Проектирование электрооборудование электрической части КЭС-1500 МВт, Uн=500/220 кВ

Размещено на http://allbest.ru

Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Саратовской области

«Балаковский политехнический техникум»

специальность 140407 Электрические станции, сети и системы

Курсовой проект

пояснительная записка

тема: Проектирование электрооборудование электрической части КЭС-1500 МВт, U_н=500/220 кВ

по междисциплинарному курсу МДК 01.01 Техническое обслуживание электрооборудования электрических станций сетей и систем

Выполнил студент Колесов Н.С.

Руководитель проекта Морковкина Е.Ю.

Балаково 2014



Содержание

Введение

1. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

1.2 Выбор турбогенераторов

1.3 Выбор блочных трансформаторов

1.4 Выбор автотрансформаторов связи

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

1.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем

2.1 Первый вариант структурной схемы

2.2 Второй вариант структурной схемы

3. Расчет токов трех фазного короткого замыкания

3.1 Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

4.1 Выбор отходящих линий на напряжение 110 кВ

4.2 Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ

4.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на напряжение 110 кВ

4.4 Выбор ограничителей перенапряжения

4.5 Выбор высокочастотных заградителей

5. Описание конструкции РУ

Литература



Введение

В данном курсовом проекте рассматривается электрическая часть КЭС мощностью 380 МВт, с установкой турбогенератора 63 и 32 МВт и напряжением 220 /110 кВ.

Проектирование конденсационных электрических станций должно вестись на высоком научно-техническом уровне, с применение прогрессивного высокоэкономичного оборудования.

Конденсационная электростанция (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой -- производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно -- водяному пару. КЭС, работающую на ядерном горючем, называют атомной электростанцией (АЭС) или конденсационной АЭС (АКЭС). Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе -- в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем -- паропроводы от котла к турбине -- турбина -- конденсатор -- конденсатный и питательные насосы -- трубопроводы питательной воды -- паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС.



1. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

Рисунок 1.1.1-Первый вариант структурной схемы

В первом варианте структурной схемы проектируемой электростанции на стороне 220 и 110 кВ используется блок генератор- трансформатор, связь между РУВН и РУСН осуществляется при помощи автотрансформатора связи (АТ1)

Рисунок 1.1.2-Второй вариант структурной схемы



Во втором варианте структурной схемы проектируемой электростанции на стороне 110 кВ используются укрупненный блок, связь между РУВН и РУСН осуществляется при помощи автотрансформатора связи (АТ1)

1.2 Выбор турбогенераторов

Генераторы выбираются по заданной в задании мощности, и номинальные данные записываются в таблицу 1.1.1[2, табл. 1.1-1.2].

Принимаем генераторы ТВФ-63-2У3, ТВС-32-У3.

Таблица 1.2.1 - Технические характеристики турбогенераторов

Тип G	Частота вращения	Номинальное значение	Сверхпереходное сопротивление	Система возбуждения	Охлаждение обмотки
					КПД				Статор	Ротор
ТВФ-63-2У3	3000	78,75	7,91	10,5	98,4	0,8	0,203	КВ	КВ	НВ
ТВС-32-У3	3000	40	3,67	10,5	98,3	0,8	0,143	ТС	КВ	КВ

Расшифровка турбогенераторов:

ТВФ-63-2У3

63 - Активная мощность

Т - Турбогенератор

В - Вертикальный

Ф - Форсированный

ТВС-32-У3

32 - Активная мощность

Т - Турбогенератор

В - Вертикальный

С - Синхронный

Определим реактивную мощность на собственные нужды одного генератора:

,(1.2.1)

,(1.2.2)

=0,75,

Определим полную мощность собственных нужд:

,(1.2.3)

,

.

1.3 Выбор блочных трансформаторов

Определим расход электрической энергии на собственные нужды одного генератора:

,(1.3.1)

,

где - активная мощность трансформатора собственных нужд в % от полной мощности установки, принимаем [1, табл. 5.5];

-активная мощность генератора;

-коэффициент спроса зависит от типа станции [1, табл. 5.5].

Определим реактивную мощность на собственные нужды двух генераторов:

,(1.3.2)

[МВт],

[МВт].

Определим полную мощность собственных нужд:

, (1.3.3)

[МВА],

[МВА].

Определим мощность блочного трансформатора:

,(1.3.4)

[МВА],

[МВА].

В результате расчетов выбираем трансформаторы для 1-2 варианта структурной схемы.

Все номинальные значения выбираем из[2, табл. 3.8]



Таблица 1.3.1 - Технические характеристики блочных трансформаторов

Позиция	Тип трансформатора	, МВА	U, кВ	Потери, кВт	Uk,%	Цена руб.
			ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
Т1-4	ТД-80000/220	80	242	10,5	79	315	11	12300000
Т5-8	ТД-40000/110	40	121	10,5	85	310	11	8900000

Определим мощность укрупненного блока:

,(1.3.5)

[МВА].

Таблица 1.3.2 - Технические характеристики блочных трансформаторов

Позиция	Тип трансформатора	, МВА	U, кВ	Потери, кВт	Uk,%	Цена руб.
			ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
Т1-4	ТД-80000/220	80	242	10,5	79	315	11	12300000
Т5-6	ТДЦ-125000/110	125	121	10,5	120	400	10,5	18000000

1.4 Выбор автотрансформаторов связи

Минимальный режим:

(1.4.1)

где - сумма активной мощности генераторов;

- сумма активной мощности в трансформаторах собственных нужд;

- активная нагрузка в режиме минимальных нагрузок;

сумма реактивной мощности генераторов;

сумма реактивной мощности в трансформаторах собственных нужд;

реактивная нагрузка в режиме минимальных нагрузок;

,

,(1.4.2)

.

Максимальный режим:

,(1.4.3)

где P_max - активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок;

,(1.3.4)

,

.

Аварийный режим:

,ця(1.4.5)



.

Определим расчетную максимальную мощность наиболее загруженного режима

(1.3.5)

где - К_п коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора, с учетом 40% перегрузки;

.

В результате расчетов мы выбираем автотрансформатор связи и заносим в таблицу 1.4.1 все номинальные значения выбираем из книги [5, табл. 3.8]

Таблица 1.4.1 - Технические характеристики автотрансформаторов

Тип АТ		U, кВ	Потери			Цена, руб.
		ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АТДЦТН- 125000/220	125	230	121	10,5	65	315	11	45	28	0,4	32000000

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд выбираются в зависимости от нужд каждого генератора, при этом должно выполняться условие.

Выбираем трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 1.5.1.



Все номинальные значения выбираем из книги [5, табл. 3.5].

Таблица 1.5.1 - Технические характеристики трансформаторов собственных нужд

Тип ТСН	, кВА	U, кВ	Потери, кВт	Uk,%	, %	Цена руб.
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТМНС-6300/10	6300	10,5	6,3	8	46,5	8	0,8

1.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Выбор резервных трансформаторов собственных нужд осуществляется по самому мощному трансформатору собственных нужд, количество резервных трансформаторов собственных зависит от числа генераторов.

Выбранные резервные трансформаторы собственных нужд заносятся в таблицу

Все номинальные значения выбираем из книги [5, табл. 3.5]

Таблица 1.6.1 - Технические характеристики резервных трансформаторов собственных нужд

Тип РТСН	, МВА	U, кВ	Потери, кВт	Uk,%	, %	Цена руб.
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТМ НС-6300/10	6,3	10,5	6,3	8	46,5	8	0,8
ТРДНС-250000/110	25	115	6,3-6,3	25	120	10,5-30	0,65



2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем

2.1 Первый вариант структурной схемы

Определим потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам ВН и СН:

,(2.1.1)

где P_х - потери холостого хода (кВт);

Т- время эксплуатации (8760);

P_х - потери короткого замыкания трансформатора (кВт);

- продолжительные максимальные потери;

,

,

,(2.1.2)

где - установленная продолжительная работа энергоблока, (ч);

Определим потери автотрансформатора связи:

(2.1.3)



где - удельные потери в обмотки ВН;

- удельные потери в обмотки СН;

- наибольшая нагрузка обмотки ВН;

- наибольшая нагрузка обмотки СН;

Определим потери обмоток:

(2.1.4)

(2.1.5)

(2.1.6)

где - потери короткого замыкания В-С;

- потери короткого замыкания С-Н;

потери короткого замыкания для В-Н;

- коэффициент выгодности;

,

.

,(2.1.7)



Определим max нагрузку обмотки ВН-СН, аварийный режим не учитывается:

(2.1.8)

.

Определим сумм годовых потерь:

(2.1.9)

где W_блочн - сумма годовых потерь электроэнергии блочного трансформатора;

W_{АТС -} сумма годовых потерь электроэнергии автотрансформатора;

Определим капиталовложение вариации:

(2.1.10)

Определим годовые эксплуатационные издержки:

(2.1.11)

где P_а - нормативное отчисление амортизацию принимаем 6,4%;

P_о - нормативное отчисление на обслуживание принимаем 2%;

- стоимость потерь электроэнергии;

,[]

Определим общие затраты:

,(2.1.12)

2.2 Второй вариант структурной схемы

Определим потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам ВН и СН:

,

.

Определим потери автотрансформатора связи

Определим потери обмоток:

,

,

Определим max нагрузку обмотки В-С, аварийный режим не учитывается

.

Определим сумм годовых потерь:

Определим капиталовложение вариации

Определим годовые эксплуатационные издержки

.

Определим общие затраты

.

Для более удобного и наглядного сравнения двух вариантов структурных схем составим таблицу

Таблица 2.2.1 - Сравнение двух вариантов структурных схем

Номер схемы	Суммарные годовые потери , МВт*ч	Суммарные капиталовложения, тыс.руб.	Годовые эксплуатационные издержки И, тыс.руб.	Общие затраты , тыс.руб.
1	14604310	116800000	9811200	126611200
2	8731614	117200000	9844800	23908800

Выбираем первые вариант структурной схемы, так как она является наиболее выгодной



3. Расчет токов трех фазного короткого замыкания

Расчетная схема электроустановки

Исходные данные:

Генераторы

SномG1-G5 = 78,75 МВА; Xd" = 0,203

SномG5-G8 = 40 МВА; Xd" = 0,143

Трансформаторы:

SномТ1-4 = 80 МВА; Uk = 11%

SномТ5-8 = 40 МВА; Uk = 11%

Автотрансформаторы:

SномАТ1= 125 МВА; Uk в-н = 11%; Uk с-н = 45%; Uk в-с = 28%.

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



Схема замещения

Расчет токов короткого замыкания:

Сопротивление трансформаторов

(3.1)

где U_б² - базисное напряжение, принимается равным 115 кВ

S_ном - номинальная мощность блочного трансформатора

Х₁ = Х₂ = Х₃ = Х₄ = ,

Х₁₂ = Х₁₃ = Х₁₄ = Х₁₅ =.

Сопротивление генераторов

(3.2)

Х₅ = Х₆ = Х₇ = Х₈ = ,

Х₁₆ = Х₁₇ = Х₁₈ = Х₁₉ = .

Сопротивление автотрансформаторов

,

,

,

.

Свернем схемы относительно точки кз

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Путем преобразования получим упрощенный вид схемы замещения



Определим результирующие сопротивление

,

,

Определим начальное действ значение периодической составляющей тока 3ех фазного К.З.

, (3.3)

где Е_*^// - сверхпереходное Э.Д.С. источника,

принимаем 1,08 [4, табл. 2.2]

.

Определим ударный ток К.З.

, (3.4)

где к_уд - ударный коэффициент.

Принимаем . [4, табл. 2.6].

.

Определим апериодический составляющий ток К.З.

, (3.5)

где Т_а - постоянная времени затухания периодической составляющей [5, табл. 2.8]

Принимаем постоянную времени ;

Выберем марку выключателя:

145PM-63

где - собственное время отключения выключателя [4, табл. 5.2] Принимаем ;

Собственное время включения

.

Определим номинальный ток источника питания:

, (3.6)

где n - число генераторов;

.

Определим отношение периодической составляющей к номинальному току источника питания:

,

Определим значение периодической составляющей для момента :

, (3.7)

где - коэффициент периодической составляющей. Принимается по диаграмме [1, табл. 2.4]

.

Все расчеты необходимо занести в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

Расчетные значения	Е
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - Eґґ* ,В	4,32
Значение периодической составляющей в начальный момент времени ,кА	26,1
Ударный коэффициент -	1,608
Значение ударного тока - ,кА	59,2
Номинальная мощность источника -	40
Номинальный ток источника питания - ,кА	32,63
Значение коэффициента -	0,4
Значение периодической составляющей в момент времени - ,кА	10,44
Значение апериодической составляющей в момент времени - ,кА	6,4



4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

4.1 Выбор отходящих линий на напряжение 110 кВ

Токоведущие части цепи выполняются гибкими проводами

Определим ток нормального режима без перегрузок:

,(4.1.1)

где S_ном - номинальная нагрузка цепи линии, МВт;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ;

N_л - число отходящих линий;

.

Определим максимальный ток послеаварийного, ремонтного режима

,(4.1.2)

где I_норм - ток нормального режима, А

.

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока

,(4.1.3)

где j_экв - нормирования плотность тока, [2, табл. 3.4]



После определения сечения провода необходимо заполнить таблицу

Таблица 4.1.1 - Основные характеристики провода

Марка провода	Наружный диаметр провода, мм	Токовая нагрузка, А
		Вне помещения	Внутри помещения
АС 4х120/19	15,2	390	313

Произведем проверку выбранного сечения на нагрев:

,

,

.

Произведем проверку по условию короны:

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля,

,(4.1.4)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

r₀ - радиус провода, см;

.

Определим значение напряженности электрического поля около не расщепленного провода:

,(4.1.5)

где U_л -линейное напряжение, кВ;

D_ср - Среднее геометрическое расстояние между фазами при подвешивании проводов на опоре, м;

k - коэффициент учитывающий число проводов в фазе;

Для определения значения k и r_экв выбирается из [4, табл. 3.6]

(4.1.6)

(4.1.7)

(4.1.8)

Провода не будут коронировать, если будет выполняться условие:

,

,

.

Произведем проверку на схлестывание так как не выполняется условие :

.

Определим усилие длительного протекания тока двухфазного кз:

,(4.1.9)



Определим силу тяжести одного метра токопровода с учетом внутри фазных распоров:

, (4.1.10)

где m - масса одного метра токопровода [кг];

n - число расщепленных проводов;

Определим отношения:

, (4.1.11)

t_э - эквивалентная по импульсу время действия быстродействующей защиты;

, (4.1.12)

,

t_з - действительная выдержки времени защиты от токов короткого замыкания принимаем равной 0,1[с];

h - максимальная расчетная стрела провеса, принимаем 2,5 [м];

Определим отношение f/g:

,



Затем по диаграмме в зависимости от полученных значений определяют отклонения провода b, принимаем его равным 1,25и затем сравнивают с максимально допустимым

, (4.1.12)

где d - диаметр токопровода;

а_доп - наименьшее допустимое расстояние между соседними фазами в момент наибольшего сближения, для напряжения 110кВ принимаем 0,45м;

,

Схлестывание не произойдет, если будет выполняться условие:

,

.

Схлестывание не произойдет так как выполняется условие

4.2 Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ

Выбор выключателей и разъединителей производиться в табличной форме. Все номинальные значения выбираются из [1, табл. 4.5 и табл. 4.1.]

Выберем выключатель и разъединитель в цепи со следующими данными:

= 26,1 кА, i_уд = 59,2 кА, U = 110 кВ,

, Т_а = 0,02с,

Значения нормального тока и максимального тока принимаем равными прежним значениям, т.е. I_норм = 280,3 А, I_max = 420,45 А.



Таблица 4.2.1 - Расчетные и паспортные данные выключателя

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя 145 МР-63	Условия выбора
Uном.сети = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном ? Uном.сети
I ном.расч = 420,45 А	I ном = 3000 А	I ном ? I ном.расч
= 10,44 кА	Iном.откл = 40 кА	Iном.откл ?
= 6,4 кА	iа ном = 26,6 кА	iа ном ?
iуд = 59,2 кА	iпред.ск. = 125 кА	iуд ? iпред.ск.
= 26,1 кА	Iпред.ск. = 40 кА	Iпред.ск
Bк = 54,5 кА2с	кА2с	? Bк
Та = 0,02с	= 47 %

Произведём расчёт теплового импульса тока К.З:

[кА²с],(4.2.1)

= = 54,5 кА²с,

где = = 0,05 + 0,01 = 0,06с.

Рассчитаем номинальное допустимое значение апериодической составляющей:

i_{а ном} = [кА],(4.2.2)

i_{а ном} = = 26,6 кА.

Рассчитаем ток термической стойкости:

кА²с,

где I_терм. = 50 кА; t_терм. = 3 с.

Данный выключатель проходит по всем условиям выбора



Произведем выбор разъединителя для той же марки трансформатора и теми же данными:

Таблица

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя SGF-123	Условия выбора
Uном.сети = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном ? Uном.сети
I ном.расч = 420,45 А	I ном = 1600 А	I ном ? I ном.расч
iуд = 59,2кА	iпред.ск. = 100 кА	iуд ? iпред.ск.
Bк = 54,5 кА2с	кА2с	? Bк

где I_терм. = 50 кА; t_терм. = 3 с.

Данный разъединитель проходит по всем условиям выбора.

4.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на напряжение 110 кВ

Выбор трансформатора тока ведем в табличной форме. Все номинальные значения выбираем из [5, табл. 4.9]

Таблица 4.3.1. Расчетные и каталожные данные трансформатора тока

Расчетные данные	Данные каталога	Условия выбора
	Марка ТТ. IMB 145
Uуст= 110 кВ	Uном = 110 кВ	?Uном
Imax = 420,45 А	Iном 1 = 3000 А	?Iном1
iуд = 59,2 кА	iдин = 100 кА	?iдин
Вк = 54,5 кА2*с	I2тер•tтер = 4800 кА2*с	?I2тер•tтер
	Iном 2 = 5 А Z2ном = 2 Ом

Составим таблицу прибором, подключенных к трансформатору тока



Таблица 4.3.2.Вторичная нагрузка трансформатора тока

Название прибора	Тип прибора	Нагрузка на фазе А	Нагрузка на фазе Б	Нагрузка на фазе С
Амперметр	Pa194I	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	PS194R	0,5	--	0,5
Счётчик	СА3-U681	2,5	2,5	2,5
Варметр	PS194Q	0,5	--	0,5
Итого:	3,6	2,6	3,6

Определим индуктивное сопротивление цепей токов:

,(4.3.1)

где r_приб - сопротивление приборов, Ом;

r_пр - сопротивление проводов, Ом;

r_к - сопротивление контактов;

Определим сопротивление приборов:

, (4.3.2)

где S_приб - полная мощность приборов, МВА;

I_2н - вторичный номинальный ток прибора, А;

Определим сопротивление проводов:

,(4.3.3)

где Z_2н - номинальная допускаемая нагрузка ТА в выбранном классе точности (определяется по каталожным данным)

r_к - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при 2-3-х приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо, чтобы выполнялось следующее условие

? z_2ном[Ом],(4.3.4)

2 = 1.

Определим сечение жил контрольного кабеля:

,(4.3.5)

Провода с медными жилами (p = 0,0175 Ом*м) применятся во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанциях с агрегатами 100 МВт и более, в остальных случаях во вторичных цепях применяться провода с алюминиевыми жилами (p = 0,0283 Ом*м) принимаем равным 0,0282.

l расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока принимаем равные 100 м.

[мм²].

По условиям ПУЭ принимаем сечение равное 4 мм^1.

Данный трансформатор тока IMB 145проходит по всем условиям выбора. Выберем трансформатор напряжения для той же марки трансформатора и теми же данными:

Все номинальные значения выбираем из [5, табл. 4.13]



Таблица 4.3.3 - Номинальные данные трансформатора напряжения

Тип ТН	Класс напряжения, кВ	Номинальное напряжение обмотки, В	Предельная мощность, ВА	Класс точности
		Первичной	Основной вторичной	Дополнительной
CPA 123	110			110	600	0.5

Таблица 4.3.4. Выбор приборов подключенных к трансформатору напряжения заносим в таблицу

Название прибора	Тип прибора	Sобм., ВА	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность Qпотр., вар
							, Вт	, Вар
Вольтметр с переключением	STM8	2,5	1	1	0	1	8	--
Вольтметр	PZ194U	5	1	1	0	2	8	--
Ваттметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3	0
Счётчик активной энергии	СА3-U681	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	СP4-U676	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Частотомер	PD194f	1	1	1	0	2	1	--
Осциллограф	C1-72	15	1	--	--	2	20	0
Синхроноскоп	Э-327	10	2	1	0	1	20	-
Итого:	97	19,4

Проверим выбранный трансформатор напряжения на условие вторичной нагрузки:

[ВА].(4.3.6)



Рассчитаем нагрузку всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения СРА 123:

[ВА],(4.3.7)

100 > 98,92 [ВА].

Данный трансформатор напряжения СРА 123 проходит по всем условиям выбора.

4.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения выбирается по напряжению. При этом должно выполнятся условие.

,(4.4.1)

.

Выбор ОПН ведем в табличной форме, данные заносим в таблицу 4.4.1.

Таблица 4.4.1. - Номинальные данные ОПН

Тип ОПН	, кВ	, кВ	Класс пропускной способности
PexlimR	110	90	2



4.5 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей производим в табличной форме. Все номинальные значения выбираем из [5, табл. 4.19]

Таблица 4.5.1. - Расчетные и паспортные данные высокочастотных заградителей

Расчетные данные	Данные каталога	Условия выбора
	Марка заградителя В3-1000
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	?Uном
Imaxуст = 420,45 А	Iном = 1000 А	?Iном
iуд = 59,2	iдин = 64 кА	?iдин
Вк = 54,5	I2тер•tтер = 625 кА2*с	?I2тер•tтер



5. Описание конструкции РУ

Для распределительного устройство высокого и среднего напряжения 220/110 кВ, принимается схема две рабочие одна обходная. Рабочие ячейки состоят из выключателей типа SGF-123, разъединителей типа SGF-123, трансформатор тока типа IMB 145, и трансформатор напряжения типа CPA 122.

Связь между РУ высшего и несшего напряжения осуществляется автотрансформатором АТДЦТН-125000/220. Это позволяет значительно снизит расход энергии на обмотки автотрансформатора на нагрев её проволоки и применить провод меньшего сечения, то есть снизить расход цветного металла, уменьшить вес и габариты автотрансформатора.

Для защиты шин и обмоток трансформатора от перенапряжения устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН- PexlimR. Для высокочастотной связи на линии устанавливаются заградительные фильтры типа В3-1000. трансформатор турбогенератор электростанция



Литература

1. Неклепаев Б. Н.Крючков И. П. Электрическая часть электростанции и подстанций (Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования) М.: Энергоатомиздат, 1989

1. Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 2004.

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

3. Методические указания для выполнения курсовой работы по дисциплине: Электроснабжения электрический станций и подстанций для студентов дневной формы обучения специальности 140407 «Электрические станции, сети и системы»

4. Морковкина Е.Ю. Методические указания к расчету выбора основного оборудования, для КП.

Размещено на Allbest.ru

...