Проектирование оборудования электрической части АЭС
Характеристика технологического процесса на атомной электростанции (АЭС). Установка пяти турбогенераторов мощностью 110 МВт в электрической части АЭС. Основные варианты структурных схем проектируемой электростанции, их технико-экономическое обоснование.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.04.2014 |
| Размер файла | 1,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- 1. Введение
- 2. Характеристика технологического процесса
- 3. Выбор основного оборудования
- 3.1 Выбор генераторов
- 3.2 Составление двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции
- 3.3 Выбор числа и мощности блочных трансформаторов
- 3.3.1 Выбор блочных трансформаторов для первого варианта схем
- 3.3.2 Выбор блочных трансформаторов для второго варианта схем
- 3.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи
- 3.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
- 3.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд
- 4. Выбор главной схемы электроснабжения и схем собственных нужд
- 4.1 Выбор главной схемы
- 4.2 Выбор схемы собственных нужд
- 5. Технико-экономическое обоснование двух вариантов структурных схем
- 5.1 Технико-экономическое обоснование первого варианта структурной схемы
- 5.2 Технико-экономическое обоснование второго варианта структурной схемы
- 6. Расчет токов короткого замыкания
- 7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей и проверка их на действие токов короткого замыкания
- 7.1 Выбор отходящих линий 110 кВ
- 7.2 Выбор выключателей и разъединителей
- 7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
- 7.3.1 Выбор трансформатора тока
- 7.3.2 Выбор трансформатора напряжения
- 7.4 Выбор ограничителя перенапряжения
- 7.5 Выбор высокочастотных заградителей
- 7.6 Выбор конденсаторов связи
- 8. Описание распределительного устройства
- 9. Выбор релейной защиты
- 10. Расчет заземляющих устройств
- 11. Расчет молниезащиты
1. Введение
В данном дипломном проекте рассматривается электрическая часть атомной электростанции (АЭС) мощностью 550 МВт. На АЭС устанавливаются пять турбогенераторов мощностью 110 МВт. Номинальное напряжение ОРУ ВН=330 кВ, ОРУ СН=110 кВ.
Производство электроэнергии на АЭС неизбежно связано с образованием большого количества радионуклидов, которые, попадая в воду поверхностных и грунтовых источников, разносятся на большое расстояние, загрязняя почву, траву, сельскохозяйственные культуры, рыбу. Многие растения и живые организмы обладают избирательной способностью к поглощению и накоплению некоторых долгоживущих радионуклидов. Употребление этих продуктов сельскохозяйственными животными и человеком приводит, в конечном счете, к поступлению радионуклидов в организм человека.
В процессе эксплуатации АЭС образуются твердые, жидкие и газообразные радиоактивные отходы и среды, являющиеся источниками ионизирующих излучений. Для АЭС характерны низкоактивные (3,710-93,710-11 Бк/л) и среднеактивные (10-1010-12Бк/л) отходы. Для исключения их пагубного влияния на окружающую среду при сооружении АЭС большое внимание уделяется безопасности работы энергоблоков. Для этого в здании спецкорпуса сооружают установку спецводоочистки (СВО), работа которой основана на методе дистилляции.
Дистилляция - один из наиболее эффективных методов обработки радиоактивных вод, дающий наибольший коэффициент очистки и не требующий затраты реагентов.
Радиоактивные среды проходят очистку и переработку на установках СВО с целью возврата дистиллята в технологический цикл. Кубовый остаток (высокосолевые радиоактивные растворы) направляется в хранилище.
2. Характеристика технологического процесса
Тепловая схема каждого энергоблока АЭС двухконтурная. Первый контур - радиоактивный. Состоит из одного реактора и чётырёх циркуляционных петель охлаждения. Теплоносителем и одновременно замедлителем служит обычная вода с дозированным содержанием бора. Нагретая вода в реакторе направляется по четырём трубопроводам в парогенераторы. Давление теплоносителя первого контура поддерживается паровым компенсатором давления, подключённым к общей части контура. Второй контур - нерадиоактивный. Состоит из испарительной, водопитательной установок и одной турбоустановки с системой регенерации. Теплоноситель первого контура охлаждается в парогенераторах, отдавая тепло воде второго контура. Насыщенный пар, производимый в парогенераторах, по четырем паропроводам направляется к турбоустановке, приводящей во вращение генератор.
Реакторная установка - комплекс систем и элементов АС, предназначенный для преобразования ядерной энергии в тепловую, включающий реактор и непосредственно связанные с ним системы, необходимые для его нормальной эксплуатации, аварийного охлаждения, аварийной защиты и поддержания в нормальном состоянии, при условии выполнения требуемых вспомогательных и обеспечивающих функций другими системами станции. Границы РУ устанавливаются для каждой АС в проекте. На АС применяются реакторные установки типа ВВЭР-1000. В реакторах ВВЭР-1000 применяется бесчехловая тепловыделяющая сборка (ТВС). Бесчехловая ТВС состоит из тепловыделяющих элементов, головки и хвостовика. ТВЭЛ представляет собой трубку, заполненную таблетками из двуокиси урана и герметично уплотнённую концевыми деталями на сварке. Трубка ТВЭЛ изготовлена из циркония. Парогенератор ПГВ-1000М представляет собой однокорпусный теплообменный аппарат горизонтального типа с погруженным трубным пучком и обеспечивает производство сухого насыщенного пара из воды второго контура.
Турбина К-1000-60/1500-2 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, кинетическая энергия вращения вала которой преобразуется в электрическую энергию. Для заполнения и подпитки технологических контуров АС предусмотрена установка для приготовления обессоленной воды производительностью 260 т/ч. Очистка конденсата турбин производится блочными обессоливающими установками производительностью 3600 т/ч. Регенерационные воды химводоочистки сбрасываются на нефильтруемый штампоотвал - испаритель. Продувочные воды осветлителей предочиски сбрасываются на отдельный штампоотвал, вода из которого повторно используется для получения обессоленной воды. Радиоактивные среды первого контура, подлежащие очистке, при разной степени загрязнения по технологическому назначению проходят очистку и переработку на установках спецводоочистки СВО 1-7, с целью возврата после переработки и очистки в технологический цикл. Техническое водоснабжение АС - оборотное, с организацией водохранилища - охладителя, которое создано путём отсечения намывными дамбами мелководной части водохранилища. Их водохранилища - охладителя вода по открытому проводящему каналу поступает к блочным насосным станциям (БНС), расположенным на берегу этого канала. Для каждого из четырёх энергоблоков АС предусмотрена своя БНС с установкой в ней трёх насосов циркуляционной воды и двух насосов воды неответственных потребителей. Подача воды из циркуляционных насосов БНС к конденсаторам турбин и турбопитательных насосов осуществляется по трём стальным трубопроводам диаметром 2800 мм каждый и от насосов неответственных потребителей - по стальному трубопроводу диаметром 1200 мм. Отработанная циркуляционная вода и вода неответственных потребителей по двум закрытым железобетонным водоводам сбрасывается в открытый отводящий канал и далее в водохранилище-охладитель. Для технического водоснабжения ответственных потребителей реакторного отделения используется оборотная система, включающая в себя брызгательные бассейны и насосные станции воды ответственных потребителей.
Для восполнения безвозвратных потерь служит насосная станция подпитки водохранилища - охладителя и общестанционных потребителей расположенная в устье реки Берёзовка, впадающей в Саратовское водохранилище. Радиоактивные отходы, образующиеся во время эксплуатации АС, относятся к низко и среднеактивным отходам. Согласно проекту сбор твёрдых радиоактивных отходов, их переработка в центре по обработке отходов (ЦОО) и последующее надёжное хранением на территории АС производится в специальных хранилищах - бетонных сооружениях в течение эксплуатации АС. Жидкие радиоактивные отходы перерабатываются в твёрдые радиоактивные отходы на установке глубокого упаривания (УГУ-1-500) и на установке битумирования, с дальнейшим хранением в хранилище твёрдых радиоактивных отходов. Отработанное ядерное топливо на каждом энергоблоке согласно проекту хранится три года в бассейнах выдержки, расположенных в герметичной оболочке. После спада остаточного тепловыделения топливо отправляется на регенерацию на завод по переработке топлива.
атомная электростанция электрический турбогенератор
3. Выбор основного оборудования
3.1 Выбор генераторов
Генераторы выбираются по заданной в задании мощности, и данные генераторов заносим в таблицу 3.1
Все номинальные значения генераторов выбираем из [1, табл.2.1]
Таблица 3.1 - Технические данные турбогенераторов
|
Тип генера-тора |
Частота враще-ния, об/мин |
Номинальные значения |
Сверхпереходное сопротивление, Хd, Ом |
Система возбуждения |
Охлаждение обмоток |
Цена тыс. руб. |
||||||
|
Номиналь-ная мощность, МВА |
cos ц |
Ток статора, кА |
Напряжение статора, кВ |
КПД, % |
статора |
ротора |
||||||
|
ТВФ-110-2ЕУ3 |
3000 |
137,5 |
0,8 |
7,56 |
10,5 |
98,4 |
0,189 |
ВЧ |
350 |
|||
Определяем реактивную мощность генератора по формуле, МВар:
Qг=Рг•tgц, (3.1)
где Рг - активная мощность генератора, МВт;
tgц - тангенс угла образуемый от коэффициента мощности.
tgц=, (3.2), tgц=, Qг=110?0,75=82,5 МВар,
Определяем полную мощность генератора по формуле:
Sг=, (3.3)
Sг=
3.2 Составление двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции
Рассмотрим два варианта структурных схем.
Рисунок 3.1 - Первый вариант структурной схемы проектируемой электростанции
На стороне 330 и 110 кВ выбираем схему соединения блок трансформатор - генератор. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов связи.
Рисунок 3.2 - Второй вариант структурной схемы проектируемой электростанции
Второй вариант структурной схемы отличается от первого применением на стороне 330 кВ двух укрупненных блоков.
3.3 Выбор числа и мощности блочных трансформаторов
3.3.1 Выбор блочных трансформаторов для первого варианта схем
Определяем расход активной мощности на собственные нужды одного генератора по формуле:
Рсн=, (3.4)
где Ртсн % - активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от полной мощности установки, принимаем равным 2-3% [1, табл. 1.17]; Кс - коэффициент спроса, принимаем равным 0,7 [1, табл.1.17].
Рсн = = 2,31 МВт.
Определяем расход реактивной мощности на собственные нужды одного генератора по формуле:
Qсн=Рсн•tgц, (3.5)
где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;
Qсн= МВар.
Определяем суммарный расход мощности на собственные нужды одного генератора по формуле:
Sсн, (3.6)
Sсн== 2,8875 МВА.
Определяем полную мощность блочного трансформатора по формуле:
Sбл. тр. =Sг-Sн, (3.7)
Sбл. тр. =137,5 - 2,8875 = 134,6125 МВА.
Выбираем силовые трансформаторы для первого варианта структурной схемы [1. табл. 3.8] и [1. табл. 3.6]. Номинальные данные заносим в таблицу 3.2
Таблица 3.2 - Технические характеристики блочных трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Мощность, МВА |
Напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Uk, % |
Цена трансформатора тыс. руб |
|||
|
ВН |
НН |
Рх. х. |
Рк. з. |
|||||
|
ТДЦ (ТЦ) - 200000/330 |
200 |
347 |
10,5 |
180 |
520 |
11 |
305,6 |
|
|
ТДЦ-200000/110 |
200 |
121 |
10,5 |
170 |
550 |
10,5 |
222 |
3.3.2 Выбор блочных трансформаторов для второго варианта схем
Найдем мощность трансформатора для второго варианта схем. Определяем мощность укрупненного блока
Sн. т. = 2 (Sг-Sсн), (3.8)
Sн. т. = 2?134,6125 = 269,225 МВА.
Таблица 3.3 - Технические характеристики блочных трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Мощность, МВА |
Напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Uk, % |
Цена трансформатора тыс. руб |
|||
|
ВН |
НН |
Рх. х. |
Рк. з. |
|||||
|
ТДЦ-400000/330 |
400 |
347 |
10,5 |
300 |
790 |
11,5 |
398,5 |
|
|
ТДЦ-200000/110 |
200 |
121 |
10,5 |
170 |
550 |
10,5 |
222 |
3.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи
Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:
Sрасч.1=, (3.9)
где
- суммарная активная мощность генераторов, присоединенных к распределительному устройству, МВт;
- суммарная активная мощность, расходуемая на собственные нужды генераторов, подключенных к распределительному устройству, МВт;
- активная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт;
- суммарная реактивная мощность генераторов, присоединенных к распределительному устройству, МВАр;
- суммарная реактивная мощность, расходуемая на собственные нужды генераторов, подключенных к распределительному устройству, МВАр;
- реактивная мощность в режиме минимальных нагрузок, МВАр;
Определяем реактивную мощность в режиме минимальных нагрузок:
=• tgц, (3.10)
=210?0,75=157,5 МВАр,
Sрасч.1вн== 275,95 МВА.
Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме максимальных нагрузок:
Sрасч.2=, (3.11)
где - активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВт;
- реактивная мощность нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВАр.
Определим реактивную мощность нагрузки в режиме максимальных нагрузок:
=• tgц, (3.12)
=350?0,75=262,5 МВАр,
Sрасч.2вн==73 МВА.
Определяем полную нагрузку трансформатора в аварийном режиме:
Sрасч.3вн== 33,66 МВА,
За расчетную максимальную мощность принимаем мощность наиболее загруженного режима на стороне ВН:
Sрасч. мах1=Sрасч.3вн=275,95 МВА.
Определяем мощность автотрансформаторов связи:
Sат= , (3.14)
где Кав - коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора. Принимаем равным 1,4
Sат = =197,1 МВА.
Номинальные данные автотрансформатора [1. табл.3.8] заносим в таблицу 3.4
Таблица 3.4 - Технические характеристики автотрансформатора связи
|
Тип трансформатора |
Мощность, МВА |
Напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Uk,% |
Цена тыс. руб |
|||||||
|
ВН |
СН |
Рх. х |
Рк. з. |
ВН-СН |
ВН-НН |
СН-НН |
||||||
|
ВН-СН |
ВН-НН |
СН-НН |
||||||||||
|
АТДЦТН-200000/330/110 |
200 |
330 |
115 |
155 |
560 |
400 |
350 |
10,5 |
38 |
25 |
291 |
3.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Трансформаторы собственных нужд выбираются в зависимости от мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжения статора генератора.
При этом должно выполняться условие:
(3.15)
2,8875 МВА ? 6,3 МВА.
Номинальные данные трансформаторов собственных нужд заносим в таблицу 3.5 [1. табл. 3.4].
Таблица 3.5 - Технические характеристики трансформаторов собственных нужд
|
Тип ТСН |
Мощность, МВА |
Напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Uк, % |
|||
|
ВН |
НН |
ХХ |
КЗ |
||||
|
ТМНС-6300/10 |
6,3 |
10,5 |
6,3 |
8 |
46,5 |
8 |
3.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд
Выбор резервного трансформатора собственных нужд осуществляется по мощности самого большого трансформатора собственных нужд. Один резервный трансформатор собственных нужд присоединен к обмотке ВН автотрансформатора, а один к шине СН.
Номинальные данные резервных трансформаторах собственных нужд заносим в таблицу 3.6 [1. табл.3.4] и [1. табл.3.6].
Таблица 3.6 - Технические характеристики резервных трансформаторов собственных нужд
|
Тип РТСН |
Мощность, МВА |
Напряжение, кВ |
Потери, кВт |
Uк, % |
|||
|
ВН |
НН |
ХХ |
КЗ |
||||
|
ТМН-6300/35 |
6,3 |
35 |
6,3 |
8 |
46,5 |
7,5 |
|
|
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
6,6 |
14 |
58 |
10,5 |
4. Выбор главной схемы электроснабжения и схем собственных нужд
4.1 Выбор главной схемы
Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. Графически такие схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов.
Для открытого распределительного устройства (ОРУ) 110 кВ применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Каждое присоединение 110 кВ состоит из выключателя, трансформатора тока (ТТ) и разъединителей: линейного - ЛР, обходного - ОР, двух шинных - ШР-1, ШР-2 и заземляющих - ЗР-1, ЗР-2, ЗР-3, ЗРЛ.
Шиносоединительный выключатель нормально включен, он соединяет рабочие системы шин и обеспечивает необходимый переток мощности между ними. Фиксированное распределение присоединений повышает надежность схемы. Если повреждение на шинах устойчивое и требует ремонта оборудования, то отключившиеся присоединения запитывают от исправной системы шин. Перерыв в электроснабжении этих присоединений определяется длительностью переключений.
Принятая схема позволяет переводить присоединения с одной системы шин на другую, для планового ремонта шин, без перерыва электроснабжения потребителей. Для этого включают шинные разъединители на остающуюся в работе систему шин и отключают шинные разъединители выводимой в ремонт системы шин. Обходной выключатель (ОВ) и обходная система шин (ОСШ) служат
для возможности вывода в ремонт выключателя присоединения без перерыва питания. Для этого включают обходной и шинный разъединители (ОР и ШР)
обходного выключателя и обходной разъединитель выводимого в ремонт выключателя, затем включают ОВ, отключают выключатель присоединения и разбирают его схему.
Для ОРУ 330 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны от выключателя. Количество операций для вывода в ревизию - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят.
При ревизии любого одного выключателя или при коротком замыкании на сборных шинах все присоединения остаются в работе.
4.2 Выбор схемы собственных нужд
Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд АЭС являются частью главной схемы электрических соединений.
Общие требования к схемам собственных нужд АЭС:
а) Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надёжную работу электрической станции в целом.
б) В схемах собственных нужд при любых режимах работы на станции не должно быть таких узлов, повреждение которых могло бы привести к отключению, то есть схема электрических нужд должна быть такой же, как и основная электрическая схема.
в) Схема собственных нужд должна быть достаточно экономичной.
Приводы механизмов собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно "Нормам технологического тестирования электрических станций" электродвигатели собственных нужд принимаются в основном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их конструкции относительно просты, поэтому они надёжны в работе и несложны в обслуживании.
Напряжение питания крупных электродвигателей принимается равным 6 кВ, а для остальных электродвигателей переменного тока принимается равным 380.
Электроснабжение собственных нужд осуществляется путём отбора мощности от генераторов с помощью понижающих трансформаторов. Резервное питание электродвигателей собственных нужд осуществляется отбором мощности сети 330 кВ при соблюдении условия, что места присоединения резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего напряжения. Общестанционная нагрузка по рабочим секциям распределяется равномерно. При этом не выделяются отдельные секции и трансформаторы для питания общестанционной нагрузки.
5. Технико-экономическое обоснование двух вариантов структурных схем
5.1 Технико-экономическое обоснование первого варианта структурной схемы
Определяем потери электрической энергии в трансформаторах, подключенных к шинам высшего и среднего напряжения по формуле:
, (5.1)
где - потери холостого хода, кВт;
Т - продолжительность работы трансформатора, принимаем равную Т=8760 ч.
- расчетная нагрузка трансформаторов;
- номинальная мощность трансформаторов;
- продолжительность максимальных потерь.
, (5.2)
где - установленная продолжительность работы энергоблоков, принимаем равным 7100 ч.
ч.
а) Для трансформатора ТДЦ (ТЦ) - 200000/330
МВтч,
Для трансформаторов ТДЦ-200000/110
МВт·ч.
Определяем потери электрической энергии в автотрансформаторах связи. Расчет ведется с учетом того, что обмотка низшего напряжения не нагружена:
, (5.3)
где - удельные потери в обмотке ВН, кВт;
- удельные потери в обмотке СН, кВт.
Определяем потери в обмотках ВН и СН:
; (5.4)
, (5.5)
где , , - потери КЗ, для каждой пары обмоток;
- коэффициент выгодности.
:
, (5.6)
,
.
Определяем суммарные годовые потери электрической энергии:
, (5.7)
где n - число трансформаторов, шт.
Определяем суммарные капиталовложения в вариант:
(5.8)
где К - стоимость одного трансформатора, руб.
руб.
Определяем годовые эксплуатационные затраты:
(5.9)
где - нормативные отчисления на амортизацию. Принимаем равным 6,4%;
- нормативные отчисления на обслуживание. Принимаем равным 2 %;
- стоимость одного кВт·ч потерь электрической энергии. Принимаем равным 50 коп. /кВт·ч.
тыс. руб.
Определяем общие затраты:
, (5.10)
где - нормативный коэффициент экономической эффективности. Принимаем = 0,12.
.
5.2 Технико-экономическое обоснование второго варианта структурной схемы
Определяем потери электрической энергии в трансформаторах, подклю-ченных к шинам высшего и среднего напряжения по формуле (5.1):
Для трансформатора ТДЦ-400000/330
МВт·ч.
Определяем потери электрической энергии в автотрансформаторах связи по формуле (5.3).
Расчет ведется с учетом того, что обмотка низшего напря-жения не нагружена:
Определяем суммарные годовые потери электроэнергии по формуле (5.7):
Определяем суммарные капиталовложения в вариант по формуле (5.8):
тыс. руб.
Определяем годовые эксплотационные затраты по формуле (5.9):
тыс. руб.
Определяем общие затраты по формуле (5.10):
.
Для более удобного и наглядного сравнения двух вариантов структурных схем составим таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Сравнение двух вариантов структурных схем
|
Номер варианта структурной схемы |
Суммарные годовые потери электроэнергии ДWУ, МВт•год |
Суммарные капиталовложения УК, тыс. руб |
Годовые эксплуатационные издержки И, тыс. руб |
Общие затраты УЗ, тыс. руб |
|
|
1 |
30247,915 |
2026,4 |
185,34 |
428,51 |
|
|
2 |
27816,645 |
1601 |
148,4 |
340,52 |
Произведенные расчеты показывают, что второй вариант структурной схемы является более экономически выгоднее, чем первый вариант схемы.
6. Расчет токов короткого замыкания
Составим расчетную схему
Рисунок 6.1 - Расчетная схема электростанция
Остальные данные заносим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 - Данные для расчета токов короткого замыкания
|
Наименование |
Sном |
X''d |
Uкз % |
Е”* |
|
|
ТДЦ-400000/330 |
400 |
- |
11,5 |
- |
|
|
ТДЦ-200000/110 |
200 |
- |
10,5 |
- |
|
|
АТДЦТН-200000/330/110 |
200 |
- |
10,5; 38; 25 |
- |
|
|
ТВФ-110-2ЕУ3 |
137,5 |
0,189 |
- |
1.13 |
Составим схему замещения
Расчет ведем в именованных единицах
Рисунок 6.2 - Схема замещения выбранной схемы электростанции
За базовое напряжение принимаем напряжение на поврежденной шине Uб=115 кВ
Определяем сопротивление элементов схемы, Ом
Генератор:
, (6.1)
где - сопротивление генератора, Ом;
- мощность генератора, МВА.
.
Трансформатор:
, (6.2)
где - сопротивление трансформатора, Ом
, .
Автотрансформаторы:
(6,3)
(6,4)
(6,5)
где - напряжение короткого замыкания вн - нн, %;
- напряжение короткого замыкания вн - сн, %;
- напряжение короткого замыкания сн - нн, %.
,
,
.
,
.
Упрощаем схему
Рисунок 6.3 - Упрощенная схема замещения электростанции
, , ,
,
Рисунок 6.4 - Упрощенная схема замещения электростанции
,
,
,
,
,
,
Рисунок 6.5 - Упрощенная схема замещения электростанции
, ,
, ,
Рисунок 6.6 - Упрощенная схема замещения электростанции
,
,
,
.
,
.
Рассчитаем токи трехфазных коротких замыканий
Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания
, (6,6)
где - сверхпереходное ЭДС источника питания в номинальном режиме работы, В;
- общее сопротивление сети, Ом.
.
Определяем значение ударного тока:
, (6.7)
где kуд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к. з, Та=0,02. Определяется по таблице [2, табл.3.6].
.
Определяем значение периодической составляющей тока к. з. в момент времени :
, (6.8)
где - коэффициент периодической составляющей. Определяем по кривым. Принимаем =0,68 [2, табл.3.4].
ф= 0,01+ tсв. откл. выкл., (6.9)
где tсв. откл. выкл - собственное время отключения выключателя ВВБК-110Б-50/3150У1.
ф= 0,01+0,045=0,055 с,
.
Определяем номинальный ток источника питания:
= , (6.10)
где Sном - номинальная мощность источника питания, МВА.
= .
Определим отношение к :
.
Определяем апериодическую составляющую
, (6.11)
где e - экспонента;
- расчетное время с;
постоянная времени затухания периодической составляющей.
.
Все расчеты заносим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 - Расчетные данные токов короткого замыкания
|
Расчетные значения |
Расчетные данные |
|
|
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - Eґґ*, В |
1,13 |
|
|
Значение периодической составляющей в начальный момент времени - , кА |
6,95 |
|
|
Ударный коэффициент - |
1,608 |
|
|
Значение ударного тока - , кА |
19,36 |
|
|
Номинальная мощность источника - |
137,5 |
|
|
Номинальный ток источника питания - , кА |
0,69 |
|
|
Значение коэффициента - |
0,68 |
|
|
Значение периодической составляющей в момент времени - , кА |
5,21 |
|
|
Значение экспоненты - |
2,71 |
|
|
Значение апериодической составляющей в момент времени - , кА |
0,63 |
7. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей и проверка их на действие токов короткого замыкания
7.1 Выбор отходящих линий 110 кВ
Токоведущие части [2. табл. 5.1] в цепи линий 110 кВ выполняем гибкими проводами.
Определяем ток нормального режима (без перегрузок):
(7.1)
где Рmax - максимальная нагрузка цепи, МВт;
Uном - номинальное напряжение сети, кВ;
nл - число отходящих линий;
cos ц - коэффициент мощности системы.
Определяем максимальный ток послеаварийного режима:
Imax =Iнорм. р•, (7.2)
Imax=305,2• =396,76 А.
Выбираем сечение провода по экономической плотности тока:
qэ= , (7.3)
где jэ - нормированная плотность тока, А/см. Принимаем для алюминиевых неизолированных проводов при Тmax > 5600 часов равным 1А/мм2.
qэ= =305,2 мм2.
Сечение провода выбирается из стандартного ряда сечений проводов. Принимаем к установке расщепленные провода марки 2xАС - 240/39.
Основные характеристики выбранного провода заносим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 - Основные характеристики провода
|
Марка провода |
Наружный диаметр провода, мм |
Токовая нагрузка, А |
||
|
вне помещения |
внутри помещения |
|||
|
АС 240/39 |
21,6 |
610 |
- |
Производим проверку выбранного сечения на нагрев. Проверку производят по следующему условию:
Imax ? Iдоп, (7.4)
где Iдоп - допустимая токовая нагрузка, А.
396,76 А ? 2.610,396,76 А ? 1220.
Данное условие выполняется, следовательно, выбранное сечение прошло проверку на нагрев. Так как линия выполнена неизолированными проводами, то проверку на термическую устойчивость не производиться.
Проверка на динамическую устойчивость производится по следующему условию:
Iп,0 ? 20 кА, (7.5)
6,95 кА ? 20 кА.
Условие выполняется, следовательно, провод прошел проверку.
Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:
Ео=30,3•m• (1+ ), (7.6)
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Принимаем m=0,82;
rо - радиус провода, см
.
Напряженность электрического поля вокруг нерасщепленного провода:
, (7.7)
где U - напряжение линейное;
k - коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;
n - число отходящих линий;
r0 - радиус провода;
Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении принимаем Dср = 1,26 • D;
где D - расстояние между фазами проводов, равное 250 см.
Dср =1,26 •250 = 315 см,
кВ/см,
По таблице найдем значения и r:
, (7.8)
где - расстояние между проводами в расщепленной фазе. Принимаем а=20 [2, табл. 4.5].
,
(7.9)
Провода не будут коронировать если:
, (7.10)
так как: ,
.
Таким образом провод прошел проверку.
7.2 Выбор выключателей и разъединителей
Выбор выключателей и разъединителей ведем в табличной форме. Все номинальные значения выбираем из [1, табл. 5.5] и [1, табл. 5.2].
Таблица 7.2 - Расчетные и паспортные данные выключателя на 110 кВ
|
Расчетные данные |
Данные каталога |
Условия выбора |
|
|
ВВБК-110Б-50/3150У1 |
|||
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
? Uном |
|
|
Imax уст = 396,76 А |
Iном= 3150 А |
? Iном1 |
|
|
Iп, о= 6,95 кА |
Iпр. скв. = 50 кА |
||
|
iуд = 19,36 кА |
iдин = 128 кА |
? iдин |
|
|
Вк= 3,14 кА2•с |
I2тер•tтер = 562•3 = 9408 кА2•с |
? I2тер•tтер |
|
|
Iп,ф= 5,21 кА |
Iном. откл= 50 кА |
Iп,ф?Iном. откл |
|
|
iа,ф= 0,63 кА |
iа 24,75 кА |
Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания:
Вк= Iп,02• (tоткл+Та), (7.11)
Вк= 6,952• (0,045+0,02) =3,14 кА2•с.
Определяем номинальный ток апериодической составляющей в момент времени ф:
, (7.12), iа = 24,75 кА.
Таблица 7.3 - Расчетные и паспортные данные разъединителя на 110 кВ
|
Расчетные данные |
Данные каталога |
Условия выбора |
|
|
РДЗП-110/3150-УХЛ1 |
|||
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
?Uном |
|
|
Imax уст = 396,76 А |
Iном1= 3150 А |
?Iном1 |
|
|
iуд = 19,36 кА |
iдин = 100 кА |
?iдин |
|
|
Вк= 3,14 кА2•с |
I2тер•tтер = 402•1 = 1600 кА2•с |
?I2тер•tтер |
7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
7.3.1 Выбор трансформатора тока
Выбор трансформатора тока ведем в табличной форме. Все номинальные значения выбираем из [1, табл. 5.9].
Таблица 7.4 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока 110 кВ
|
Расчетные данные |
Данные каталога |
Условия выбора |
|
|
ТФЗМ-110Б-III |
|||
|
Uуст= 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
? Uном |
|
|
Imax= 396,76 А |
Iном 1 = 1500 А |
? Iном1 |
|
|
iуд = 6,95 кА |
Iпред. скв. = 126 кА |
? iдин |
|
|
Вк= 3,14 кА2•с |
I2тер•tтер = 682•3 = 13872 кА2•с |
? I2тер•tтер |
|
|
Z2 = 6 ВА |
Z2ном= 20 ВА |
? Z2ном |
|
|
Iном 2 = 1 А |
Таблица 7.5 - Вторичная нагрузка трансформатора тока:
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, В•А, фазы |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Варметр с двухсторонней шкалой |
Д-345 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-849 |
1 |
- |
1 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-830 |
1 |
1 |
1 |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-И681 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
|
Итого |
6 |
1,5 |
6 |
Из таблицы 7.5 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Определяем индуктивное сопротивление цепей токов:
r2= rприб+ rпр+ rк, (7.13)
где rприб - сопротивление приборов, Ом;
rпр - сопротивление проводов, Ом;
rк - сопротивление контактов, Ом.
r2= 6+13,9+0,1=20 Ом.
Определим сопротивление приборов:
rприб= , (7.14)
где Sприб - полная мощность приборов, МВА;
I2н - вторичный номинальный ток прибора, А.
rприб= = 6 Ом.
Определим сопротивление проводов:
rпр= Z2н - rприб - rк, (7.15)
где Z2н - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;
rконт - сопротивление контактов, принимаем 0,1 Ом, т.к. количество приборов больше 3.
rпр= 20 - 6 - 0,1=13,9 Ом.
Определяем сечение алюминиевых жил контрольного кабеля:
q=, (7.16)
где
p - удельное сопротивление материала провода, равное 0,0175;
? - расчетная длина кабеля, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, принимаем 100 м; т.к. трансформаторы соединены в полную звезду (Lрасч. = L).
q == 0,13 мм2.
Принимаем минимальное сечение жилы медного кабеля равным 1,5 мм2. Принимаем к установке контрольный кабель марки КВВГ с диаметром жилы 1,5 мм2 и числом жил в кабеле равным 4.
7.3.2 Выбор трансформатора напряжения
Все номинальные значения выбираем из [1, табл. 5.13].
Таблица 7.11 - Номинальные данные трансформатора напряжения
|
Тип ТН |
Класс напряжения, кВ |
Номинальное напряжение обмотки, В |
Предельная мощность, ВА |
Класс точности |
|||
|
Первичной |
Основной вторичной |
Дополнительной |
|||||
|
НКФ-110-58У1 |
110 |
100 |
400 |
0,5 |
Таблица 7.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
|
Прибор |
Тип |
Номинальная мощность одной обмотки Sном, В•А |
Число обмоток |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Рприб, Вт |
Qприб, ВАр |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
2 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Варметр |
Д-345 |
2 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-681 |
2 |
2 |
0,38 |
0,92 |
1 |
4 |
9,7 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-849 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-830 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Итого |
30 |
9,7 |
Определяем нагрузку всех измерительных приборов подключенных к трансформатору напряжения:
S?=, (7.17)
где Pприб - активная мощность всех приборов, присоединенных к трансформатору напряжения, Вт; Qприб - реактивная мощность всех приборов, присоединенных к трансформатору напряжения, Вар.
S2?==31,52 ВА.
Условие выбора трансформатора напряжения по вторичной нагрузке:
S2? ? Sном, (7.18)
где S2? - нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;
Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА.
31,52 ВА ? 400 ВА.
Таким образом, трансформатор напряжения НКФ-110-58-У1 будет работать в выбранном классе точности.
7.4 Выбор ограничителя перенапряжения
Ограничитель перенапряжения выбирается по напряжению. При этом должно выполняться условие:
Uуст ? Uном, (7.19)
110 кВ ? 110 кВ.
Выбор ОПН ведем в табличной форме, данные заносим в таблицу 7.13
Таблица 7.13 - Номинальные данные ОПН
|
Тип ОПН |
Uном, кВ |
Uнаиб. доп., кВ |
Класс взрывобезопасности |
Класс пропускной способности |
Категория по длине утечки |
|
|
ОПН-110ХЛ1 |
110 |
73 |
М1 |
3 |
IV (1120) |
7.5 Выбор высокочастотных заградителей
Выбор высокочастотных заградителей производим в табличной форме. Все номинальные значения выбираем из [1, табл.5.19]
Таблица 7.14 - Расчетные и паспортные данные ВЗ на 110 кВ
|
Расчетные данные |
Данные каталога |
Условия выбора |
|
|
ВЗ - 1250 - 0,5 У1 |
|||
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
? Uном |
|
|
Imaxуст = 396,76 А |
Iном = 1250 А |
? Iном |
|
|
iуд = 6,95 кА |
iдин = 80 кА |
? iдин |
|
|
Вк= 3,14 кА2•с |
I2тер•tтер = 31,52•1 = 992,25 кА2•с |
? I2тер•tтер |
7.6 Выбор конденсаторов связи
Выбираем конденсатор для высокочастотных каналов связи и телемеханики типа СМР - 110/ - 0,0064, по напряжению:
, (7.20)
.
8. Описание распределительного устройства
Открытое распределительное устройство 330 кВ выполнено по схеме: "Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи". Открытое распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме: "Схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин".
На ОРУ 110 кВ установлены: разъединители серии РДЗП-110/3150-УХЛ1; воздушные выключатели типа ВВБК-110Б-50/3150У1; трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-III; трансформаторы напряжения типа НКФ-110-58У1. К измерительным трансформаторам присоединены приборы, с помощью которых осуществляется контроль за электрическими параметрами. Для предотвращения грозовых и внутренних перенапряжений на ОРУ 110 кВ установлены ограничители перенапряжения ОПН-110ХЛ. Для обеспечения передачи сигналов противоаварийной автоматики, релейной защиты, телефонной связи высокой частоты по фазному проводу применены высокочастотные заградители серии ВЗ - 1250 - 0,5 У1.
9. Выбор релейной защиты
Для одновременного включения и отключения всех трех фаз выключателя как дистанционно ключом управления, так и от автоматики обмотки контакторов включения KMA - KMC и электромагнитов отключения YATA - YATC всех трех приводов соединяются в схеме управления параллельно Блок - контакты каждой фазы выключателя в цепях включения и отключения также соединяются параллельно.
Рисунок 9.1 - Схема управления выключателем с пофазным приводом.
На рисунке 9.1 показана такая схема управления с общим релейным контролем цепей и релейной блокировкой от многократных включений на короткое замыкание и контактором KMF защиты электромагнитов.
Сети 110 - 330 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью поэтому токи короткого замыкания на землю могут превышать трех фазный ток короткого замыкания и подлежит отключению с минимально возможной выдержкой времени.
Воздушные и смешанные линии должны иметь АПВ, в ряде случаев, если применяется выключатель, выполненный с пофазным управлением, применяется пофазное отключение и АПВ, что позволяет отключать только поврежденную фазу без отключения нагрузки.
Линии высокого напряжения работают с большими токами нагрузки, поэтому на транзитных линиях, которые могут перегружаться применяется дистанционная зашита. На тупиковых линиях можно обойтись токовыми защитами.
В большинстве случаев не допускается чтобы зашита срабатывала при перегрузках. Согласно ПУЭ зашита от перегрузок должна применятся в тех случаях если длительное протекание тока составляет более 20 минут зашита от перегрузки должна действовать на разгрузку оборудования разрыв транзита отключение нагрузки и только в последнюю очередь но отключение.
Линии высокого напряжения имеют значительную длину, что усложняет поиск места повреждения, поэтому линии должны оснащаться устройством определения расстояния до места повреждения средством ОМП должны оснащаться линии длинной 20 километров и больше.
Токовые и дистанционные зашиты выполняются ступенчатыми, количество ступеней не меньше трех. Во многих случаях все зашиты можно выполнить на базе одного устройства. Выход из строя одного устройства останавливает оборудование без зашиты. Поэтому линии высокого напряжения целесообразно выполнять из двух комплектов, второй комплект резервный при наличие второго комплекта можно не иметь АПВ и ОМП. Устройство зашиты высоковольтной линии должно иметь УРОВ.
Все высоковольтные линии должны быть снабжены комплектами зашит и автоматики которые выполняют следующие функции:
защита от межфазных и однофазных коротких замыканий;
пофазное или трехфазное АПВ;
защита от перегрузки;
УРОВ;
определение места повреждения;
регистрация сигналов зашиты и автоматики.
устройства зашиты должны резервироваться или дублироваться;
для линий имеющих выключатель с пофазным управлением необходимо иметь защиту от не полнофазного режима действующее на отключение своего и смежного выключателя.
Токовая отсечка применяется от межфазных и трехфазных коротких замыкании, зона действия определяется местом подключения ГПП, защита не должна действовать за её пределами.
Достоинства: быстродействие, простота в эксплуатации и высокая надежность.
Недостатки: не полное охватывание зоны действия всей длины линии, непостоянство зоны защиты из-за изменяющихся режимов работы системы.
Направленная МТЗ от трехфазных коротких замыканий. Ток срабатывания необходимо отстраивать от тока нагрузки после аварийным режимом при отключение короткого замыкания и токов возникших в неповрежденной фазе при коротком замыкании на землю.
Защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
Защита чаще всего выполняется трехступенчатой. В схемах все защиты могут быть направленными кроме последней ступени, в качестве реле направления мощности устанавливается реле типа РБМ которое будет реагировать на мощность.
В схемах защиты нулевой последовательности все ступени отстраиваются от тока замыкания на землю в фиксируемой точке, которая определяется исходя из конфигурации ЛЭП.
АПВ - значительная часть повреждений при достаточном быстром срабатывании защиты самоустраняется (схлёстывание проводов, перекрытие изоляции перенапряжение) также повреждения называются неустойчивыми электрическая дуга, возникшая в месте повреждения быстро гаснет, не успев вызвать существенное разрушение которое препятствовало бы повторному включению под напряжение, неустойчивое повреждение составляют 50-90%. Поиск места повреждения линии осуществляется путём обхода персоналом и требует длительное время, поэтому при ликвидации аварии оперативный персонал производит опробование линии путём включения её под напряжение это действие называется повторным включение. Если линия на которой произошло неустойчивое повреждение при повторном включении остаётся в работе то такое повторное включение называется усп...
Подобные документы
Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой атомной электростанции по технико-экономическим показателям. Выбор силовых трансформаторов, обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 04.08.2012Электрическая часть атомной электростанции мощностью 3000 МВт. Выбор генераторов. Обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции. Потери электрической энергии в трансформаторах. Расчет токов трехфазного короткого замыкания на шине 330 кВ.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.03.2013Выбор оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое сравнение структурных схем выдачи электроэнергии. Разработка главной схемы электрических соединений. Расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 220 МВт.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 19.03.2013Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.
курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015Разработка электрической части ТЭЦ и релейной защиты силового трансформатора. Рассмотрение вопросов выбора и расчета теплового оборудования, системы питания собственных нужд, охраны труда и расчета технико-экономических показателей электрической станции.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 09.03.2012Разработка проекта схемы выдачи мощности атомной электростанции при выборе оптимальной электрической схемы РУ повышенного напряжения. Разработка и обоснование схемы электроснабжения собственных нужд блока АЭС и режима самопуска электродвигателей блока.
курсовая работа [936,1 K], добавлен 01.12.2010Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
дипломная работа [4,2 M], добавлен 27.07.2014Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014Выбор генераторов и трансформаторов для теплоэлектроцентрали. Расчет токов короткого замыкания, определение параметров выключателей и разъединителей. Обеспечение релейной защиты оборудования электростанции. Установка контрольно-измерительных приборов.
курсовая работа [295,6 K], добавлен 09.03.2012Разработка электрической схемы электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии от электростанции, которая входит в состав энергетической системы. Технико-экономическое обоснование выбранной схемы электроснабжения и ее расчет при разных режимах.
курсовая работа [785,0 K], добавлен 17.07.2014Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013Характеристика электрической части конденсационной электростанции, мощность которой 900 МВт. Анализ основного электрооборудования, выбор схемы электроснабжения. Особенности релейной защиты, выбор генераторов, расчет токов короткого замыкания и напряжения.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 22.06.2012Выбор площадки для электростанции, её компоновки и структурной схемы электрических соединений. Выбор автотрансформаторов связи и собственных нужд. Определение показателей надежности структурных схем. Расчет токов и интеграла Джоуля для необходимых точек.
курсовая работа [6,1 M], добавлен 02.02.2012Проектирование схемы электрической станции типа ТЭЦ с одним высшим напряжением. Выбор структурной схемы проектируемой станции, нужного оборудования. Определение токов короткого замыкания. Разработка схемы электрических соединений электростанции.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.07.2014Выбор типа турбогенератора, обоснование вариантов структурной схемы электростанции. Выбор способа синхронизации генераторов и сети. Расчет релейной защиты элемента схемы станции. Защита от замыканий на землю в обмотках статора генератора и трансформатора.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.10.2015Выбор основного оборудования: генераторов и трансформаторов. Технико-экономический расчет схемы проектируемой электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей. Описание необходимой аппаратуры управления.
курсовая работа [293,5 K], добавлен 05.05.2014Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015Основные технико-экономические показатели энергоблока атомной электростанции. Разработка типового оптимизированного и информатизированного проекта двухблочной электростанции с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1300. Управление тяжелыми авариями.
реферат [20,6 K], добавлен 29.05.2015
