Электрические аппараты высокого напряжения
Содержание
Введение
. Выбор основного оборудования
1.1 Выбор генераторов
1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой
электростанции
1.3 Выбор блочных трансформаторов
.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи
.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем
проектируемой электростанции
2.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой
электростанции
.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции
. Расчет токов короткого замыкания
. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных
цепей и проверка их на действие тока короткого замыкания
.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ
.2 Выбор выключателей и разъединителей
.3 Выбор трансформаторов тока
4.4 Выбор трансформатора напряжения
.5 Выбор ограничителей перенапряжения
.6 Выбор высокочастотных заградителей
4.7 Выбор конденсаторов связи
. Описание распределительного устройства
Литература
Введение
Во второй половине 40-х гг., еще до
окончания работ по созданию первой атомной бомбы (ее испытание, как известно,
состоялось 29 августа 1949 года), советские ученые приступили к разработке
первых проектов мирного использования атомной энергии, генеральным направлением
которого сразу же стала электроэнергетика.
В мае 1950 года близ поселка
Обнинское Калужской области начались работы по строительству первой в мире АЭС.
Мировыми лидерами в производстве
ядерной электроэнергии являются: США, Франция, Япония, Германия и Россия.
Крупнейшая АЭС в мире
Касивадзаки-Карива по установленной мощности (на 2008 год) находится в Японском
городе Касивадзаки префектуры Ниигата, суммарная мощность её реакторов
составляет 8,212 ГВт.
Энергия, выделяемая в активной зоне
реактора, передаётся теплоносителю первого контура. Далее теплоноситель
поступает в теплообменник (парогенератор), где нагревает до кипения воду
второго контура. Полученный при этом пар поступает в турбины, вращающие
электрогенераторы. На выходе из турбин пар поступает в конденсатор, где охлаждается
большим количеством воды, поступающим из водохранилища. Помимо воды, в
различных реакторах в качестве теплоносителя может применяться также
расплавленный натрий или газ. В случае невозможности использования большого
количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода
может охлаждаться в специальных охладительных башнях (градирнях), которые
благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью атомной
электростанции.
Существуют несколько типов
реакторов: ВВЭР (Водо-Водяной Энергетический Реактор), РБМК (Реактор Большой
Мощности Канального типа) и реакторы БН (реактор на Быстрых Нейтронах).
Южно-Украинская АЭС (укр.
Пiвденно-Українська АЕС) - расположена на берегах Южного Буга в городе
Южноукраинск Николаевской области Украины. Входит в состав Южно-Украинского
энергетического комплекса, является обособленным подразделением Национальной
атомной энергогенерирующей компании «Энергоатом» (НАЭК «Энергоатом»).
Строительство атомной станции
состоящей из трёх энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 мощностью 1000 МВт каждый
и города-спутника АЭС Южноукраинск началось весной 1975 года. В декабре 1982
года первый энергоблок был включён в энергетическую систему. В 1985 и 1989
годах были пущены в строй второй и третий энергоблоки станции. За 10 лет работы
АЭС выработала свыше 100 млрд киловатт-часов электроэнергии. Установленная
мощность станции в настоящее время составляет 3000 МВт.
ЮУ АЭС в течение года генерирует
17-18 млрд кВт·ч электрической энергии, которая составляет свыше 10 % производства
электроэнергии в государстве и около четверти его производства на украинских
атомных электростанциях. Южно-Украинская АЭС на 96% покрывает потребности в
электроэнергии Николаевской, Херсонской, Одесской областей Украины и Автономной
Республики Крым.
В моем курсовом проекте
спроектирована электрическая часть Южно-Украинской АЭС - 3000 МВт, Uн=500/330 кВ.
В процессе проектирования я выбрал:
генераторы, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд, провел
выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и проверил их на действие
тока короткого замыкания.
1. Выбор основного оборудования
.1 Выбор генераторов
Генераторы выбираем по заданной в
задании мощности, данные генераторов, заносим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 - Технические данные
турбогенератора
Тип турбогенератора или гидрогенератора
|
Частота вращения об/мин
|
Номинальное значение
|
Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”
|
Система возбуждения
|
Охлаждение обмоток
|
|
|
Мощность МВА
|
cos φ
|
Ток статора кА
|
Напряжение статора
|
КПД, %
|
|
|
Статора
|
Ротора
|
ТГВ 500-4
|
1500
|
588
|
0,85
|
17
|
20
|
98,6
|
0,262
|
БЩ
|
НВ
|
НВ
|
ТВВ 200-2
|
3000
|
235
|
0,85
|
8,625
|
15,75
|
98,6
|
0,191
|
ВЧ-ТН
|
НВ
|
НВР
|
Определяем реактивную мощность
генератора:
г = Рг · tgφ, (2.1)
где Рг - активная
мощность генератора, МВт;
tgφ - коэффициент реактивной мощности.
Qг1=500∙0,62=309,87
МВАр,
Qг2=200∙0,62=123,95
МВАр.
Определяем полную мощность
генератора:
Sг=, (2.2)
Sг1==588,23 МВА,
Sг2==235,3 МВА.
.2 Выбор и обоснование двух
вариантов схем проектируемой электростанции
Рисунок 2.1- Первый вариант
проектируемой электростанции
Заданием предусмотрено обеспечить
выдачу максимальной мощности 3000 МВт. В этом варианте мы к каждому генератору
подключаем блочный трансформатор.
Рисунок 2.2- Второй вариант
проектируемой электростанции
Второй вариант отличается от первого
тем, что генераторы G1 и G2, G3 и G4, G5 и G6, G8 и G9 объединяем в укрупненный блок, а также и к генератору G7 подключаем блочный трансформатор.
.3 Выбор блочных трансформаторов
Определяем расход на собственные
нужды одного генератора:
Рсн=, (2.3)
где р%- активная мощность
трансформатора собственных нужд, МВт;
Рг - активная мощность
генератора, МВт;
Кс- коэффициент спроса.
Рсн1= =32 МВт,
Рсн2= =12,8 МВт.
Определяем расход реактивной
мощности на собственные нужды одного генератора:
Qсн=Рсн∙ tgφ, (2.4)
Qсн1=32∙ 0,62=19,84
МВАр,
Qсн2=12,8∙ 0,62=7,9
МВАр.
Определяем полную мощность блочного
трансформатора:
Sном Б.Т.=Sг - Sсн , (2.5)
где Sг - полная мощность генератора, МВА.
Sном Б.Т.=588-37,6=550 МВА,
Sном Б.Т.=235-15=220 МВА.
Определяем полную мощность
собственных нужд:
Sсн=, (2.6)
Sсн1==37,6 МВА,
Sсн2==15 МВА.
Выбираем силовые трансформаторы для
первого варианта схемы, заносим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 - Технические характеристики
трансформаторов
Тип трансформатора
|
Мощность, МВА
|
Напряжение, кВ
|
Потери, кВт
|
Uk,
%
|
|
|
ВН
|
НН
|
Рх.х.
|
Рк.з.
|
|
ТЦ-630000/500
|
630
|
525
|
15,75
|
420
|
1210
|
14
|
ТДЦ-250000/330
|
250
|
347
|
13,8
|
214
|
605
|
11
|
Определяем мощность укрупненного
блока:
ном Б.Т.=2∙(Sг-Sсн),
(2.7) Sном Б.Т.=2∙(235.29-18.8)=432.98
МВА.
Выбираем силовые трансформаторы для
второго варианта схемы заносим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 - Технические
характеристики трансформатора
Тип трансформатора
|
Мощность, МВА
|
Напряжение, кВ
|
Потери, кВт
|
Uk,
%
|
|
|
ВН
|
НН
|
Рх.х.
|
Рк.з.
|
|
ТНЦ-1000000/500
|
1000
|
525
|
24
|
570
|
1800
|
14,5
|
ТДЦ-250000/330
|
250
|
347
|
13,8
|
214
|
605
|
11
|
ТНЦ-630000/330
|
630
|
347
|
15,75
|
345
|
1300
|
11,5
|
1.4 Выбор числа и мощности
автотрансформаторов связи
Определяем расчетную нагрузку
трансформатора в режиме минимальных нагрузок:
Sрасч1= , (2.8)
где Pг - сумма активной
мощности генераторов, МВт;
Рсн
- сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд, МВт;
Рmin - активная мощность
местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт;
Qг - сумма реактивных
мощностей генераторов, МВАр;
Qсн - сумма реактивных
мощностей трансформаторов собственных нужд, МВАр;
Qmin - реактивная мощность
местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВАр.
Sрасч1= =79 МВА.
Определяем расчетную нагрузку
трансформаторов в режиме максимальных нагрузок:
Sрасч2= , ( 2.9)
где Pmах - активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных
нагрузок, МВт;
Qmax - реактивная мощность местной нагрузки в режиме максимальных
нагрузок, МВАр.
Sрасч2= =247,6 МВА.
Определяем нагрузку трансформатора в
аварийном режиме при отключение одного из генераторов, по формуле (2.9):
Sрасч2= =271 МВА.
Определяем расчетную максимальную
мощность наиболее загруженного режима:
Sт =, (2.10)
где Кп - коэффициент
аварийной перегрузки силового трансформатора.
Sт ==193,6 МВА.
Выбираем автотрансформатора связи и
заносим в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора
связи
Тип АТ
|
Sн,
МВА
|
Напряжение, кВ
|
Потери, кВт, Рх.х.
|
Напряжение КЗ, %
|
|
|
ВН
|
СН
|
НН
|
|
Uк в-с
|
Uк в-н
|
Uк с-н
|
АОДЦТН - 167000/500/330
|
167
|
500
|
330
|
10,5
|
61
|
9,5
|
67
|
61
|
1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Выбираются в зависимости от мощности
собственных нужд каждого энергоблока и напряжения статора генератора:
Scн≤Sт сн (2.11)
,6 МВА≤40 МВА,
МВА≤20 МВА.
Выбираем трансформатор собственных
нужд и заносим в таблицу 2.5.
Таблица 2.5 - Технические данные
трансформатор собственных нужд
Тип трансформатора
|
Мощность, МВА
|
Напряжение, кВ
|
Потери, кВт
|
Uk,
%
|
|
|
ВН
|
НН
|
Рх.х.
|
Рк.з.
|
|
ТРДНС - 40000/20
|
40
|
20
|
10,5
|
36
|
170
|
12,7
|
ТДНС - 16000/20
|
16
|
15,75
|
10,5
|
17
|
85
|
10
|
1.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд
Осуществляется по мощности самого
большого трансформатора собственных нужд.
Выбираем резервный трансформатор
собственных нужд и заносим в таблицу 2.6.
Таблица 2.6 - Технические данные
резервных трансформаторов собственных нужд
Тип трансформатора
|
Мощность, МВА
|
Напряжение, кВ
|
Потери, кВт
|
Uk,
%
|
|
|
ВН
|
НН
|
Рх.х.
|
Рк.з.
|
|
ТРДЦН-63000/330
|
63
|
330
|
6,3
|
100
|
230
|
11
|
ТРДНС - 40000/330
|
40
|
330
|
6,3
|
80
|
180
|
11
|
2. Технико-экономическое сравнение
двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции
.1 Расчет первого варианта
структурной схемы проектируемой электростанции
Определяем потери электроэнергии
трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения:
∆W=∆Px∙Т+∆ Pк∙τ, (3.1)
где ∆Px - потери холостого
хода, МВт;
Т- время эксплуатации, ч;
∆Рк - потери к.з.
трансформатора, МВт;
Smax - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;
Sном - номинальная мощность
силового трансформатора, МВА;
τ - продолжительность
максимальных потерь, ч.
τ=(0,124+Туст∙10-4)∙Т, (3.2)
где Туст - установленная
продолжительность работы энергоблока, ч.
τ=(0,124+7100-4)2∙8760=6093
ч.
∆W1=420∙8760+1210∙6093=9245088 кВт∙год.
∆W2=214∙8760+605∙6093=4729283
кВт∙год.
Определяем потери электроэнергии в
автотрансформаторе связи:
∆W=∆Px∙Т+∆ Pкв∙τ-∆ Pкс ∙τ, (3.3)
где ∆Ркв - удельные
потери в обмотке высокого напряжения, МВт;
∆Ркс - удельные
потери в обмотке среднего напряжения, МВт;
Smax с - наибольшая нагрузка
обмоток среднего напряжения, МВА;
Smax в - наибольшая нагрузка
обмоток высокого напряжения, МВА.
∆W=61∙8760+128,4∙6093-171,6∙6093=1737726,9
кВт∙год. Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения:
∆Ркв =0,5(∆Pк в-с+ -),
(3.4)
где ∆Рв-с - потери
к.з. для высокого и среднего напряжения, МВт;
∆Рс-н - потери к.з.
для среднего и низкого напряжения, МВт;
Квыг - коэффициент
выгоды.
Квыг=, (3.5)
где Uв - сторона высокого напряжения, кВ; Uс - сторона среднего напряжения, кВ.
Квыг==0,34.
∆Ркв =0,5(300+ - )=128,4 МВт.
∆Ркс =0,5(∆Pк в-с+ - ),
(3.6)
где ∆Рв-н - потери
к.з. для высокого и низкого напряжения, МВт.
∆Ркс =0,5(300+ -)=171,6 МВт.
Определяем наибольшую нагрузку
обмоток высокого и среднего напряжения, аварийный режим не учитывать:
Smax в= Smax с= ,
(3.7)
где Smax расч - наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения,
МВА.
Smax в= Smax с= =135,5
МВА.
Определяем суммарные годовые потери
электроэнергии:
∆W∑=n∙∆Wблочн+∆WАТС , (3.8)
где ∆Wблочн - суммарные годовые потери электроэнергии блочного
трансформатора, кВт∙год; ∆WАТС - суммарные годовые
потери электроэнергии автотрансформатора связи, кВт∙год.
∆W∑=((4∙9245088)+(5∙4729283))+(2∙1737727)=64102221
кВт∙год.
Определяем суммарные
капиталовложения вариацию:
∑К =n∙Кблочн+ n∙КАТС, (3.9)
где К - стоимость одного
трансформатора, тыс.руб.
∑К =((4∙585)+(5∙305,6)+2∙202)=4272
тыс.руб.
Определяем годовые эксплуатационные
издержки:
И=∙∑К+β ∙∆W∑∙10-5,
(3.10)
где Ра - нормативные
отчисления на амортизацию, %; Ро - нормативные отчисления на
обслуживание, %; β - стоимость потерь электрической энергии, кВт∙год.
И=∙4272∙50∙64102221∙10-5=359,16
тыс.руб.
Определяем общие затраты:
∑З=Рн∙∑К+И,
(3.11)
где Рн - нормативный
коэффициент экономической эффективности.
∑З=0,12∙4272+359,16=871,8
тыс.руб.
.2 Расчет второго варианта
структурной схемы проектируемой электростанции
Определяем потери электроэнергии
трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения, по формуле
(3.1):
∆W1=570∙8760+1800∙6093=18263754 кВт∙год,
∆W2=214∙8760+605∙6093=4729283,6
кВт∙год,
∆W3=345∙8760+1300∙6093=6885859 кВт∙год,
Определяем потери электроэнергии в
автотрансформаторе связи, по формуле (3.2):
∆W=61∙8760+300∙6093-290∙6093=1737727
кВт∙год.
Определяем потери в обмотках
высокого и среднего напряжения по формуле (3.3):
∆Ркв =0,5(300+ - )=128,4 МВт,
∆Ркс =0,5(∆Pк в-с+ - ).
Определяем коэффициент выгоды, по
формуле (3.5):
Квыг==0,34.
Определяем наибольшую нагрузку
обмоток высокого и среднего напряжения, по формуле (3.7):
Smax в= Smax с= =135,5
МВА.
Определяем суммарные годовые потери
электроэнергии, по формуле (3.8):
∆W∑=2·18263754+2·6885859+4729283,6
+2∙1737727=58503963,6 кВт∙год.
Определяем суммарные
капиталовложения вариацию, по формуле (3.9):
∑К
=2·585+2·579+305,6+2·202=3037,6 тыс.руб.
Определяем годовые эксплуатационные
издержки, по формуле (3.10):
И=∙3037,6 +50∙58503963,6 ∙10-5=255,45
тыс.руб.
Определяем общие затраты, по формуле
(3.11):
∑З=0,12∙3037,6+255,45=619,96
тыс.руб.
Вторая схема экономичнее первой
схемы проектируемой электростанции, рисунок 2.2.
3. Расчет токов короткого замыкания
Составляем расчетную схему,
принимаем точки короткого замыкания
Рисунок 4.1- Расчетная схема для
расчетов токов короткого замыкания
Для расчетов используем данные,
приведенные в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Данные для расчета
тока короткого замыкания
Мощность S, МВА
|
Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”
|
Напряжение короткого замыкания Uк, %
|
|
|
|
Uвн-сн
|
Uвн-нн
|
Uсн-нн
|
G1-G4
|
588
|
0,262
|
-
|
G5-G9
|
235
|
0,191
|
|
T1-Т2
|
1000
|
-
|
14,5
|
T3,Т5
|
630
|
-
|
11,5
|
T4
|
250
|
-
|
11
|
AT1-AT2
|
167
|
-
|
9,5
|
67
|
61
|
Составляем схему замещения, в
которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений:
Рисунок 4.2- Схема замещения
электростанции
За базовое напряжение принимаем
напряжение, где произошло короткое замыкание Uб=115 кВ
Определяем сопротивление
генераторов:
,
(4.1)
где - сверхпереходное индуктивное сопротивление;
-
мощность генератора, кВА.
X2,
=0,97
Ом,
.
Определяем сопротивление
трансформаторов:
,
(4.2)
,
,
,
,
Определяем сопротивление
автотрансформатора:
, (4.3)
, (4.4)
(4.5)
где - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;
-
напряжение короткого замыкания вн-сн, %;
-
напряжение короткого замыкания сн-нн, %.
,
.
Значение сопротивлений не учитываем, т.к. они не обтекаются током.
Рисунок 4.3- Схема замещения
электростанции
21=x22 =+x1, (4.6)
x21=x22==17,77
Ом.
, (4.7)
.
x23=x24=x7+x8,
x23=x24=7,75+4,75=12,5 Ом.
Х27=Х16+Х17,
Х27=53+0,97=53,97 Ом.
Рисунок 4.4- Схема замещения
электростанции
,
.
,
.
,
.
,
.
Рисунок 4.5 - Схема замещения
электростанции
Х32=Х28+Х29,
Х32=8,9+6,25=15,15 Ом.
Определяем начальное значение
периодической составляющей тока короткого замыкания:
, (4.8)
где - сверхпереходное Э.Д.С. источника, кВ;
-
общее сопротивление сети.
,
,
,
.
Определяем ударный ток:
,
(4.9)
где - ударный коэффициент.
.
Определяем значение периодической
составляющей в момент времени:
,
(4.10)
где - свободное время отключение выключателя, с.
.
,
(4.11)
где - коэффициент периодической составляющей.
.
Определяем отношение периодической
составляющей к номинальному току источника питания:
,
(4.12)
где - номинальная мощность генератора, кВА.
кА,
.
Определяем апериодическую
составляющую:
,
(4.13)
где e - экспонента;
-
расчетное время, c;
постоянная
времени затухания периодической составляющей.
.
Все расчеты заносим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Результаты расчетов
токов короткого замыкания
Расчетные значения
|
Е
|
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - E´´* ,В
|
1.13
|
Значение периодической составляющей в начальный момент времени -
,кА
|
37,5
|
Ударный коэффициент -
|
1,97
|
Значение ударного тока - ,кА
|
104,5
|
Номинальная мощность источника -
|
588
|
Номинальный ток источника питания - ,кА
|
5,85
|
Значение коэффициента -
|
0,8
|
Значение периодической составляющей в момент времени - ,кА
|
30
|
Значение экспоненты -
|
0,866
|
Значение апериодической составляющей в момент времени - ,кА
|
46
|
4. Выбор электрических аппаратов и
токоведущих частей для заданных цепей
.1 Выбор токопровода для линии 330
кВ
Определяем ток нормального режима
без перегрузок:
Iнорм= , (5.1)
где Pmax- максимальная
нагрузка цепи, кВт;
Uном- номинальное напряжение
линии, кВ;
nл- число отходящих линий.
Iнорм==402,2 А.
Определяем максимальный ток
послеаварийного, ремонтного режима:
Imax=Iнорм ,
(5.2)
Imax=402,2=502,75
А
Выбираем сечение провода по экономической
плотности тока:
,
(5.3)
где jэ - нормированная плотность тока.
=402,2.
Сечение, округляется до ближайшего
стандартного значения, выбираем провод АС- 400/64, q = 400 мм², d = 27,7 мм, Iдоп= 860 А.
Производим проверку выбранного
сечения на нагрев по допустимому току:
, (5.
4)
где - допустимая токовая нагрузка на провод, А.
.
Производим проверку по условию
короны:
Е0=30,3∙m∙(1+), (5.5)
где m - коэффициент, учитывающий
шероховатость поверхности провода;
r0 - радиус провода, см.
Е0=30,3∙0,82∙(1+)=31,17 .
Определяем напряженность
электрического поля:
, (5.
6)
где U - линейное напряжение, В;
k - коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;
rэкв - эквивалентный радиус
расщиплённых проводов, мм;
Dср - среднегеометрическое
расстояние между проводами фаз, см.
Dср =1.26 ∙ D, (5. 7)
Dср =1,26 ∙ 400=504
см.
k = 1+2,
(5.8.)
k = 1+2.
rэкв = , (5.9)
rэкв = .
=9,92 .
Провода не будут коронировать если:
,
(5.10)
так как: ,
.
Таким образом, провод АС-400/64 по
условиям короны подходит.
.2 Выбор выключателей и
разъединителей
Выбор ведём в табличной форме
Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные
данные выключателей и разъединителей
Расчётные данные
|
Каталожные данные
|
|
ВГУ-330Б-40/3150 У1
|
РНД-330/3200 У1
|
Uуст = 330 кВ
|
Uном = 330 кВ
|
Uном = 330 кВ
|
Imax = 502,2 А
|
Iном = 102 кА
|
Iном=3200 А
|
Iп,0 = 37,5 кА
|
Iоткл,н = 40 кА
|
-
|
iу = 104,5кА
|
iдин = 102 кА
|
iдин = 160 кА
|
Вк =502 кА²·с
|
Iтер2 · tтер = 3200 кА²·с
|
Iтер2 · tтер = 7938 кА²·с
|
Inτ=18 кА
|
Iоткл.ном=40 кА
|
-
|
iaτ=46 кА
|
iа ном=22,6 кА
|
-
|
Определяем термический коэффициент
тока короткого замыкания:
Вк= Iп,02∙(tоткл+Та), (5.1)
Вк= 37,52∙(0,05+0,307)=502
кА∙с2.
Определяем значение апериодической
составляющей в момент времени:
iа ном= , (5.2)
где βн - содержание
апериодической составляющей в момент времени, %.
iа ном= =22,6 кА.
.3 Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформатора тока ведём в
табличной форме
Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные
данные трансформатора тока
Расчётные данные
|
Каталожные данные ТФУМ 330А-У1
|
Uуст = 330 кВ
|
Uном = 330 кВ
|
Imax = 502,75 А
|
Iном = 1000 кА
|
iу = 104,5 кА
|
iдин = 99 кА
|
Вк = 502 кА²·с
|
Iтер2 · tтер = 4469 кА²·с
|
Sном=30 МВА
|
Sпр=8,5 МВА
|
-
|
Iном2=5 кА
|
Выбор приборов подключенных к
трансформатору тока заносим в таблицу 5.3.
Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка
трансформатора тока
Прибор
|
Тип
|
Нагрузка по фазам ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Ваттметр
|
Д-304
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Варметр
|
Д-345
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
Счётчик активной энергии
|
САЗ-И681
|
2,5
|
0,5
|
2,5
|
Счётчик реактивной энергии
|
СР4-И676
|
2,5
|
2,5
|
2,5
|
Датчик активной мощности
|
Е-849
|
1
|
1
|
1
|
Датчик реактивной мощности
|
Е-830
|
1
|
1
|
1
|
ИТОГО:
|
|
8,5
|
8,5
|
8,5
|
Проверка по вторичной нагрузке
Определяем индуктивное сопротивление
цепей токов:
r2= rприб+ rпр+ rкон, (5.3)
где rприб - сопротивление приборов, Ом;
rпр - сопротивление
проводов, Ом;
rкон- сопротивление
контактов, Ом.
r2= 0,34+30+0,1=30,44 Ом.
Определим сопротивление приборов:
rприб = , (5.4)
где S приборов - полная мощность
приборов, МВА.
rприб = = 0,34 Ом.
Определим сопротивление проводов:
rпр= Z2ном+rприб+ rконт, (5.5)
rпр= 30+0,34+0,1=30,44 Ом.
Определим сечение проводов:
q= ,
(5.6)
где p - удельное сопротивление провода,
Ом;
ℓ - расчетная длина провода,
м.
q== 0,16
мм2.
Принимаем кабель марки АКВВГ с
жилами сечением 5×2,5 мм².
4.4 Выбор трансформатора напряжения
В цепи линии 330 кВ выбираем
трансформатор напряжения НКФ- 330 -73 для которого: Uном =100/ кВ; Sном =400 ВА; класс точности - 0,5.
Выбор приборов подключенных к
трансформатору напряжения заносим в таблицу 5.4.
Таблица 5.4 - Вторичная нагрузка
трансформатора напряжения
Прибор
|
Тип
|
S одной
обмотки ВА
|
Число обмоток
|
cosφ
|
sinφ
|
Число приборов
|
Рпотр Вт
|
Qпотр
ВАр
|
Ваттметр
|
Д-304
|
2
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Варметр
|
Д-345
|
2
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
Счётчик активной энергии
|
САЗ-И681
|
2
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
4
|
9,7
|
Счётчик реактивной энергии
|
СР4-И676
|
3
|
2
|
0,38
|
0,925
|
1
|
6
|
14,6
|
Датчик активной мощности
|
Е-829
|
-
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
Датчик реактивной мощности
|
Е-830
|
10
|
-
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
ИТОГО
|
36
|
24,3
|
Определяем нагрузку всех
измерительных приборов подключенных к трансформатору напряжения:
S2∑=, (5.7)
S2∑==43.4 МВА.
.5 Выбор ограничителей
перенапряжения
Ограничители перенапряжения выбираем
по номинальному напряжению места установки ОПН-330У1, для которого: Uуст = Uном = 330кВ.
4.6 Выбор высокочастотных
заградителей
Выбор высокочастотных заградителей
ведём в табличной форме:
Таблица 5.4 - Высокочастотные
заградители
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
ВЗ - 2000 - 1,0У1
|
Uуст=330 кВ
|
Uном=330 кВ
|
Imax=502,75 А
|
Iном=2000 А
|
iуд104,51 кА
|
Iдин=102 кА
|
Вк=502 кА∙с2
|
I2тер∙tтер=1600 кА∙с2
|
4.7 Выбор конденсаторов связи
Выбираем конденсатор для
высокочастотных каналов связи, телемеханики и защиты типа СМР-166-0,014.
5. Описание распределительного
устройства
На высоком напряжении 500 кВ принята
схема с двумя системами шин и четыре выключателя на три цепи. На среднем
напряжении 330 кВ принята схема с двумя системами шин и тремя выключателями на
две цепи. Рабочие ячейки состоят из выключателей типа ВГУ-330Б-40/3150У1,
разъединителей типа РНД-330/3200У1 и трансформаторов тока типа ТФУМ 330А-У1.
Сборные шины подвешиваются на шинных
порталах железобетонных конструкций. Для защиты шин и обмоток трансформаторов
от перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-330У1. Для
высокочастотной связи на линии устанавливаются конденсаторы связи типа СМР-166-0,064 заградительные фильтры типа ВЗ-2000-1,0У1.
Для перемещения грузоподъёмных и
ремонтных механизмов по РУ проложена асфальтированная дорога. Силовые и
контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках, служащими пешеходной
дорожкой.
В местах прохода людей под сборными
шинами и ошиновкой натянута металлическая сетка, служащая для защиты персонала.
генератор трансформатор
электростанция
Литература
1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Учебник для вузов. - 1980.
. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и
подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
. Чухинин А.А. Электрические аппараты высокого напряжения.
Выключатели. Справочник. - 1994.