Электрические аппараты высокого напряжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор генераторов

1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

1.3 Выбор блочных трансформаторов

1.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

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

2.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

2.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

3. Расчет токов короткого замыкания

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

4.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

4.2 Выбор выключателей и разъединителей

4.3 Выбор трансформаторов тока

4.4 Выбор трансформатора напряжения

4.5 Выбор ограничителей перенапряжения

4.6 Выбор высокочастотных заградителей

4.7 Выбор конденсаторов связи

5. 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, U_н=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

1.1 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 гидрогенератора	Частота вращения об/мин	Номинальное значение	Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”	Система возбуждения	Охлаждение обмоток
		Мощность МВА	cos ц	Ток статора кА	Напряжение статора	КПД, %			Статора	Ротора
ТГВ 500-4	1500	588	0,85	17	20	98,6	0,262	БЩ	НВ	НВ
ТВВ 200-2	3000	235	0,85	8,625	15,75	98,6	0,191	ВЧ-ТН	НВ	НВР

Определяем реактивную мощность генератора:

Q_г = Р_г · tgц, (2.1)

где Рг - активная мощность генератора, МВт;

tgц - коэффициент реактивной мощности.

Q_г1=500•0,62=309,87 МВАр,

Q_г2=200•0,62=123,95 МВАр.

Определяем полную мощность генератора:

S_г=, (2.2)

S_г1==588,23 МВА,

S_г2==235,3 МВА.

1.2 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.

1.3 Выбор блочных трансформаторов

Определяем расход на собственные нужды одного генератора:

Р_сн=, (2.3)

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

Р_г - активная мощность генератора, МВт;

К_с- коэффициент спроса.

Р_сн1= =32 МВт,

Р_сн2= =12,8 МВт.

Определяем расход реактивной мощности на собственные нужды одного генератора:

Q_сн=Р_сн• tgц, (2.4)

Q_сн1=32• 0,62=19,84 МВАр,

Q_сн2=12,8• 0,62=7,9 МВАр.

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

S_{ном Б.Т.}=S_г - S_сн , (2.5)

где Sг - полная мощность генератора, МВА.

S_{ном Б.Т.}=588-37,6=550 МВА,

S_{ном Б.Т.}=235-15=220 МВА.

Определяем полную мощность собственных нужд:

S_сн=, (2.6)

S_сн1==37,6 МВА,

S_сн2==15 МВА.

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

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %
		ВН	НН	Рх.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:

S_{ном Б.Т.}=2•(S_г-S_сн), (2.7) S_{ном 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 трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %
		ВН	НН	Рх.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	11,5

1.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

S_расч1= , (2.8)

где P_г - сумма активной мощности генераторов, МВт;

Р_сн - сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд, МВт;

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

Q_г - сумма реактивных мощностей генераторов, МВАр;

Q_сн - сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд, МВАр;

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

S_расч1= =79 МВА.

Определяем расчетную нагрузку трансформаторов в режиме максимальных нагрузок:

S_расч2= , ( 2.9)

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

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

S_расч2= =247,6 МВА.

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

S_расч2= =271 МВА.

Определяем расчетную максимальную мощность наиболее загруженного режима:

S_т =, (2.10)

где К_п - коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора.

S_т ==193,6 МВА.

Выбираем автотрансформатора связи и заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора связи

Тип АТ	Sн, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт, Рх.х.	Напряжение КЗ, %
		ВН	СН	НН		Uк в-с	Uк в-н	Uк с-н
АОДЦТН - 167000/500/330	167	500	330	10,5	61	9,5	67	61

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

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

S_cн?S_{т сн} (2.11)

37,6 МВА?40 МВА,

15 МВА?20 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 2.5.



Таблица 2.5 - Технические данные трансформатор собственных нужд

Тип трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТРДНС - 40000/20	40	20	10,5	36	170	12,7
ТДНС - 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 трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТРДЦН-63000/330	63	330	6,3	100	230	11
ТРДНС - 40000/330	40	330	6,3	80	180	11

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

2.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

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

?W=?P_x•Т+? P_к•ф, (3.1)

где ?P_x - потери холостого хода, МВт;

Т- время эксплуатации, ч;

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

S_max - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

S_ном - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

ф - продолжительность максимальных потерь, ч.

ф=(0,124+Т_уст•10^-4)•Т, (3.2)

где Т_уст - установленная продолжительность работы энергоблока, ч.

ф=(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=?P_x•Т+? P_кв•ф-? P_кс •ф, (3.3)

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

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

S_{max с} - наибольшая нагрузка обмоток среднего напряжения, МВА;

S_{max 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:

?Р_кв =0,5(?P_{к в-с}+ -), (3.4)

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

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

К_выг - коэффициент выгоды.

К_выг=, (3.5)

где U_в - сторона высокого напряжения, кВ; U_с - сторона среднего напряжения, кВ.

К_выг==0,34.

?Р_кв =0,5(300+ - )=128,4 МВт.

?Р_кс =0,5(?P_{к в-с}+ - ), (3.6)

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

?Р_кс =0,5(300+ -)=171,6 МВт.

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

S_{max в}= S_{max с}= , (3.7)

где S_{max расч} - наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, МВА.

S_{max в}= S_{max с}= =135,5 МВА.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии:

?W_?=n•?W_блочн+?W_АТС , (3.8)

где ?W_блочн - суммарные годовые потери электроэнергии блочного трансформатора, кВт•год; ?W_АТС - суммарные годовые потери электроэнергии автотрансформатора связи, кВт•год.

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

Определяем суммарные капиталовложения вариацию:

?К =n•К_блочн+ n•К_АТС, (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+в •?W_?•10^-5, (3.10)

где Р_а - нормативные отчисления на амортизацию, %; Р_о - нормативные отчисления на обслуживание, %; в - стоимость потерь электрической энергии, кВт•год.

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

Определяем общие затраты:

?З=Р_н•?К+И, (3.11)

где Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности.

?З=0,12•4272+359,16=871,8 тыс.руб.

2.2 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):

?Р_кв =0,5(300+ - )=128,4 МВт,

?Р_кс =0,5(?P_{к в-с}+ - ).

Определяем коэффициент выгоды, по формуле (3.5):

К_выг==0,34.

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

S_{max в}= S_{max 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

Тип	Мощность S, МВА	Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”	Напряжение короткого замыкания Uк, %
			Uвн-сн	Uвн-нн	Uсн-нн
G1-G4	588	0,262	-
G5-G9	235	0,191
T1-Т2	1000	-	14,5
T3,Т5	630	-	11,5
T4	250	-	11
AT1-AT2	167	-	9,5	67	61

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 U_б=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

x₂₁=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 значения	Е
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - Eґґ* ,В	1.13
Значение периодической составляющей в начальный момент времени - ,кА	37,5
Ударный коэффициент -	1,97
Значение ударного тока - ,кА	104,5
Номинальная мощность источника -	588
Номинальный ток источника питания - ,кА	5,85
Значение коэффициента -	0,8
Значение периодической составляющей в момент времени - ,кА	30
Значение экспоненты -	0,866
Значение апериодической составляющей в момент времени - ,кА	46

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

4.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

Определяем ток нормального режима без перегрузок:

I_норм= , (5.1)

где P_max- максимальная нагрузка цепи, кВт;

U_ном- номинальное напряжение линии, кВ;

n_л- число отходящих линий.

I_норм==402,2 А.

Определяем максимальный ток послеаварийного, ремонтного режима:

I_max=I_норм , (5.2)

I_max=402,2=502,75 А

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока:

, (5.3)

где j_э - нормированная плотность тока.

=402,2.

Сечение, округляется до ближайшего стандартного значения, выбираем провод АС- 400/64, q = 400 ммІ, d = 27,7 мм, I_доп= 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;

r_экв - эквивалентный радиус расщиплённых проводов, мм;

D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

D_ср =1.26 • D, (5. 7)

D_ср =1,26 • 400=504 см.

k = 1+2, (5.8.)

k = 1+2.

r_экв = , (5.9)

r_экв = .

=9,92 .

Провода не будут коронировать если:

, (5.10)

так как: ,

.

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

4.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор ведём в табличной форме

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВГУ-330Б-40/3150 У1	РНД-330/3200 У1
Uуст = 330 кВ	Uном = 330 кВ	Uном = 330 кВ
Imax = 502,2 А	Iном = 102 кА	Iном=3200 А
Iп,0 = 37,5 кА	Iоткл,н = 40 кА	-
iу = 104,5кА	iдин = 102 кА	iдин = 160 кА
Вк =502 кАІ·с	Iтер2 · tтер = 3200 кАІ·с	Iтер2 · tтер = 7938 кАІ·с
Inф=18 кА	Iоткл.ном=40 кА	-
iaф=46 кА	iа ном=22,6 кА	-

Определяем термический коэффициент тока короткого замыкания:

В_к= I_п,0²•(t_откл+Т_а), (5.1)

В_к= 37,5²•(0,05+0,307)=502 кА•с².

Определяем значение апериодической составляющей в момент времени:

i_{а ном}= , (5.2)

где в_н - содержание апериодической составляющей в момент времени, %.

i_{а ном}= =22,6 кА.

4.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформатора тока ведём в табличной форме

Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Расчётные данные	Каталожные данные ТФУМ 330А-У1
Uуст = 330 кВ	Uном = 330 кВ
Imax = 502,75 А	Iном = 1000 кА
iу = 104,5 кА	iдин = 99 кА
Вк = 502 кАІ·с	Iтер2 · tтер = 4469 кАІ·с
Sном=30 МВА	Sпр=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	Тип	Нагрузка по фазам ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-304	0,5	0,5	0,5
Варметр	Д-345	0,5	0,5	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ-И681	2,5	0,5	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	2,5	2,5
Датчик активной мощности	Е-849	1	1	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	1	1
ИТОГО:		8,5	8,5	8,5

Проверка по вторичной нагрузке

Определяем индуктивное сопротивление цепей токов:

r₂= r_приб+ r_пр+ r_кон, (5.3)

где r_приб - сопротивление приборов, Ом;

r_пр - сопротивление проводов, Ом;

r_кон- сопротивление контактов, Ом.

r₂= 0,34+30+0,1=30,44 Ом.

Определим сопротивление приборов:

r_приб = , (5.4)

где S _{приборов} - полная мощность приборов, МВА.

r_приб = = 0,34 Ом.

Определим сопротивление проводов:

r_пр= Z_2ном+r_приб+ r_конт, (5.5)

r_пр= 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 5Ч2,5 ммІ.

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

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Рпотр Вт	Qпотр ВАр
Ваттметр	Д-304	2	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-345	2	2	1	0	1	3	-
Счётчик активной энергии	САЗ-И681	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
ИТОГО	36	24,3

Определяем нагрузку всех измерительных приборов подключенных к трансформатору напряжения:

S_2?=, (5.7)

S_2?==43.4 МВА.

4.5 Выбор ограничителей перенапряжения

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

4.6 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей ведём в табличной форме:

Таблица 5.4 - Высокочастотные заградители

Расчетные данные	Каталожные данные
ВЗ - 2000 - 1,0У1
Uуст=330 кВ	Uном=330 кВ
Imax=502,75 А	Iном=2000 А
iуд104,51 кА	Iдин=102 кА
Вк=502 кА•с2	I2тер•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.

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

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

Размещено на Allbest.ru