається довколишньому району,;

- сумарна потужність в.п., МВт.

По формулі (1.4) рахуємо два перетікання потужності через трансформатори зв'язку для першого варіанту структурної схеми (рис. 1.1).

Перетікання потужності в нормальному режимі при максимальному навантаженні

МВт.

МВт.

, (1.5)

де - коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби, який залежить від виду палива, способу його спалювання і типу станції; оскільки тип станції ТЕЦ, вид палива - газ, то приймаю витрату на в.п. 7% від потужності генератора, таким чином

МВт.

МВА.

Перетікання потужності в аварійному режимі (один генератор відключений) при максимальному навантаженні

МВт.

МВт.

МВА.

Для першого варіанту структурної схеми (рис. 1.1) найбільш важким режимом є нормальний режим при максимальному навантаженні. Тому, використовуючи умову вибору трансформатора зв'язку, одержимо

,

Звідси

МВА.

Вибираю трансформатор зв'язку з вищою напругою 110 кВ ТРДН-63000/110 з довідника [1. с. 148-149, табл. 3.6]. Дані трансформатора зв'язку приведені в табл. 1.3.

Таблиця 1.3 - Паспортні дані трансформатора зв'язку

Тип	Sном, МВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання Uк,%	Ціна, тис. у.о		Розрахункова ціна, тис.у.о
		ВН	СН	НН	Рхх	Ркз	ВН-НН
ТРДН-63000/110	63	115	-	10,5	35	245	10,5	165	1,5	247,5

Для другого варіанту схеми розрахунки проводяться аналогічно. До встановлення приймається трансформатор зв'язку типу ТРДН-40000/110 з довідника [1. с. 148-149, табл. 3.6]. Дані трансформатора зв'язку приведені в табл. 1.4.

Таблиця 1.4 - Паспортні дані трансформатора зв'язку

Тип	Sном, МВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання Uк,%	Ціна, тис. у.о		Розрахункова ціна, тис.у.о
		ВН	СН	НН	Рхх	Ркз	ВН-НН	СН-НН
ТРДН-40000/110	40	115	--	11	22	170	10,5	30	140	1,5	210

1.4 Вибір секційних реакторів

Реактор вибираємо за умовою

, (1.6)

де - номінальний струм генератора, кА.

Для першого варіанту структурної схемі підставимо значення

кА.

Приймаємо до установки реактор типу РБДГ-10-4000-0,18У3 [1. с. 342, табл. 5.14], паспортні дані реактора зводимо у табл. 1.5.

Таблиця 1.5 - Паспортні дані реактора (1 варіант схеми)

Тип	Uном, кВ	Iдл.доп., А	Хр, Ом	Ціна за фазу, у.о.
РБДГ-10-4000-0,18У3	10	3200	0,18	1370

Для другого варіанту структурної схемі підставимо значення

кА.

Приймаємо до установки реактор типу РБДГ-10-2500-0,25У3 [1. с. 342, табл. 5.14], паспортні дані реактора зводимо у табл. 1.6.

Таблиця 1.6 - Паспортні дані реактора (2 варіант схеми)

Тип	Uном, кВ	Iдл.доп., А	Хр, Ом	Ціна за фазу, у.о.
РБДГ-10-2500-0,25У3	10	2150	0,25	1540

Для секційних реакторів реактанс повинен бути в межах:

- для кільцевих схем:

. (1.7)

- для схем, при замкнених в кільце секціях:

. (1.8)

Ректанс реактора, %:

, де (1.9)

- опір реактора, Ом;

- номінальний струм реактора, А;

- номінальна напруга реактора, В.

Ректанс реактора РБДГ 10-4000-0,18У3, %:

.

Вибраний реактор відповідає даним вимогам, для першого варіанта структурної схеми, тобто:

.

Для другого варіанта схеми:

.

Вибраний реактор відповідає даним вимогам, для другого варіанта структурної схеми, тобто:

.

1.5 Вибір комірок ГРП та ВРП

Максимальний робочий струм генераторів 63 МВт, кА:

. (1.10)

.

В ГРП встановлюємо комірку з вимикачем і секційним реактором. Дані заносимо в табл. 1.7

В ВРП 110 кВ встановлюємо комірку з вимикачем ВВУ 110-40/2000 У1. Дані заносимо в табл. 1.8.

Таблиця 1.7 - Паспортні дані реактора (2 варіант схеми)

Тип вимикача		Виконання	Тип реактора	Вартість, тис. у.о.
				Монтажні роботи	Обладнання	Загальна
МГГ-10	105/5000	одноповерхове	РБДГ 10-4000-0,18У3	13	9	22

Таблиця 1.8 - Паспортні дані вимикача 110 кВ.

Тип вимикача			Вартість, тис. у.о.
ВВУ 110-2000-40У1	110	2000	32

Таким чином, можна зробити висновок, що обидва варіанти структурних схем технічно реалізовуються. Для остаточного вибору схеми, яка піддасться детальному розрахунку треба зробити техніко-економічний розрахунок.

1.6 Техніко-економічний розрахунок

Визначення капітальних вкладень

До економічних показників відносять: капіталовкладення - К, приведені річні витрати - З і витрати - И. При порівняльному аналізі техніко-економічних показників різних варіантів структурних схем проектованої електричної станції облік капіталовкладень і річних експлуатаційних витрат, проводиться тільки для тих елементів схем, якими відрізняються порівнювані варіанти. Капіталовкладення для всієї решти елементів схем в цьому випадку не враховуються.

Зводимо у табл. 1.9 найменування та вартість елементів двох схем, якими вони відрізняються та рахуємо загальні капіталовкладення по двом варіантам.

Знаходимо річні експлуатаційні витрати за формулою

Таблиця 1.9 - Порівняння капіталовкладень двох варіантів схем

Найменування обладнання	Варіант 1	Варіант 2
	Кількість одиниць	Розрахункова вартість	Кількість одиниць	Розрахункова вартість
		одиниці	n одиниць		одиниці	n одиниць
Трансформатор блоку типа ТДЦ-80000/110				1	170,6	170,6
Трансформатор зв'язку типу ТРДН 63000/110	2	165	330
Трансформатор зв'язку типу ТРДН 40000/110				2	140	280
Реактор РБДТ 10-4000-0.18У3	3	1,370	4,11
Реактор РБДТ 10-2500-0.25У3				1	1,540	1,540
Комірка ГРП з вимикачем МГГ-10	3	22	66
Вимикач ВВУ 110-40/2000У1				1	32	32
У			400,11			484,11

, (1.11)

де - витрати від втрат електроенергії в блоковому трансформаторі, яким один з варіантів відрізняється від іншого, автотрансформаторах зв'язку, ;

- амортизаційні відрахування (відрахування на реновацію і капітальний ремонт), ;

- витрати на обслуговування електроустановки (на поточний ремонт і зарплату персоналу), .

Амортизаційні відрахування

,(1.12)

де - відрахування на амортизацію, приймаю з [3. с. 17].

Витрати від втрат електроенергії в трансформаторах

,(1.13)

де - вартість 1 втрати електроенергії, в дипломному проекті приймаємо з [3. с. 17];

- сумарні втрати електроенергії, .

Сумарні втрати електроенергії у двоообмоточних трансформаторах

, (1.14)

де - втрати потужності холостого ходу, кВт;

- втрати потужності короткого замикання, кВт;

- тривалість роботи трансформатора, приймаємо рівною 8760 г;

- тривалість максимальних втрат, визначають по кривій [1. с. 546, рис. 10.1] залежно від тривалості використання максимального навантаження, яке дане в завданні проекту, г;

- число паралельно працюючих трансформаторів;

- номінальна потужність трансформатора, МВА;

- розрахункове максимальне навантаження трансформатора, МВА.

Витрати на обслуговування електроустановки

, (1.15)

де - відрахування на обслуговування, з [3. с. 18].

Для першого варіанта структурної схеми значення , , беремо із табл. 1.4.

Сумарні втрати електроенергії у трансформаторах зв'язку

 .

Отже витрати від втрат електроенергії складають

.

Амортизаційні відрахування складають

.

Витрати на обслуговування електроустановки складають

.

Річні експлуатаційні витрати для першого варіанта структурної схеми

.

Для другого варіанта структурної схеми значення , , беремо із табл. 1.3.

Втрати електроенергії у блочних трансформаторах

.

Витрати електроенергії у трансформаторах зв'язку

Значення, , беремо із табл. 1.5.

.

Визначаємо сумарні витрати від втрат електроенергії у блоковому трансформаторі та трансформаторах зв'язку

.

Отже витрати від втрат електроенергії складають

.

Амортизаційні відрахування складають

.

Витрати на обслуговування електроустановки складають

.

Річні експлуатаційні витрати для другого варіанта структурної схеми

.

Усі розрахунки по обом варіантам структурної схеми зводимо у табл. 1.10, за її даними вибираємо варіант структурної схеми проектуємої електростанції, який має менші приведені витрати.

Таблиця 1.10 - Приведені витрати

Складові витрати	Перший варіант, тис. у.о.	Другий варіант, тис. у.о.
Приведені капіталовкладення, К	400,11	484,14
Вартість втрат електроенергії, Ивтр.	11,9	27,3
Амортизаційні відрахування, Иа	60,01	72,62
Витрати на обслуговування , Ио	10	12,1
Річні експлуатаційні витрати, И	81,91	112,02

Для визначення оптимальної структурної схеми з порівнюваних варіантів, що підлягає подальшому розрахунку, складається підсумкова таблиця приведених витрат (табл. 1.11) по формулі, тис. у.о.:

де, (1.16)

- нормативний коефіцієнт, приймаємо = 0,1 [3, ст. 18]. Це відповідає

строку окупності устаткування 10 років.

Приведені витрати для першої структурної схеми

.

Приведені витрати для другої структурної схеми

.

За даними з табл. 1.11 вибираємо варіант структурної схеми проектованої електростанції, що має менші наведені витрати.

Таблиця 1.11 - Приведені витрати

Витрати що складають	Перший варіант, тис. у.о.	Другий варіант, тис. у.о.
Наведені капіталовкладення,	40,01	48,41
Сумарні втрати, Иi	81,91	112,02
Приведені втрати, З	121,93	160,43

З табличних даних ми можемо бачити, що перший варіант структурної схеми є найбільш вигідним, тому саме його ми і обираємо для подальших розрахунків.

генератор трансформатор теплоелектроцентраль струм

2. Вибір джерел живлення власних потреб

Джерелом живлення власних потреб на ТЕЦ є генератори, живлення подається, від генератора через трансформатор в.п. (ТВП), який приєднується до шин генераторної напруги.

2.1 Вибір робочих трансформаторів власних потреб

Кількість робочих ТВП приймаємо рівною кількості генераторів. Робочі джерела підключаємо до шин ГРП, до однієї секції підключаємо по одному робочому джерелу, бо до однієї секції ГРП підключен один генератор. Потужність робочого джерела в.п. обираємо за формулою

; (2.1)

де - потужність, витрачаємо на в.п., знаходиться в залежності від виду палива, МВт.

Для секцій 32 МВт

МВт.

. (2.2)

МВАр.

Отже потужність робочого джерела , МВА дорівнює

МВА.

Вибираю ТВП секцій 32 МВт, ТМ-4000/10 з довідника [1. с. 130-131, табл. 3.4]. Дані трансформаторів приведені в табл. 2.1.

Таблиця 2.1 - Паспортні дані ТВП

Тип	Sном, МВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання, Uк, %
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТМ-4000/10	4	10,5	6,3	5,2	33,5	7,5

Вибираємо робочі ТВП для блокової частини станції

МВт.

МВАр.

Отже потужність робочого джерела для блокової частини станції дорівнює

МВА.

Вибираю ТВП блоку 63 МВт, ТМ-6300/10 з довідника [1. с. 130-131, табл. 3.4]. Дані трансформаторів приведені в табл. 2.2.

Таблиця 2.2 - Паспортні дані ТВП

Тип	Sном, кВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання, Uк, %
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТМ-6300/10	6,3	10,5	6,3	7,4	46,5	7,5

Рисунок. 2.1 - Схема живлення власних потреб

РП власних потреб виконуємо з однією системою шин; кількість робочих секцій приймаємо рівною кількості котлів. При потужності генераторів до 100 МВт кількість котлів складає на один більше ніж кількість генераторів. Виходячи з цих міркувань, кількість робочих секцій РП власних потреб на проектуємій станції дорівнює чотирьом. Схема живлення власних потреб зображена на рис. 2.1.

2.2 Вибір резервних трансформаторів власних потреб

Кількість резервних ТВП дорівнює одному, тому що кількість робочих джерел менше шести. Потужність резервного джерела обираємо рівною потужності найбільш потужного робочого джерела з урахуванням перспективи будування блоків по 63 МВт, оскільки є генераторний вимикач . Резервний ТВП підключаємо до резервної системи шин ГРП.

Вибираю РТ по довіднику [1. с. 130-131, табл. 3.4]. Дані трансформатора приведені в табл. 2.3.

Таблиця 2.3 - Паспортні дані РТ

Тип	Sном, кВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, кВт	Напруга короткого замикання, Uк, %
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТМ-6300/10	6,3	10,5	6,3	7,4	46,5	7,5

3. Вибір схем розподільних пристроїв

3.1 Вибір схеми РП 110 кВ

Число ліній, що відходять від шин розподільчого пристрою вищої напруги (РПВН) - 110 кВ, визначається по формулі

, (3.1)

де - максимальна величина перетоку через трансформатор зв'язку у нормальному режимі;

- економічна потужність лінії [1, табл.1.21] для даної напруги.

Отже кількість ліній, які відходять від РПВН складає

.

Згідно зі схемою розвитку району приймаємо кількість ліній, які відходять від РПВН = 6.

Розраховуємо загальне число приєднань до шин високої напруги

,(3.2)

де - число приєднань від трансформаторів зв'язку до шин ВН;

- число приєднань від блочного трансформатора до шин ВН;

Число приєднань на шинах РПВН - 110 кВ

.

Для розподільчого пристрою вищої напруги 110 кВ з числом приєднань дев`ять приймаю схему «одна з обхідною секціонована СВ та ШСВ поєднана». Ця схема була обрана, бо кількість приєднань більше чотирьох, а також у споживача відсутній резерв по мережі, крім того є перспектива розширення станції, це призведе до збільшення кількості приєднань та потреби в надійності, а ця схема дозволяє при к.з. на шинах перевести відімкнені приєднання на справну систему шин. Схема РПВН - 110 кВ представлена на рис. 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема РПВН одна з обхідною секціонованною СВ та ШСВ поєдана - 110 кВ

3.2 Вибір схеми ГРП 10 кВ

Згідно з завданням у споживача відсутній 100% резерв по мережі, тому для того, щоб схема ГРП була більш надійною та гнучкою обираю схему ГРП з двома системами шин, з котрих одна робоча секційонована та реактована, а резервна - ні. Крім того, у зв'язку з тим, що кількість секцій ГРП дорівнює трьом, то обрану схему генераторного розподільчого пристрою ще замикаємо у кільце. Це робиться для покращення обміну потужностями між секціями та збільшення надійності схеми ГРП.

У зв'язку з тим, що від станції живляться невелика кількість потужних споживачів, то здійснюємо індивідуальне реактування. Для того щоб вибрати лінійні реактори визначимо струмове навантаження шин ГРП

, (3.3)

де - номінальна напруга ГРП; .

У зв'язку з тим, що ГРП має три секції розподіл максимального навантаження на шини ГРП здійснюється наступним чином:

на першу та третю секції по 30%, а на другу - 40%.

Отже сумарне струмове навантаження на шини ГРП, А складає

А.

Для вибору лінійних реакторів знаходимо струмове навантаження на кожну секцію із вище зазначених міркувань.

Струмове навантаження на першу та третю секції складає

А.

Струмове навантаження на другу секцію складає

А.

Приймаю наступні типи реакторів для встановлення: на першу та третю секції встановлюємо один реактор типу та один реактор типу ; на другу секцію встановимо один здвоєний реактор типу та один реактор типу . Схема ГРУ с з двома системами шин - 110 кВ зображена на рис. 3.2.

Рисунок 3.2 - Схема ГРУ з двома системами шин - 110 кВ

4. Розрахунок струмів короткого замикання

Для визначення струмів короткого замикання (к.з.) необхідно скласти схему заміщення (рис. 4.1), яка відповідає початковій розрахунковій схемі (рис. 1.1). Схемою заміщення називається електрична схема, аналогічна початковій розрахунковій, але в ній відсутні магнітні зв'язки.

Рисунок 4.1 - Схема заміщення

Результати розрахунків струмів короткого замикання зводяться до табл. 4.1.

Таблиця 4.1 - Струми короткого замикання

Точка к.з.	, кВ	Джерела	Опір до точки к.з.	Результати розрахунку для джерела
				, кА	Сила струму	Ky	, кА	Тепловий імпульс
					, кА	, кА
К-1	115	Система (С,Г1,Г2,Г3,Г4)	0,011	23,18	32,68	21,24	1,65	53,92	272,41
К-2	10,5	Система (С, Г4)	0,148	23,7	33,41	27,40	1,82	60,81	144,35
		Генератори (Г1,Г2,Г3)	0,159	37,35	52,66	49,5	1,94	102,16	102,16
К-3	6,3	Система (С,Г1,Г2,Г3,Г4)	0,076	7,32	10,32	9,86	1,956	20,18	13,54

5. Вибір устаткування

5.1 Вибір устаткування напруги 110 кВ

5.1.1 Вибір вимикачів

Вимикачі вибирають по нормальному режиму, а перевіряють по аварійному. На напругу 110 кВ встановимо однотипні вимикачі, вибір здійснюємо таким чином, щоб обраний вимикач міг відключити в ланцюгу найпотужнішого приєднання в нормальному режимі та найбільший струм к.з. Для цього визначаємо ланцюг, через вимикач якого буде протікати найбільший для усіх приєднань, це значення вибираємо як розрахункове. В режимі к.з. визначаємо максимальний струм, який протікає через вимикачі кожного приєднання, і як розрахунковий беремо найбільший.

Визначаємо для усіх приєднань, А

, (5.1)

де - номінальна потужність трансформатора зв'язку (табл. 1.5), МВА;

- номінальна напруга, кВ.

294А.

, (5.2)

де - номінальна потужність генератора (табл. 1.1), МВА.

А.

, (5.3)

де - максимальний перетік потужності у нормальному режимі, МВА;

- кількість ліній електропередачі.

А.

Максимальний струм, який у режимі к.з. протікає через вимикачі визначаємо користуючись табл. 4.1.

Умова вибору

, (5.4)

.

Приймаємо всі вимикачі одного типу LTB 123 D1/B Шведської фірми АВВ. Паспортні дані вимикача зводимо у табл. 5.2.

Таблиця 5.2 - Паспортні дані вимикача

Тип вимикача	, кВ	, А	, кА	, %	, кА	, кА/с	, с	, с	Тип приводу
LTB 123 D1/B	126	3150	40	40	100	40/3	0,057	0,06	FSA1

Умови вибору виконуються

110 < 126 кВ,

294<3150 А.

Перевірка на симетричний струм відключення

Умова перевірки

, (5.5)

де - періодична складова струму к.з. (табл. 4.1), кА.

Умова перевірки виконується

32,68<40 кА.

Перевірка на відключення аперіодичної складової струму к.з.

Умова перевірки

, (5.6)

де - аперіодична складова струму к.з. (табл. 4.1), кА;

- нормований зміст аперіодичної складової (табл. 5.2), %.

кА.

Умова перевірки виконується

22,6>21,24 кА.

Перевірка на динамічну стійкість

, (5.7)

де - ударний струм к.з. (табл. 4.1), кА;

- найбільший пік сквозного струму к.з. (табл. 5.2), кА.

Умова перевірки виконується

53,92<102 кА.

Перевірка на термічну стійкість

Умова перевірки

, (5.8)

де - тепловий імпульс струму к.з. (табл. 4.1), ;

- срередньоквадратичне значення струму термічної стійкості за час його протікання (табл. 5.2), ;

- тривалість протікання струму термічної стійкості (табл. 5.2), с.

Так як <, то

, (5.9)

де - повний час відключення струму к.з., с.

, (5.10)

де - час дії релейного захисту, приймається рівним 0,1 с;

- повний час відключення вимикача (табл. 5.2), с.

с.

Таким чином

.

Умова перевірки виконується

272,41<811,2 .

Всі перевірки вимикача LTB 123 D1/B виконуються.

5.1.2 Вибір роз'єднувачів

Умова вибору

, (5.11)

.

Приймаємо роз'єднувач типу NSA123 Шведської фірми АВВ.

Паспортні дані роз'єднувача зводимо в табл. 5.3.

Таблиця 5.3 - Паспортні дані роз'єднувача

Тип роз'єднувача	, кВ	, кА	, кА	,	Тип приводу
NSA 123	110	1250-3150	50	31,5/4	Руховий/ручний

Умови вибору виконуються

110=110 кВ,

294<3150 А.

Перевірки на термічну стійкість виконується по (5.9).

.

Умови перевірки виконуються

1267,5>272,41.

Перевірка на динамічну стійкість виконується по (5.7).

Умова перевірки виконується

53,92<125 кА.

Роз'єднувач проходить усі перевірки. Приймаю для установки на ВН 110кВ роз'єднувач типу NSA 123.

5.1.3 Вибір трансформаторів струму

Умова вибору

, (5.12)

.

Трансформатор струму у ланцюгу тупикової лінії електропередачі беремо типу ТФЗМ 110Б-1 [1. с. 304, табл. 5.9]. Паспортні дані трансформатора струму зводимо в табл. 5.4.

Таблиця 5.4 - Паспортні дані трансформатора струму

Тип трансформатора	, кВ	, А	, кА/с	, кА	Варіант виконання вторинних обмоток	Клас точності	Ном-е навантаж. в класі точності, Ом
ТФЗМ 110Б-1	110	300	5	12/3	62	0,5/10р/10р	0,5	1,2

Умова вибору виконується

110=110 кВ,

102<300 А.

Перевірки на динамічну стійкість виконується по (5.7).

Умова перевірки виконується

41<62 кА.

Перевірка на термічну стійкість виконується по (5.9).

.

Умова перевірки виконується

40,32<23,85.

Перевірка на клас точності

Умова перевірки

, (5.14)

Складається таблиця приладів по [2. с. 370, рис. 4.103], які підключаються до трансформатора струму. Паспортні дані цих приладів зводемо у табл. 5.5.

Таблиця 5.5 - Паспортні дані приладів в ланцюгу ЛЕП

Прилад	Тип приладу	Навантаження фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-378	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-305	0,5		0,5
Варметр	Д-305	0,5	0,5
Лічильник активної енергії	И-676	2,5		2,5
Лічильник реактивної енергії	И-676	3		3
Всього		6,6	0,6	6,1

Опір приладів, Ом

, (5.15)

де - потужність приладів найбільш завантаженої фази (табл. 5.5), ВА;

- номінальний струм вторичної обмотки (табл. 5.5), А.

Ом.

Вторинне номінальне навантаження () ТТ в класі точності 0,5 складає 1,2 Ом. Опір контактів (), оскільки число приладів більше...