Электрические аппараты высокого напряжения

 

Содержание

Введение

. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор генераторов

1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

1.3 Выбор блочных трансформаторов

.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

2.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

. Расчет токов короткого замыкания

. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей и проверка их на действие тока короткого замыкания

.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

.2 Выбор выключателей и разъединителей

.3 Выбор трансформаторов тока

4.4 Выбор трансформатора напряжения

.5 Выбор ограничителей перенапряжения

.6 Выбор высокочастотных заградителей

4.7 Выбор конденсаторов связи

. Описание распределительного устройства

Литература

Введение

Во второй половине 40-х гг., еще до окончания работ по созданию первой атомной бомбы (ее испытание, как известно, состоялось 29 августа 1949 года), советские ученые приступили к разработке первых проектов мирного использования атомной энергии, генеральным направлением которого сразу же стала электроэнергетика.

В мае 1950 года близ поселка Обнинское Калужской области начались работы по строительству первой в мире АЭС.

Мировыми лидерами в производстве ядерной электроэнергии являются: США, Франция, Япония, Германия и Россия.

Крупнейшая АЭС в мире Касивадзаки-Карива по установленной мощности (на 2008 год) находится в Японском городе Касивадзаки префектуры Ниигата, суммарная мощность её реакторов составляет 8,212 ГВт.

Энергия, выделяемая в активной зоне реактора, передаётся теплоносителю первого контура. Далее теплоноситель поступает в теплообменник (парогенератор), где нагревает до кипения воду второго контура. Полученный при этом пар поступает в турбины, вращающие электрогенераторы. На выходе из турбин пар поступает в конденсатор, где охлаждается большим количеством воды, поступающим из водохранилища. Помимо воды, в различных реакторах в качестве теплоносителя может применяться также расплавленный натрий или газ. В случае невозможности использования большого количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода может охлаждаться в специальных охладительных башнях (градирнях), которые благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью атомной электростанции.

Существуют несколько типов реакторов: ВВЭР (Водо-Водяной Энергетический Реактор), РБМК (Реактор Большой Мощности Канального типа) и реакторы БН (реактор на Быстрых Нейтронах).

Южно-Украинская АЭС (укр. Пiвденно-Українська АЕС) - расположена на берегах Южного Буга в городе Южноукраинск Николаевской области Украины. Входит в состав Южно-Украинского энергетического комплекса, является обособленным подразделением Национальной атомной энергогенерирующей компании «Энергоатом» (НАЭК «Энергоатом»).

Строительство атомной станции состоящей из трёх энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 мощностью 1000 МВт каждый и города-спутника АЭС Южноукраинск началось весной 1975 года. В декабре 1982 года первый энергоблок был включён в энергетическую систему. В 1985 и 1989 годах были пущены в строй второй и третий энергоблоки станции. За 10 лет работы АЭС выработала свыше 100 млрд киловатт-часов электроэнергии. Установленная мощность станции в настоящее время составляет 3000 МВт.

ЮУ АЭС в течение года генерирует 17-18 млрд кВт·ч электрической энергии, которая составляет свыше 10 % производства электроэнергии в государстве и около четверти его производства на украинских атомных электростанциях. Южно-Украинская АЭС на 96% покрывает потребности в электроэнергии Николаевской, Херсонской, Одесской областей Украины и Автономной Республики Крым.

В моем курсовом проекте спроектирована электрическая часть Южно-Украинской АЭС - 3000 МВт, Uн=500/330 кВ.

В процессе проектирования я выбрал: генераторы, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд, провел выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и проверил их на действие тока короткого замыкания.

1. Выбор основного оборудования

.1 Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности, данные генераторов, заносим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Технические данные турбогенератора

Тип турбогенератора или гидрогенератораЧастота вращения об/минНоминальное значениеСверхпереходное индуктивное сопротивление, xdСистема возбужденияОхлаждение обмотокМощность МВАcos ?Ток статора кАНапряжение статораКПД, %СтатораРотораТГВ 500-415005880,85172098,60,262БЩНВНВ ТВВ 200-230002350,858,62515,7598,60,191ВЧ-ТННВНВР

Определяем реактивную мощность генератора:

г = Рг · tg?, (2.1)

где Рг - активная мощность генератора, МВт;

tg? - коэффициент реактивной мощности.

Qг1=500?0,62=309,87 МВАр,

Qг2=200?0,62=123,95 МВАр.

Определяем полную мощность генератора:

Sг=, (2.2)

Sг1==588,23 МВА,

Sг2==235,3 МВА.

.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

Рисунок 2.1- Первый вариант проектируемой электростанции

Заданием предусмотрено обеспечить выдачу максимальной мощности 3000 МВт. В этом варианте мы к каждому генератору подключаем блочный трансформатор.

Рисунок 2.2- Второй вариант проектируемой электростанции

Второй вариант отличается от первого тем, что генераторы G1 и G2, G3 и G4, G5 и G6, G8 и G9 объединяем в укрупненный блок, а также и к генератору G7 подключаем блочный трансформатор.

.3 Выбор блочных трансформаторов

Определяем расход на собственные нужды одного генератора:

Рсн=, (2.3)

где р%- активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

Рг - активная мощность генератора, МВт;

Кс- коэффициент спроса.

Рсн1= =32 МВт,

Рсн2= =12,8 МВт.

Определяем расход реактивной мощности на собственные нужды одного генератора:

Qсн=Рсн? tg?, (2.4)

Qсн1=32? 0,62=19,84 МВАр,

Qсн2=12,8? 0,62=7,9 МВАр.

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

Sном Б.Т.=Sг - Sсн , (2.5)

где Sг - полная мощность генератора, МВА.

Sном Б.Т.=588-37,6=550 МВА,

Sном Б.Т.=235-15=220 МВА.

Определяем полную мощность собственных нужд:

Sсн=, (2.6)

Sсн1==37,6 МВА,

Sсн2==15 МВА.

Выбираем силовые трансформаторы для первого варианта схемы, заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатораМощность, МВАНапряжение, кВПотери, кВтUk, %ВНННРх.х.Рк.з. ТЦ-630000/500 630 525 15,75 420 1210 14 ТДЦ-250000/330 250 347 13,8 214 605 11

Определяем мощность укрупненного блока:

ном Б.Т.=2?(Sг-Sсн), (2.7) Sном Б.Т.=2?(235.29-18.8)=432.98 МВА.

Выбираем силовые трансформаторы для второго варианта схемы заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Технические характеристики трансформатора

Тип трансформатораМощность, МВАНапряжение, кВПотери, кВтUk, %ВНННРх.х.Рк.з. ТНЦ-1000000/500 1000 525 24 570 1800 14,5 ТДЦ-250000/330 250 347 13,8 214 605 11 ТНЦ-630000/330 630 347 15,75 345 1300 11,51.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

Sрасч1= , (2.8)

где Pг - сумма активной мощности генераторов, МВт;

Рсн - сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд, МВт;

Рmin - активная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт;

Qг - сумма реактивных мощностей генераторов, МВАр;

Qсн - сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд, МВАр;

Qmin - реактивная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВАр.

Sрасч1= =79 МВА.

Определяем расчетную нагрузку трансформаторов в режиме максимальных нагрузок:

Sрасч2= , ( 2.9)

где Pmах - активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВт;

Qmax - реактивная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВАр.

Sрасч2= =247,6 МВА.

Определяем нагрузку трансформатора в аварийном режиме при отключение одного из генераторов, по формуле (2.9):

Sрасч2= =271 МВА.

Определяем расчетную максимальную мощность наиболее загруженного режима:

Sт =, (2.10)

где Кп - коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора.

Sт ==193,6 МВА.

Выбираем автотрансформатора связи и заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора связи

Тип АТ Sн, МВА Напряжение, кВПотери, кВт, Рх.х.Напряжение КЗ, % ВН СН НН Uк в-с Uк в-н Uк с-нАОДЦТН - 167000/500/33016750033010,5619,56761

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Выбираются в зависимости от мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжения статора генератора:

Scн?Sт сн (2.11)

,6 МВА?40 МВА,

МВА?20 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Технические данные трансформатор собственных нужд

Тип трансформатораМощность, МВАНапряжение, кВПотери, кВтUk, %ВНННРх.х.Рк.з.ТРДНС - 40000/20 40 20 10,5 36 170 12,7ТДНС - 16000/20 16 15,75 10,5 17 85 10

1.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Осуществляется по мощности самого большого трансформатора собственных нужд.

Выбираем резервный трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Технические данные резервных трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатораМощность, МВАНапряжение, кВПотери, кВтUk, %ВНННРх.х.Рк.з.ТРДЦН-63000/330 63 330 6,3 100 230 11ТРДНС - 40000/330 40 330 6,3 80 180 11

2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения:

?W=?Px?Т+? Pк??, (3.1)

где ?Px - потери холостого хода, МВт;

Т- время эксплуатации, ч;

?Рк - потери к.з. трансформатора, МВт;

Smax - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

Sном - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

? - продолжительность максимальных потерь, ч.

?=(0,124+Туст?10-4)?Т, (3.2)

где Туст - установленная продолжительность работы энергоблока, ч.

?=(0,124+7100-4)2?8760=6093 ч.

?W1=420?8760+1210?6093=9245088 кВт?год.

?W2=214?8760+605?6093=4729283 кВт?год.

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:

?W=?Px?Т+? Pкв??-? Pкс ??, (3.3)

где ?Ркв - удельные потери в обмотке высокого напряжения, МВт;

?Ркс - удельные потери в обмотке среднего напряжения, МВт;

Smax с - наибольшая нагрузка обмоток среднего напряжения, МВА;

Smax в - наибольшая нагрузка обмоток высокого напряжения, МВА.

?W=61?8760+128,4?6093-171,6?6093=1737726,9 кВт?год. Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения:

?Ркв =0,5(?Pк в-с+ -), (3.4)

где ?Рв-с - потери к.з. для высокого и среднего напряжения, МВт;

?Рс-н - потери к.з. для среднего и низкого напряжения, МВт;

Квыг - коэффициент выгоды.

Квыг=, (3.5)

где Uв - сторона высокого напряжения, кВ; Uс - сторона среднего напряжения, кВ.

Квыг==0,34.

?Ркв =0,5(300+ - )=128,4 МВт.

?Ркс =0,5(?Pк в-с+ - ), (3.6)

где ?Рв-н - потери к.з. для высокого и низкого напряжения, МВт.

?Ркс =0,5(300+ -)=171,6 МВт.

Определяем наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, аварийный режим не учитывать:

Smax в= Smax с= , (3.7)

где Smax расч - наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, МВА.

Smax в= Smax с= =135,5 МВА.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии:

?W?=n??Wблочн+?WАТС , (3.8)

где ?Wблочн - суммарные годовые потери электроэнергии блочного трансформатора, кВт?год; ?WАТС - суммарные годовые потери электроэнергии автотрансформатора связи, кВт?год.

?W?=((4?9245088)+(5?4729283))+(2?1737727)=64102221 кВт?год.

Определяем суммарные капиталовложения вариацию:

?К =n?Кблочн+ n?КАТС, (3.9)

где К - стоимость одного трансформатора, тыс.руб.

?К =((4?585)+(5?305,6)+2?202)=4272 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки:

И=??К+? ??W??10-5, (3.10)

где Ра - нормативные отчисления на амортизацию, %; Ро - нормативные отчисления на обслуживание, %; ? - стоимость потерь электрической энергии, кВт?год.

И=?4272?50?64102221?10-5=359,16 тыс.руб.

Определяем общие затраты:

?З=Рн??К+И, (3.11)

где Рн - нормативный коэффициент экономической эффективности.

?З=0,12?4272+359,16=871,8 тыс.руб.

.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения, по формуле (3.1):

?W1=570?8760+1800?6093=18263754 кВт?год,

?W2=214?8760+605?6093=4729283,6 кВт?год,

?W3=345?8760+1300?6093=6885859 кВт?год,

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, по формуле (3.2):

?W=61?8760+300?6093-290?6093=1737727 кВт?год.

Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения по формуле (3.3):

?Ркв =0,5(300+ - )=128,4 МВт,

?Ркс =0,5(?Pк в-с+ - ).

Определяем коэффициент выгоды, по формуле (3.5):

Квыг==0,34.

Определяем наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, по формуле (3.7):

Smax в= Smax с= =135,5 МВА.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии, по формуле (3.8):

?W?=2·18263754+2·6885859+4729283,6

+2?1737727=58503963,6 кВт?год.

Определяем суммарные капиталовложения вариацию, по формуле (3.9):

?К =2·585+2·579+305,6+2·202=3037,6 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, по формуле (3.10):

И=?3037,6 +50?58503963,6 ?10-5=255,45 тыс.руб.

Определяем общие затраты, по формуле (3.11):

?З=0,12?3037,6+255,45=619,96 тыс.руб.

Вторая схема экономичнее первой схемы проектируемой электростанции, рисунок 2.2.

3. Расчет токов короткого замыкания

Составляем расчетную схему, принимаем точки короткого замыкания

Рисунок 4.1- Расчетная схема для расчетов токов короткого замыкания

Для расчетов используем данные, приведенные в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Данные для расчета тока короткого замыкания

ТипМощность S, МВАСверхпереходное индуктивное сопротивление, xdНапряжение короткого замыкания Uк, %Uвн-снUвн-ннUсн-ннG1-G45880,262-G5-G92350,191T1-Т21000-14,5T3,Т5630-11,5T4250-11AT1-AT2167-9,56761

Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений:

Рисунок 4.2- Схема замещения электростанции

За базовое напряжение принимаем напряжение, где произошло короткое замыкание Uб=115 кВ

Определяем сопротивление генераторов:

, (4.1)

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление;

- мощность генератора, кВА.

X2,

=0,97 Ом,

.

Определяем сопротивление трансформаторов:

, (4.2)

,

,

,

,

Определяем сопротивление автотрансформатора:

, (4.3)

, (4.4)

(4.5)

где - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;

- напряжение короткого замыкания вн-сн, %;

- напряжение короткого замыкания сн-нн, %.

,

.

Значение сопротивлений не учитываем, т.к. они не обтекаются током.

Рисунок 4.3- Схема замещения электростанции

21=x22 =+x1, (4.6)

x21=x22==17,77 Ом.

, (4.7)

.

x23=x24=x7+x8,

x23=x24=7,75+4,75=12,5 Ом.

Х27=Х16+Х17,

Х27=53+0,97=53,97 Ом.

Рисунок 4.4- Схема замещения электростанции

,

.

,

.

,

.

,

.

Рисунок 4.5 - Схема замещения электростанции

Х32=Х28+Х29,

Х32=8,9+6,25=15,15 Ом.

Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

, (4.8)

где - сверхпереходное Э.Д.С. источника, кВ;

- общее сопротивление сети.

,

,

,

.

Определяем ударный ток:

, (4.9)

где - ударный коэффициент.

.

Определяем значение периодической составляющей в момент времени:

, (4.10)

где - свободное время отключение выключателя, с.

.

, (4.11)

где - коэффициент периодической составляющей.

.

Определяем отношение периодической составляющей к номинальному току источника питания:

, (4.12)

где - номинальная мощность генератора, кВА.

кА,

.

Определяем апериодическую составляющую:

, (4.13)

где e - экспонента;

- расчетное время, c;

постоянная времени затухания периодической составляющей.

.

Все расчеты заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

Расчетные значенияЕЗначение сверхпереходных Э.Д.С. - E´´* ,В1.13Значение периодической составляющей в начальный момент времени - ,кА37,5Ударный коэффициент - 1,97Значение ударного тока - ,кА104,5Номинальная мощность источника - 588Номинальный ток источника питания - ,кА5,85Значение коэффициента - 0,8Значение периодической составляющей в момент времени - ,кА30Значение экспоненты - 0,866Значение апериодической составляющей в момент времени - ,кА46

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

Определяем ток нормального режима без перегрузок:

Iнорм= , (5.1)

где Pmax- максимальная нагрузка цепи, кВт;

Uном- номинальное напряжение линии, кВ;

nл- число отходящих линий.

Iнорм==402,2 А.

Определяем максимальный ток послеаварийного, ремонтного режима:

Imax=Iнорм , (5.2)

Imax=402,2=502,75 А

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока:

, (5.3)

где jэ - нормированная плотность тока.

=402,2.

Сечение, округляется до ближайшего стандартного значения, выбираем провод АС- 400/64, q = 400 мм², d = 27,7 мм, Iдоп= 860 А.

Производим проверку выбранного сечения на нагрев по допустимому току:

, (5. 4)

где - допустимая токовая нагрузка на провод, А.

.

Производим проверку по условию короны:

Е0=30,3?m?(1+), (5.5)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r0 - радиус провода, см.

Е0=30,3?0,82?(1+)=31,17 .

Определяем напряженность электрического поля:

, (5. 6)

где U - линейное напряжение, В;

k - коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;

rэкв - эквивалентный радиус расщиплённых проводов, мм;

Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Dср =1.26 ? D, (5. 7)

Dср =1,26 ? 400=504 см.

k = 1+2, (5.8.)

k = 1+2.

rэкв = , (5.9)

rэкв = .

=9,92 .

Провода не будут коронировать если:

, (5.10)

так как: ,

.

Таким образом, провод АС-400/64 по условиям короны подходит.

.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор ведём в табличной форме

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Расчётные данныеКаталожные данныеВГУ-330Б-40/3150 У1РНД-330/3200 У1Uуст = 330 кВUном = 330 кВUном = 330 кВImax = 502,2 АIном = 102 кАIном=3200 АIп,0 = 37,5 кАIоткл,н = 40 кА-iу = 104,5кАiдин = 102 кАiдин = 160 кАВк =502 кА²·сIтер2 · tтер = 3200 кА²·сIтер2 · tтер = 7938 кА²·сIn?=18 кАIоткл.ном=40 кА-ia?=46 кАiа ном=22,6 кА-

Определяем термический коэффициент тока короткого замыкания:

Вк= Iп,02?(tоткл+Та), (5.1)

Вк= 37,52?(0,05+0,307)=502 кА?с2.

Определяем значение апериодической составляющей в момент времени:

iа ном= , (5.2)

где ?н - содержание апериодической составляющей в момент времени, %.

iа ном= =22,6 кА.

.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформатора тока ведём в табличной форме

Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Расчётные данныеКаталожные данные ТФУМ 330А-У1Uуст = 330 кВUном = 330 кВImax = 502,75 АIном = 1000 кАiу = 104,5 кАiдин = 99 кАВк = 502 кА²·сIтер2 · tтер = 4469 кА²·сSном=30 МВАSпр=8,5 МВА-Iном2=5 кА

Выбор приборов подключенных к трансформатору тока заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор ТипНагрузка по фазам ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3040,50,50,5ВарметрД-3450,50,50,5Счётчик активной энергииСАЗ-И6812,50,52,5Счётчик реактивной энергииСР4-И6762,52,52,5Датчик активной мощностиЕ-849111Датчик реактивной мощностиЕ-830111ИТОГО:8,58,58,5

Проверка по вторичной нагрузке

Определяем индуктивное сопротивление цепей токов:

r2= rприб+ rпр+ rкон, (5.3)

где rприб - сопротивление приборов, Ом;

rпр - сопротивление проводов, Ом;

rкон- сопротивление контактов, Ом.

r2= 0,34+30+0,1=30,44 Ом.

Определим сопротивление приборов:

rприб = , (5.4)

где S приборов - полная мощность приборов, МВА.

rприб = = 0,34 Ом.

Определим сопротивление проводов:

rпр= Z2ном+rприб+ rконт, (5.5)

rпр= 30+0,34+0,1=30,44 Ом.

Определим сечение проводов:

q= , (5.6)

где p - удельное сопротивление провода, Ом;

? - расчетная длина провода, м.

q== 0,16 мм2.

Принимаем кабель марки АКВВГ с жилами сечением 5×2,5 мм².

4.4 Выбор трансформатора напряжения

В цепи линии 330 кВ выбираем трансформатор напряжения НКФ- 330 -73 для которого: Uном =100/ кВ; Sном =400 ВА; класс точности - 0,5.

Выбор приборов подключенных к трансформатору напряжения заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

ПриборТипS одной обмотки ВАЧисло обмоток cos? sin?Число приборовРпотр ВтQпотр ВАрВаттметрД-304221013-ВарметрД-345221013-Счётчик активной энергииСАЗ-И681220,380,925149,7Счётчик реактивной энергииСР4-И676320,380,9251614,6Датчик активной мощностиЕ-82910-10110-Датчик реактивной мощностиЕ-83010-10110- ИТОГО3624,3Определяем нагрузку всех измерительных приборов подключенных к трансформатору напряжения:

S2?=, (5.7)

S2?==43.4 МВА.

.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения выбираем по номинальному напряжению места установки ОПН-330У1, для которого: Uуст = Uном = 330кВ.

4.6 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей ведём в табличной форме:

Таблица 5.4 - Высокочастотные заградители

Расчетные данныеКаталожные данныеВЗ - 2000 - 1,0У1Uуст=330 кВUном=330 кВImax=502,75 АIном=2000 Аiуд104,51 кАIдин=102 кАВк=502 кА?с2I2тер?tтер=1600 кА?с2

4.7 Выбор конденсаторов связи

Выбираем конденсатор для высокочастотных каналов связи, телемеханики и защиты типа СМР-166-0,014.

5. Описание распределительного устройства

На высоком напряжении 500 кВ принята схема с двумя системами шин и четыре выключателя на три цепи. На среднем напряжении 330 кВ принята схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Рабочие ячейки состоят из выключателей типа ВГУ-330Б-40/3150У1, разъединителей типа РНД-330/3200У1 и трансформаторов тока типа ТФУМ 330А-У1.

Сборные шины подвешиваются на шинных порталах железобетонных конструкций. Для защиты шин и обмоток трансформаторов от перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-330У1. Для высокочастотной связи на линии устанавливаются конденсаторы связи типа СМР-166-0,064 заградительные фильтры типа ВЗ-2000-1,0У1.

Для перемещения грузоподъёмных и ремонтных механизмов по РУ проложена асфальтированная дорога. Силовые и контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках, служащими пешеходной дорожкой.

В местах прохода людей под сборными шинами и ошиновкой натянута металлическая сетка, служащая для защиты персонала.

генератор трансформатор электростанция

Литература

1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 1980.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Чухинин А.А. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Справочник. - 1994.

Содержание Введение . Выбор основного оборудования 1.1 Выбор генераторов 1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанци

Больше работ по теме: