Проектирование электрической части Южно-Украинской АЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование электрической части Южно-Украинской АЭС

1. 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.

электрический генератор трансформатор

2. Выбор основного оборудования

2.1 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.

2.2 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.

2.3 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

2.4 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.

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

2.5 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

2.6 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

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

3.1 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.

3.2 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.

4. 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. - E??* ,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

5. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

5.1 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 мм?, 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.

5.2 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 кА?·с	Iтер2 · tтер = 3200 кА?·с	Iтер2 · tтер = 7938 кА?·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.

5.3 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 кА?·с	Iтер2 · tтер = 4469 кА?·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 5?2,5 мм?.

5.4 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.

5.5 Выбор ограничителей перенапряжения

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

5.6 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей ведём в табличной форме:

Таблица 5.5- 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

5.7 Выбор конденсаторов связи

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

6. 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.

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

...