Проектирование электрической части конденсационной электростанции 1600 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки республики бурятия

ГБОУ СПО «Гусиноозерский энергетический техникум»

Курсовой проект

По дисциплине Электрооборудование электрических станций, сетей и систем

На тему: Проектирование электрической части КЭС 1600 МВт

Выполнил:

Русанов Е.А

Проверил:

Жарова Ю.Л.

Гусиноозерск 2013

Содержание

Введение

1. Выбор генераторов

2. Разработка структурной схемы станции

2.1 Выбор блочных трансформаторов

2.2 Выбор трансформаторов связи

3. Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне ВН

3.1 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне СН

4. Выбор рабочих трансформаторов СН

5. Расчет токов КЗ

6. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях

6.1 Выбор комплектного токопровода

Список использованной литературы

Введение

В настоящее время в России 67 действующих КЭС. 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. 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). Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Мощность генераторов, устанавливаемых на тепловых электростанциях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации энергоблоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт.

Установленная мощность современных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шинах таких электростанций осуществляется связь между несколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Их влияние на атмосферу выражается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность.

В данном курсовом проекте рассматривается электрическая часть конденсационной электростанции (КЭС) мощностью 1600 МВт. На КЭС устанавливаются два турбогенератора мощностью 500 МВт и два мощностью 300 МВт. Номинальное напряжение ОРУ ВН 500 кВ, ОРУ СН 220 кВ. Передача электроэнергии осуществляется по трем линиям напряжением 500 кВ и пяти линиям напряжением 220 кВ.

1. Выбор генераторов

На современных станциях для выработки электроэнергии применяются синхронные генераторы трёхфазного переменного тока. В курсовом проекте генераторы выбираются по заданной мощности. Генераторы для КЭС-1600 МВт выбираю в соответствии с заданием ,т.е. два генератора типа ТГВ-500,включенные на шины РУВН 500кВ, и два генератора типа ТГВ-300,включенные на шины РУСН 220 кВ.

Таблица 1.1 Технические данные турбогенератора ТГВ-500

Наименование параметра	ТГВ-500
Номинальная полная мощность, (МВА)	588
Частота вращения ,(об/мин)	3000
Cos ц	0,85
Номинальное значение тока статора, (кА)	17
Номинальное значение напряжения статора, (кВ)	20
Коэффициент полезного действия (КПД), (%)	98,8
Сверхпереходное индуктивное сопротивление, (отн.ед)	0,243
Система возбуждения	ТН 1
Охлаждение обмоток:	статор	НВ 2
	ротор	НВ 2
Общая масса, (т)	279,5
Масса ротора, (т)	61,5

1. Буквы обозначают возбуждение :

ТН - независимое тиристорное возбуждение

2. Буквы обозначают охлаждение :

НВ - охлаждение непосредственное водой

Таблица 1.2 Технические данные турбогенератора ТГВ-300

Наименование параметра	ТГВ-300
Номинальная полная мощность, (МВА)	353
Частота вращения ,(об/мин)	3000
Cos ц	0,85
Номинальное значение тока статора, (кА)	10,2
Номинальное значение напряжения статора, (кВ)	20
Коэффициент полезного действия (КПД), (%)	98,8
Сверхпереходное индуктивное сопротивление, (отн.ед)	0,195
Система возбуждения	ТН,ТС,БЩ 1
Охлаждение обмоток:	статор	НВР 2
	ротор	НВР 2
Общая масса, (т)	321,8
Масса ротора, (т)	55,8

1. Буквы обозначают возбуждение :

ТН - независимое тиристорное возбуждение

ТС - тиристорное самовозбуждение

БЩ - бесщёточное возбуждение

2. Буквы обозначают охлаждение :

НВР - охлаждение непосредственно водородом

2. Разработка структурной схемы станции

Как и схемы других электростанций (ТЭЦ, АЭС), схемы КЭС должны выполняться в соответствии с требованиями в отношении надежности, ремонтопригодности, безопасности обслуживания, удобства эксплуатации, гибкости, возможности расширения, экономичности.

Структурная электрическая схема КЭС зависит от числа и единичной мощности устанавливаемых генераторов.

На КЭС установлено 4 генератора типа ТГВ - турбогенератор с водородным охлаждением. Два генератора G1 и G2 (ТГВ-500) в блоке с трансформаторами T 1 и T 2 включены на шины РУВН 500 кВ. Два генератора G3 и G4 (ТГВ-300) в блоке с трансформаторами T3 и T4 включены на шины РУСН 300 кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов связи T5 и T6. Нагрузка потребителя питается по 5 воздушным линиям. Связь с системой осуществляется по линиям 500 кВ.

2.1 Выбор блочных трансформаторов

Выбираем блочные трансформаторы.

По формуле:

Sрасч = v (? Pг - Pс.н.)2 - (? Qг - Qс.н. )2 , МВ*А

Sрасч - расчетная мощность трансформатора, МВ*А

Pг - активная мощность генератора, МВт

Pс.н. - активная нагрузка с.н., МВт

Qг - реактивная мощность генератора, Мвар

Qс.н. - реактивная нагрузка с.н., Мвар

Тип станции - КЭС , вид топлива - газ, то принимаю расход на с.н. 6 % от мощности генератора, тогда:

Для блока генератор - трансформатор в блоке с турбогенератором ТГВ-500 выбираем блочный трансформатор :

Pс.н. = Pг * Kс.н. , МВт

Pс.н. - активная нагрузка с.н., МВт

Pг - активная мощность генератора, МВт

Kс.н. - коэффициент с.н., %

Kс.н. =6 % ; (6 % = 0,06)

т.к. cos ц = 0,85 ; то arccos 0,85 = 0,55 ; и tg 0,55 = 0,61

tg ц =0,61

Pс.н. = 500 * 0,06 = 30 МВт

Qг = Pг * tg ц , Мвар

Qг - реактивная мощность генератора, Мвар

Qг = 500 * 0,61 = 305 Мвар

Qс.н. = Pс.н. * tg ц ,Мвар

Qс.н. - реактивная нагрузка с.н., Мвар

tg ц =0,61

Qс.н. = 30 * 0,61 = 18,3 Мвар

Sрасч = v(500-30)2 + (305 - 18,3)2 = 550,54 МВ*А

Выбираем трансформатор типа ТЦ - 630000/500

Таблица 2.1. Технические данные двухобмоточного трансформатора ТЦ- 630000/500

Наименование параметра	ТЦ-630000/500
Номинальное напряжение ВН, (кВ)	525
Номинальное напряжение НН и НН1 - НН2, (кВ)	15,75 ; 20 ; 24; 36,75
Потери холостого хода, (кВт)	420
Потери короткого замыкания, (кВт)	1210
Напряжение короткого замыкания, (%)	13
Ток холостого хода, (%)	0,4

Для блока генератор - трансформатор в блоке с турбогенератором ТГВ-300 выбираем блочный трансформатор :

Pс.н. = Pг * Kс.н. ,МВт

Kс.н. =6 % ; (6 % = 0,06)

т.к. cos ц = 0,85 ; то arccos 0,85 = 0,55 ; и tg 0,55 = 0,61

tg ц = 0,61

Pс.н. = 300 * 0,06 =18 МВт

Qг = Pг * tg ц ,Мвар

Qг =300 * 0,61 = 183 Мвар

Qс.н. = Pс.н. * tg ц ,Мвар

Qс.н. = 18 * 0,61 = 10,98 Мвар

Sрасч = v(300- 18)2 + (183 - 10,98)2 = 330,32 МВ*А

Выбираем трансформатор типа ТДЦ-400000/220.

Таблица 2.2. Технические данные двухъобмоточного трансформатора ТДЦ- 400000/220

Наименование параметра	ТДЦ-400000/220
Номинальное напряжение ВН, (кВ)	242
Номинальное напряжение НН и НН1 - НН2, (кВ)	15,75 ; 20
Потери холостого хода, (кВт)	280
Потери короткого замыкания, (кВт)	870
Напряжение короткого замыкания, (%)	11
Ток холостого хода, (%)	0,45

2.2 Выбор трансформаторов связи

Sрасч = v (? Pг - Pс.н. - Pс)2 + (? Qг - Qс.н. - Qс )2 , МВ*А (2,5)

Sрасч - расчетная мощность трансформатора, МВ*А

Pс - активная мощность системы, МВт

Qс - реактивная мощность системы, Мвар

1)Определяем нагрузку трансформатора в режиме максимальных нагрузок на шинах РУСН:

Sрасч max = v (? Pг - Pс.н. - n*Pс)2 + (? Qг - Qс.н. - n*Qс max* tg ц )2 ,МВ*А

- количество вид отходящих линий

cos ц = 0,91 ; arccos 0,91 = 0,42 ; tg 0,42 = 0,44

tg ц = 0,44

Pг - удваивается потому, что в работе находится два генератора ТГВ-300

Sрасч max = v (2*300-2*18 -5*145) 2 + (2*183- 2*10,98-5*145*0,44)2 = 162 МВ*А

2) Определим расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок на шинах РУСН:

Sрасч min = v (? Pг - Pс.н. - n*Pс)2 + (? Qг - Qс.н. - n*Qс min * tg ц)2

Sрасч min = v(2*300 - 2*18-5*80)2 + (2*183-2*10,98-5*80*0,44)2 = 234,8 МВ*А

Sрасч авар = v (? Pг - Pс.н. - n*Pс max)2 + (? Qг - Qс.н. - n*Qс max * tg ц)2 ,МВ*А

Sрасч авар =v(300-18-5*145)2 + (183-10,98-319)2 = 466,74 МВ*А

В этом режиме работает один генератор при максимальной нагрузке.

За расчетную максимальную мощность принимаем мощность самого нагруженного режима: аварийного.

Выбираем два автотрансформатора связи типа АОДЦТН-267000/500/220,т.е. на структурной схеме трансформаторы T5 и T6.

Таблица 2.3 Технические данные автотрансформатора АОДЦТН- 267000/500/220

Наименование параметра	АОДЦТН- 267000/500/220
Номинальная полная мощность, (МВА)	267
Номинальная мощность обмотки НН, (МВА)	67 83 120
Наибольший допустимый ток в общей обмотке, (А)	1195
Пределы регулирования, (%)	±8 * 1,4
Номинальное напряжение обмотки ВН, (кВ)	500/v3
Номинальное напряжение обмотки СН, (кВ)	230/v3
Номинальное напряжение обмотки НН, (кВ)	10,5 ;15,5 ; 20,2 ; 38,6
Потери холостого хода, (кВт)	125
Потери короткого замыкания ВН-СН, (кВт)	470 470 470
Потери короткого замыкания ВН-НН, (кВт)	110 160 310
Потери короткого замыкания СН-НН, (кВт)	100 150 250
Ток холостого хода , (%)	0,25
Напряжение короткого замыкания ВН-СН, (%)	11,5
Напряжение короткого замыкания ВН-НН, (%)	37
Напряжение короткого замыкания СН-НН, (%)	23
Полная мощность обмотки ВН, (%)	100
Полная мощность обмотки СН, (%)	100
Полная мощность обмотки НН, (%)	25 ; 30 ; 45

3. Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне ВН

При наличии нескольких вариантов схем в первую очередь выбираются те, которые обеспечивают требования надежности, затем предпочтение отдается более простому и экономичному варианту и, наконец, варианту, в котором требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУВН при оперативных переключениях.

По рекомендации С.С. Рокотяна автора справочника по проектированию электро- энергетических систем, я выбрал схему:

Трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя. В данном случае 3 линии и 6 выключателей.

Условия применения: Отсутствие перспективы увеличения количества ВЛ. Напряжение 330-500 кВ 3-4линии.В данном случае количество линий можно увеличить на один.

3.1 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне СН

По рекомендации С.С. Рокотяна автора справочника по проектированию электро- энергетических систем, я выбрал схему : две секционированные системы шин с обходной.

4. Выбор рабочих трансформаторов СН

На КЭС электроснабжение собственных нужд осуществляется путем устройства ответвления от блока и установки в этих цепях рабочих трансформаторов собственных нужд.

Трансформаторы собственных нужд выбираются по мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжению статора генератора. Но так, как мы посчитали активную и реактивную мощности собственных нужд, то осуществляем выбор трансформаторов собственных нужд по формуле:

Sс.н. =v Pс.н.2 - Qс.н.2 ,МВ*А

Выбор трансформаторов:

трансформатор T1=T2,расчёт идентичен:

Sс.н.=v302 - 18,32 =23,7 МВ*А

трансформаторы T3=T4,расчёт идентичен:

Sс.н.=v182 - 10,982=14,26 МВ*А

Выбираем трансформаторы собственных нужд: типа ТРДНС-40000/20 для РУВН 500 кВ, и ТДНС-16000/20 для РУСН 220 кВ .

Технические данные трансформатора с.н.

ТРДНС- 40000/20

Наименование параметра	ТРДНС- 40000/20
Номинальная полная мощность, (МВА)	40
Номинальное напряжение ВН, (кВ)	15,75; 18; 20
Номинальное напряжение НН, (кВ)	6.3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5
Потери холостого хода, (кВт)	36
Короткого замыкания ВН - НН, (кВт)	170
Напряжение КЗ ВН-НН, (%)	12,7
Ток холостого хода, (%)	0,5

Технические данные трансформатора с.н.

ТДНС-16000/20

Наименование параметра	ТДНС- 16000/20
Номинальная полная мощность, (МВА)	16
Номинальное напряжение ВН, (кВ)	10,5; 13,8; 15,75; 18
Номинальное напряжение НН, (кВ)	6,3; 10,5
Потери холостого хода, (кВт)	17
Короткого замыкания ВН - НН, (кВт)	85
Напряжение КЗ ВН-НН, (%)	10
Ток холостого хода, (%)	0,7

5. Расчет токов КЗ

Коротким замыканием (К.З.) называют всякое случайное или преднамеренное, непредусмотренное нормальным режимом работы электрические соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в аппаратах и проводниках резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

Определим величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных единицах (отн.ед.) :

1) Генератор ТГВ-500.

X*б= X"d*ном* Sб / Sном G ,отн.ед.

X*б - базовое сопротивление ,отн.ед.

Базовая мощность выбирается произвольно - 100 МВ*А или 1000 МВ*А или другое удобное для расчетов значение. В данном курсовом проекте базовую мощность возьмём 1000 МВ*А.

X"d*ном - сверхпереходное индуктивное сопротивление ,отн.ед.

Sном G - номинальная полная мощность генератора ,МВ*А

XG1= XG2 = 0,243*1000/588 =0,4 отн.ед

Генератор ТГВ-300

X*б= X"d*ном* Sб / Sном G ,отн.ед.

XG3= XG 4 = 0,195*1000/353=0,55 отн.ед

2) Энергосистема

Xс =X*ном с * Sб / Sном С ,отн.ед.

Xс - сопротивление системы

Sном C - номинальная полная мощность системы

Xс=2,15*1000/5170=0,41 отн.ед

3) Блочный трансформатор ТЦ 630000/500

XT1 = XT2= XT/100 * Sб / Sном T ,отн.ед.

ХТ1= XT2 - сопротивление трансформатора ,отн.ед.

XT - рассчитаю через напряжение короткого замыкания ,данного трансформатора. Uкз ВН-НН=13%

Sном T - номинальная мощность трансформатора ,МВ*А

XT1 = XT2 =13% /100 * 1000/630= 0,2 отн.ед

Блочный трансформатор ТЦ 400000/220

XT3 = XT4 = XT/100 * Sб / Sном T ,отн.ед.

XT - рассчитаю через напряжение короткого замыкания ,данного трансформатора. Uкз ВН-НН=11%

Sном T - номинальная мощность трансформатора , ,отн.ед.

XT3 = XT4=11% /100 * 1000/400= 0,27 отн.ед

4)Автотрансформаторы связи

Автотрансформатор АОДЦТН 267000/500/220

XT ВН = 0,5(UК ВН-НН + UК ВН-СН - UК СН-НН)

XT ВН - сопротивление обмотки ВН ,%

UК ВН-НН -напряжение КЗ обмоток ВН-НН ,%

UК ВН-СН -напряжение КЗ обмоток ВН-СН ,%

UК СН-НН --напряжение КЗ обмоток СН-НН ,%

где: UК ВН-СН =11,5%

UК ВН-НН =37%

UК СН-НН = 23%

XT ВН = 0,5(37+11,5-23) =12,75 %

XT СН = 0,5(UК ВН-СН + UК СН-НН - UК ВН-НН) ,%

XT СН - сопротивление обмотки СН ,%

XT СН = 0,5(11,5+23-37) = - 1,25 ? 0 %

XT НН = 0,5(UК ВН-НН + UК СН-НН - UК ВН-СН) ,%

XT НН - сопротивление обмотки НН ,%

XT НН = 0,5(37+23-11,5) =24,25 %

Рассчитал величину сопротивления обмотки НН - XT НН ,но в расчётах она нам не понадобится ,т.к. к обмотке НН никакой нагрузки не подключено.

5)Линии электропередачи

XL =Xуд*L* Sб /U2ср ,отн.ед

XL - сопротивление линии ,отн.ед.

Uср - среднее напряжение линии ,кВ

где Xуд= 0,3 (Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - "Электрооборудование станций и подстанций")

Uср=515 кВ , ( Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - "Электрооборудование станций и подстанций) трансформатор изолятор замыкание токопровод

XL1 =0,3*480* 1000/5152 =0,5 отн.ед.

XL2 =0,3*270* 1000/5152 =0,3 отн.ед.

XL3 =0,3*320* 1000/5152 =0,36 отн.ед.

Сворачиваю эквивалентную схему до точки КЗ :

X9,15= X9 +X15 =0,2+0,4=0,6 отн.ед.

X1,2= X1*X2 /( X1+X2) =0,5*0,3/(0,5+0,3) =0,18 отн.ед.

X1,2,3= X1,2*X3 /( X1,2+X3) =0,18*0,36/(0,18*0,36)=0,12 отн.ед.

X11,17= 12,75 о.е. ,т.к. X17=0 отн.ед.

X12,18= 12,75 о.е. ,т.к. X18=0 отн.ед

Пусть X11,12,17,18 равно XA

XA= X11,17* X12,18 /( X11,17 +X12,18 ) = 12,75*12,75/ (12,75+12,75)=6,37 отн.ед.

X13,19= X13+X19=0,27 +0,55=0,82 отн.ед.

X14,20= X14+X20=0,27 +0,55=0,82 отн.ед.

Пусть X13,19,14,20 равно XB

XB= X13,19 *X14,20 /( X13,19 *X14,20) = 0,82*0,82/(0,82 +0,82)=0,4 отн.ед.

XAB= XA+ XB = 6,37+0,4=6,77 отн.ед.

Пусть X1,2,3,9,15 равно XС

XС = X1,2,3* X9,15 /( X1,2,3+ X9,15)= 0,12*0,6/(0,12+0,6) = 0,1 отн.ед.

XABC= XAB* XС /( XAB+XС) =0,1*6,77/(0,1+6,77) = 0,098 отн.ед.

XABC10= XABС+X10=0,098 +0,2=0,298 отн.ед.

Пусть XABC10 равно XП

Путем постепенного преобразования приводим схему замещения к наиболее простому виду так, что каждый источник питания связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.

In0= E"* * IБ / Xрез ,кА

In0 - начальное периодическое значение составляющей тока КЗ

IБ= Sб / v3*UБ ,кА

IБ - базовый ток, кА

UБ=UсрКЗ =20 кВ

IБ= 1000/ v3*20 = 28,9 кА.

Со стороны системы:

Xрез = 0,3 отн.ед.

E"* = 1,13 отн.ед.

In0 С = 1,13*28,9/0,3 = 108,85 кА

Со стороны генератора G2 :

Xрез =0,4 отн.ед.

In0 G = 1,13*28,9/0,4 = 81,64 кА

Определил ударный ток :

?уд = v2 * In0*Kуд ,кА

Kуд - ударный коэффициент

Kуд=1,97 (таблица из учебника Рожковой Л.Д., Козулина В.С. - "Электрооборудование станций и подстанций).

?уд С = v2*4,2*1,97 =1,41*108,85*1,97= 302,35 кА ;

?уд G = v2*81,64*1,97 = 1,41*81,64*1,97= 226,77 кА;

? а0 =v2* In0 ,кА

? а0 - начальное fпериодическое значение составляющей тока КЗ

? а0 С =v2* IПО С =v2*108,85 = 14,75кА

? а0 G =v2* IПО G =v2*81,64 =12,77 кА

TA= Xрез/щr рез = 0,35 с (таблица из учебника Рожковой Л.Д., Козулина В.С. - "Электрооборудование станций и подстанций).

ф = 0,1+tс.в. откл = 0,01+0,15 =0,16 с

- ф/Ta= - 016/0,35 = - 0,45

ф - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов, с

Та - постоянная времени цепи ф = tс.в + 0,01

tс.в -собственное время отключения выключателя, с

e ? 2,718282

? at =v2* ? а0 * e - ф/ Ta ,кА

? at -апериодическая составляющая тока КЗ ,кА

? at С =v2* ? а0 С * e - ф/ Ta =1,41*14,75* e - 0,45 =1,41*14,75*0,63 =13,1 кА ;

? at G =v2* ? а0 G * e - ф/ Ta = 1,41*12,77* e - 0,45 = 1,41*12,77* 0,63 =11,34 кА .

Таблица 5.1.

Точка КЗ	Источник	In0, кА	iуд, кА	i а0, кА	iat, кА	int, кА
К-1	энергосистема	108,85	302,35	14,75	13,1	-
К-1	Генератор G2	81,64	226,77	12,77	11,34	54,7

6. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях

Выбираю выключатель Q2 и разъединитель QS2 в цепи генератора ТГВ-500 и трансформатора ТЦ 630000/500.

Iнорм= Pном /v3* Uном* cos ц = 500*103/v3*20*0,85= 17001,02 А

Imax = Pном /v3* Uном* 0,95 * cos ц = 500*103/v3*20*0,95*0,85=17895,81 А

In0 G /Iнорм = 81,64 / 17001,02 = 4,8 А

In,t,r / In0 ? 0,67

Int = 0,67* In0 G

Int - периодическая составляющая тока КЗ

Int = 0,67*81,64 = 54,7 кА

Расчетные данные	Величина	Каталожные данные	Выключатель	Разъединитель
Напряжение установки, кВ	20	Номинальное напряжение, кВ	20	-
Максимальный ток установки, А	17895,81	Номинальный ток, А	20000	-
Периодическая составляющая тока КЗ, кА	54,7	Отключающий номинальный ток, кА	160	-
Апериодическая составляющая тока КЗ, кА	11,34	Допускаемое значение апериодической составляющей, кА	224	-
Полный ток	88,46	Проверка на отключающую способность полного тока КЗ, кА	226,24	-
Периодическая составляющая тока КЗ, кА	81,64	Действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА	160	-
Ударный ток, кА	226,77	Ток электродинамической стойкости, кА	410	-
Тепловой импульс тока	1066,4	Термическая стойкость, кА2с	102400	-

Выбор выключателей и разъединителей учитывает основные требования, предъявляемые к ним.

Выключатели должны надежно отключать любые токи нормального режима и к.з.

Выбор производится:

1) По напряжению установки:

Uуст ? Uном

Uуст - напряжение установки, кВ

Uном - номинальное напряжение выключателя или разъединителя, кВ

2) По длительному току:

Iнорм ? Iном; Imax ? Iном

где Iнорм - нормальный ток установки, А

Imax - максимальный ток установки, А

Iном - номинальный ток выключателя, А

3) На симметричный ток отключения:

Iпф ? Iотк.ном

где Iпф - периодическая составляющая тока к.з. к моменту ф, кА

Iотк.ном - отключающий номинальный ток, кА

4) Проверка на отключение апериодической составляющей тока к.з.

Яаф ? Яа ном = *вн * Iотк.ном/100

где Яаф - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов ф, кА

Яа ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА

вн - номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %, по каталогам

5) Проверка по отключающей способности полного тока к.з.:

( * Iпф * Яаф) ? * Iотк.ном *(1+вн/100).

6) На электродинамическую стойкость: Iпо ? Iдин, Яу ? Ядин

Iдин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з., кА

Ядин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости), кА по каталогам.

7) На термическую стойкость:

Вк ? Iтер* tтер

где Вк - тепловой импульс тока к.з. по расчету, кАІ*с;

Iтер - ток термической стойкости, кА, по каталогам;

tтер - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Разъединитель не выбераем, т.к. максимальный ток установки 17895,81 А , а разъединителя с номинальным током 17895,81 А просто не существует.

6.1 Выбор комплектного токопровода

Токопроводы пофазно- экранированные генераторного напряжения на 10, 20, 24 и 35 кВ с компенсированным внешним электромагнитным полем серий ТЭНЕ и ТЭНП на номинальные токи от 4000 до 31500 А предназначены для электрических соединений на электрических станциях, в цепях трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц. Данный токопровод укомплектован соответствующей электроаппаратурой и оборудованием :трансформаторами напряжения (ЗНОЛ,ЗНОЛП,UGE). трансформатором тока (ТШ,ТШВ, ТШЛ, ТШЛО, ТПОЛ,GSR), разрядником (РВЭ, РВРД, РВМ, РВС, РВО), заземлителями, проходными изоляторами ИП,разъединителем (РВП3-2,РВР3-2,РРЧ3-2),трёхполюсным заземлителем ЗР с блок - замком 3Б-1.

Всё оборудование в скобках можно взять на выбор.

Выбираем токопровод типа ТЭНЕ- 20- 20000- 560 УХЛ1,Т1 "Пышма"

Технические данные комплектного токопровода

ТЭНЕ- 20- 20000-560 УХЛ1,Т1 "Пышма"

Наименование параметра	ТЭНЕ- 20- 20000-560 УХЛ1,Т1 "Пышма"
Номинальное напряжение , (кВ)	20
Номинальный ток, (А)	20000
Ток электродинамической стойкости, (кА)	600
Ток термической стойкости, (кА)	240
Удельные потери при номинальном токе,(Вт/поч.м.)	1200
Диаметр экрана наружный), (мм)	1160
Расстояние между осями фаз , (мм)	1500
Расстояние от оси до низа балки, (мм)	876
Масса (одной фазы), (кг/пог.м)	245

Список использованной литературы

1. Электрическая часть электростанций: метод.пособие / сост. Г. А. Сарапулов; НГТУ - Новосибирск, 2008. - 32 с.

2. Лыкин А. В. Электрические системы и сети: Учеб.пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: ЭНАС, 2007. -352 с.: ил.

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под.ред. И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. - 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.: ил.

5. Л.Д. Рожкова, Л.К. Корнеева, Т.В. Чиркова. Электрооборудование электрических станций и подстанций, 7-е изд.-М.: Издат. Центр «Академия», 2010.-446 с.: ил.

6. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. Проф. Образования /Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - М.: Энергоатомиздат,1987

Размещено на Allbest.ru