Проектирование электростанции КЭС-1000

Проектирование электростанции КЭС-1000

Содержание

1.   Введение

2.      Выбор генераторов

3.   Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

.     Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

5.      Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

.        Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений

.        Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

.        Расчёт токов короткого замыкания

9.   Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

10.    Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

.        Описание конструкции распределительного устройства

Выводы

Список литературы

1. Введение

В настоящее время электроэнергетика является наиболее устойчиво работающим комплексом белорусской экономики, а предприятия отрасли обеспечивают эффективное, надёжное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без серьёзных аварий.

В полной мере удовлетворены растущие потребности республики в электрической и тепловой энергии. Так, в нынешнем году ожидаемое потребление электроэнергии и тепла по республике увеличится соответственно на 1,5% и 6%. Адекватно возрастает выработка собственной электроэнергии, которая достигает 26,1 млрд. кВт.ч, и отпуск тепла в количестве 35,6 млн. Гкал. В 3,2 раза увеличится экспорт электроэнергии и достигает 740 млрд. кВт.ч.

Предполагается, что потребление электроэнергии в республике к 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт.ч, уровень потребления тепловой энергии составит 84 млн. Гкал. Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.

Дальнейшее развитие Белорусской энергосистемы должно осуществляться за счёт комплексного решения экономических, организационных и технических задач.

Основная цель реструктуризации в электроэнергетике заключается в создании действенного, конкурентного экономического механизма сокращения производственных затрат и в улучшении инвестиционного климата в электроэнергетике.

2. Выбор генераторов

В соответствии с заданием на курсовой проект на проектируемой КЭС-1000 необходимо установить 5 турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. Выбираем турбогенераторы типа ТВВ-200-2, технические данные заносим в таблицу 1.1.

Таблица 2.1. Технические данные турбогенераторов типа ТВВ-200-2

Турбогенераторы типа ТВВ-200-2 выполняются с непосредственным охлаждением обмоток ротора водородом и статора дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом.

. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

Мощность на проектируемой станции выдаётся на двух напряжениях: 330 кВ и 110 кВ. Нагрузка на стороне 110 кВ выдается по 4 линиям. Нагрузка каждой составляет: Pmax = 45 МВт, Pmin = 43 МВт, коэффициент мощности cosj = 0,86, время использования максимума нагрузки Тmax = 5400 ч. Вся остальная мощность выдаётся в энергосистему на стороне 330 кВ по 3 воздушным линиям.

С учётом распределения нагрузки между напряжениями намечаем следующие варианты структурных схем (рис. 3.1 и рис.3.2):

 W1           W3 W1 W4

 Т1 Т2 Т3    Т4 Т5

 АТ2 АТ1                                

3×200 МВт  2×200 МВт

Рис. 3.1 Схема выдачи мощности. Вариант 1

W1             W3                                               W1               W4

 Т1 Т2 Т3 Т4                                  Т5

 АТ2 АТ1                                

4×200 МВт  200 МВт

Рис. 3.2 Схема выдачи мощности. Вариант 2

В первом и втором варианте питание потребителей, подключенных к ОРУ - 110 кВ, осуществляется турбогенераторами, а избыток мощности через автотрансформаторы связи передаётся на ОРУ - 330 кВ. В аварийном режиме или в случае ремонта турбогенератора, питание потребителей, подключенных к ОРУ - 110 кВ, осуществляется через автотрансформатор связи.

. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

Расход на собственные нужды принимаем равным 7% от установленной мощности.

Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

 ≥ ,

где и  - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генератора; и - мощность и коэффициент мощности собственных нужд.

Для блоков с генераторами мощностью 200 МВт:

 ≥ = 235 - 16 = 219 МВ∙А.

Выбираем трансформаторы типа ТДЦ - 250000/330 и ТДЦ -250000/110.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Номинальные параметры трансформаторов

ТДЦ - трёхфазный трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжёлому режиму. Расчётная мощность определяется для трёх режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока, присоединённого к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчётной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформатора с учётом допустимой перегрузки.

Выбор автотрансформаторов связи:

 ≥

Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 1:

 ≥ ,

где и - максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на шинах 110 кВ, = 0,86;

 ≥ = 470,6 - 32,9 - 209,3 = 228,7 МВ∙А;

 ≥ ,

где - минимальная нагрузка потребителей на шинах 110 кВ;

 ≥ = 470,6 - 32,9 - 200 = 238 МВ∙А;

 ≥

 ≥ =235,29 - 16,47 - 209,3 = 9,52 МВ∙А;

 ≥ = 170 МВ∙А.

Выбираем группу из двух трёхфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.

Определяем расчётную нагрузку на АТ связи для варианта 2:

 ≥ = 235,29 - 16,47 - 209,3 = 9,52 МВ∙А;

 ≥ = 235,29 - 16,47 - 200 = 18,82 МВ∙А;

 ≥ = 0 - 0 - 209,3 = -209,3 МВ∙А;

 ≥ = 149,5 МВ∙А.

Выбираем группу из двух трёхфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.

Таблица 4.2 Номинальные параметры автотрансформаторов

АТДЦТН - трёхфазный автотрансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители, трёхобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой.

. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

З =∙К+И=min,

где = 0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности;

К - капитальные вложения на сооружения электроустановки, тыс. руб.;

И - годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

И = ,

где = 8,4% - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - потери энергии в трансформаторах, кВт∙ч; b - стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, b = 1,7∙руб/кВт·ч.

Потери энергии в блочных трансформаторах:

 = .

где и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; - максимальная нагрузка трансформатора, МВ∙А; Т - продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; - продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой [1, рис. 5.6., с. 396] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки.

При = 5400 ч → = 3900 ч.

Стоимость и потери энергии в автотрансформаторах при расчётах не учитываем.

Таблица 5.1 Капитальные затраты по вариантам

Коэффициент выгодности АТ:  = = 0,65

Потери мощности в блочных трансформаторах:

 = = 38,52∙кВт∙ч;

 = = 38,44∙кВт∙ч;

Исходя из этого приведённые затраты для первого варианта:

 тыс.руб./год.

Исходя из этого приведённые затраты для второго варианта:

 тыс.руб./год.

Определим наиболее экономичный вариант:

Так как >, то выбираем вариант 1, имеющий меньшие приведённые затраты, и используем его в дальнейших расчётах.

. Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений

Для РУ 330 кВ и РУ 110 кВ при числе присоединений 7 и более применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин. Обе рабочие системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений (линии и трансформаторы равномерно распределены между секциями, шиносоединительный выключатель включён).

Обходная система шин предназначена для замены любой вышедшей из строя рабочей шиной, а также для возможности ревизии и ремонтов выключателей без перерывов питания.

Обходные выключатели предназначены для соединения обходной системы шин с рабочими, а также ими можно заменить выключатель любого присоединения.

Достоинствами этой схемы являются надежность, гибкость, а также возможность вывода в ремонт любого выключателя в ремонт без отключения присоединений.

Однако эта схема обладает и рядом недостатков:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения.

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет РУ;

необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

Нормальная работа электростанций возможна только при надёжной работе механизмов с.н., что возможно лишь при надёжном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям первой категории. В системе с.н. применяется напряжение 6 кВ. Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ для блочных КЭС принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).

Каждая секция присоединяется к рабочему трансформатору с.н. (ТСН).

Рабочие трансформаторы с.н. (ТСН) присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов:

 = = 16,28 МВ∙А

Принимаем в качестве рабочих ТСН трансформаторы типа ТДНС-25000/35 кВ.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервным трансформатором с.н. (РТСН). Согласно ([4] п.2.5.1), если в схемах энергоблоков не установлены генераторные выключатели, то число РТСН принимается два - при трёх и более энергоблоках, и мощность РТСН принимается на ступень выше мощности ТСН. Мощность каждого РТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока ([5], п.2.8).

Один резервный трансформатор с.н. присоединяем к шинам РУ 110 кВ и принимаем трансформатор типа ТРДН-25000/110, а второй РТСН - к обмотке НН автотрансформаторов связи и принимаем трансформатор типа ТРДНС-32000/15.

Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд заносим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд

8. Расчёт токов короткого замыкания

                             340кВ               

Рис. 8.1 Электрическая схема замещения

Расчёт токов КЗ в точке К1:

Задавшись базовой мощностью Sб=1000 МВ∙А, определяем параметры схемы замещения:

Система: = 2∙= 0,91;

Линии: ; ===0,325∙190∙=0,53;

Трансформаторы и автотрансформаторы:

= ; === = 0,44; == = 0,42;

== = 0,59; == = 0;

Генераторы:

; ====== 0,81;

Путём последовательных преобразований упростим схему замещения для точки К1:

Х1-4=0,91+0,53/3=1,01;

Х11-18=0,59/2+0+0,42/2+0,81/2=0,91;

Х5-10=0,44/3+0,81/3=0,42;.

 К1

340кВ

Рис. 8.2 Результирующая схема для точки К1

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

I_по=, где - базисный ток, кА;_б== 1,7 кА.

Значения токов по ветвям:

Система: I_по== 1,13кА;

Генераторы: I_по = = 2,11 кА;

Суммарный ток КЗ в точке К1: I_по,к1 = 1,13+ 2,11 = 3,24 кА.

Из таблицы 3.8 [1] установим значения ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные тока.

Система: k_у = 1,78, i_У== = 2,84 кА;

Генераторы: k_у = 1,965, i_У = ∙2,11∙1,965 = 5,87 кА;

Суммарный ударный ток для точки К1: i_У,к1 = 2,84 + 5,87 = 8,71 кА.

Таблица 8.1 Результаты расчета токов КЗ

. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

Расчётный ток продолжительного режима в цепи блока генератор - трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора:

I_норм = I_max = 412А.

Расчётные токи КЗ принимаем по таблице 8.1. с учётом того, что все цепи на стороне 330 кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.

Выбираем по[1,Таблица П4.4., с. 630] элегазовый выключатель типа ВГУ-330Б-40/3150 и разъединитель типа РНД-330-3200.

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

 = 3,74 кА;

= = 1,2 кА;

= 0,303 < 1 => = = 1,13 кА,

где t - расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ:

t=t_c,в +0,01= 0,025 + 0,01 = 0,035 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

i_at,c=∙I_no,c∙e^-t/Ta=·1,13 ·е^-0,035/0,04=0,67 кА.

= 1,76, по кривым (1,рис.3,26) находим 98=> = 0,98∙2,11 = 2,07 кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

i_at,г =·2,11 · е^-0,035/0,26=11,09 кА._пt,к1 = 1,13 + 2,07 = 3,2 кА; i_аt,к1 = 11,09 + 0,67 = 11,75 кА.

Все расчётные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 Расчётные и каталожные данные

iat£iа,_НОМ               11,75 кА              ∙Iотк._НОМ×

×=×40×=

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения: I_норм = I_max = 412 А.

По таблице 3.3 [1] принимаем два провода в фазе марки АС-2×240/56, q_фазы = 2×240 мм², d=2×24 мм, I_доп=2∙610=1220 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами Д=450 см.

Выбранный провод на термическое действие не проверяем так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание не проводим, так как I_по<20 кА.

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряженность:

,

где m-коэффициент учитывающий шероховатость провода, принимаем напряженность вокруг провода 0,82.

= 33,42 кВ/см

Напряженность вокруг провода:

,

где k- коэффициент, учитывающий число проводов в фазе, k = 1 + 2∙ , r_экв- эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6], а- расстояние между проводами в фазе, U - линейное напряжение, кВ, D - расстояние между соседними фазами, D=450 см.

= 28,56 кВ/см.

Условие проверки: 1,07E ≤ 0,9E_o

1,07E = 1,07∙18,97 = 30,06 кВ/см ≤ 0,9E_o = 0,9∙33,42 = 30,08 кВ/см.

Таким образом, провод АС-2×240/56 по условию короны проходит.

Токоведущие части от выводов 330 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока j_э = 1,0 A/мм² (таблица 4.5 [1]).

 мм².

Выбираем по табл. П.3.3 [1] провод марки 2хАС-240/56, I_доп = 1220 А.

Проверяем провода по допустимому току: _max = 412А < I_доп = 1220 А.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание не проводим, так как I_по<20 кА.

На корону ошиновку не проверяем, так как провод 2хАС-240/56, как показано выше, не коронирует.

Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно - экранированным токопродом.Выбираем ТЭНЕ-20/7200-300 Т1 на номинальное напряжение 20 кВ,ноиінальный ток 7200А, электродинамическую стойкость главной цени 300 кА.

Проверяем токопровод.

По нагреву:ImaxIном

По динамической стойкости: iyiдин

Наибольший ток в цепи генератора:_норм = I_max = 7141 А=7141 A<Iном=7200 A=260kA<iдин=300 kA.

. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

~

Рис. 10.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

По таблице П4.5[1] выбираем трансформаторы тока наружной установки 330 кВ и 110 кВ типа ТОГ-330У1.

Таблица 10.1 Расчётные и каталожные данные

ТОГ-330У1 - трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией с первичной и вторичной обмотками, выполненными в виде звеньев; трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и три магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.

Для проверки ТА по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения рис.10.1 и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Таблица 10.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Рис. 10.2 Схема включения контрольно-измерительных приборов

Из табл. 10.2 и рис. 10.2 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Общее сопротивление приборов:

_ПРИБ = S_приб/I₂²,

где S_приб - мощность, потребляемая приборами, В∙А, I₂ - вторичный номинальный ток прибора, I₂=5 А.

r_ПРИБ = 3,5/1²=3,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

_ПР=Z_2НОМ-r_ПРИБ-r_К,

где r_К - сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов._ПР=30 -3,5-0,1=26,4 Ом.

Принимаем медный кабель, ориентировочная длина l=150 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=l_расч,

тогда сечение соединительных проводов:

q,

где l_расч - расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м, - удельное сопротивление материала провода, для медных проводов = 0,0175 Ом∙мм²/м.

= 0,099 мм².

Принимаем контрольный кабель КВВГ_нг с жилами сечением 2,5 мм².

_2,р = +0,26 + 0,1 = 0,8 Ом.

Выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-330-I-600/1.

Таблица 10.3 Расчётные и каталожные данные

Таблица 10.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Рис. 10.3 Схема включения контрольно-измерительных приборов

Из табл. 10.4 и рис. 10.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов: r_ПРИБ = 1,5/1²=0,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: r_ПР=30-1,5-0,05=29,45 Ом.

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l=l_расч, тогда сечение соединительных проводов: q= 0,089 мм².

Принимаем контрольный кабель КВВГ_нг с жилами сечением 2,5 мм².

_2,р = +0,5 + 0,05 = 1,6 Ом.

Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ 20-8000/5, установленные в цепи генератора.

Таблица 10.5 Расчётные и каталожные данные

Таблица 10.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Из табл. 10.6 и рис. 10.4 видно, что все фазы загружены равномерно.

Общее сопротивление приборов: r_ПРИБ = 16/5²=0,64 Ом. Допустимое сопротивление проводов: r_ПР=1,2-0,64-0,1=0,46 Ом. Сечение соединительных проводов: q== 1,52 мм².

Принимаем контрольный кабель КВВГ_нг с жилами сечением 2,5 мм².

Z_2,р = +0,64 + 0,1 = 1,02 Ом.

Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 330кВ.

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем на таблице 4.11[1].Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-М-330У1,

Uном=330/ кВ, S2ном=400 В*А в классе точности 0,5.

Таблица 10.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

S_{2расч =} = 55 В∙А < S_2ном = 3∙400 = 1200 В∙А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГ_нг с сечением 1,5 мм² по условию механической прочности.

Выбираем трансформаторы напряжения установленные в цепи генератора ТВВ-200 типа 3хЗНОЛ. 06-20У3 U_ном=220/√3 кВ и S_2ном=75 В∙А в классе точности 0,5.

Рис. 10.5. Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

S_{2расч =} = 55 В∙А < S_2ном = 3∙400 = 1200 В∙А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГ_нг с сечением 2,5 мм² по условию механической прочности.

. Описание конструкции распределительного устройства

РУ напряжением 330-110 кВ сооружаются открытыми, т.е. расположенными на открытом воздухе. Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского исполнения.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с ПУЭ [3].

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Большое количество конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.

Под силовыми трансформаторами предусматриваются маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления и релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системой сборных шин применяется компоновка с однорядной установкой выключателей около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4,5 м, а стрела провеса проводов - 3 м, высота опор ОРУ принята 40,7 м.

Применение ограничителей перенапряжения (ОПН) вместо разрядников типа РВМК позволяет уменьшить междуфазные напряжения, и, следовательно, уменьшить шаг ячейки ОРУ.

электростанция генератор трансформатор

Выводы

В курсовом проекте была разработана электрическая часть КЭС-1000 МВт. Выдача мощности проектируемой электростанции осуществляется на двух напряжениях: 110кВ и 330кВ. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ по трём воздушным линиям, потребители получают питание с шин 110 кВ также по четырём воздушным линиям.

При выполнении курсового проекта было разработано два варианта схем выдачи мощности, выбрано основное оборудование на электростанции. Путём технико-экономического сравнения вариантов выбран наиболее целесообразный вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты. Произвели расчёт токов короткого замыкания, по результатам которого выбрали электрические аппараты (высоковольтные выключатели, разъединители), токоведущие части (комплектные пофазно-экранированные токопроводы), измерительные трансформаторы тока и напряжения и измерительные приборы.

Данный курсовой проект является важным этапом в закреплении на практике теоретических сведений по дисциплине «Электрооборудование электрических станций и подстанций». Он подготавливает учащихся к выполнению будущего дипломного проекта.

Таким образом, при выполнении курсового проекта была достигнута главная задач

Список литературы

1. Рожков Л.Д., Козулин В.С. “Электрооборудование станций и подстанций”. Энергоатоминздат, 1987.

2. ПЭУ. Энергоатоминздат, 1986 г.

3. Нормы технологического проектирования (атомных) тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго, 1981 г.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электрических станций и п/станций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Энергоатоминздат, 1989 г.

5. Околович М.Н. - Проектирование электрических станций. Энергоатоминздат, 1982 г.