Проектирование электростанции КЭС-1000

1.

Введение

.

2. Выбор генераторов.

3. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции.

4. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции.

6. Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений.

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

8. Расчёт токов короткого замыкания.

9. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей.

10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

11. 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.

3. 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 cos = 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.

3Ч200 МВт 2Ч200 МВт Рис. 3.1 Схема выдачи мощности. Вариант 1.

W1 W3 W1 W4.

Т1 Т2 Т3 Т4 Т5.

АТ2 АТ1.

4Ч200 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.

4. 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 — 250 000/330 и ТДЦ -250 000/110.

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-200 000/330/110 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-200 000/330/110 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.

5. 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; - стоимость 1 кВтч потерянной энергии, = 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.

6. 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.

7. 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-25 000/35 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-25 000/110, а второй РТСН — к обмотке НН автотрансформаторов связи и принимаем трансформатор типа ТРДНС-32 000/15.

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;

I_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 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.

9. 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 — расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ:

=t_{c, в} +0,01= 0,025 + 0,01 = 0,035 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

i_{a, c}=•I_{no, c}•e^-/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_{a, г} =· 2,11 · е^-0,035/0,26=11,09 кА.

i_{п, к1} = 1,13 + 2,07 = 3,2 кА; i_{а, 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.

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 принимаем два провода в фазе марки АС-2Ч240/56, q_фазы = 2Ч240 мм², d=2Ч24 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 kкоэффициент, учитывающий число проводов в фазе, k = 1 + 2•, r_экв— эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6], арасстояние 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-2Ч240/56 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 провод марки 2хАС-240/56, I_доп = 1220 А.

Проверяем провода по допустимому току:

I_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:

I_норм = I_max = 7141 А.

Imax=7141 A.

Iy=260kA.

10. 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:.

r_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:.

r_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..

r_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..

q= 0,099 мм²..

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

Z_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..

Z_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/v3 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..

11. 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..

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.

Рожков Л.Д., Козулин В. С. «Электрооборудование станций и подстанций». Энергоатоминздат, 1987..

ПЭУ. Энергоатоминздат, 1986 г..

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

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

Околович М.Н. — Проектирование электрических станций. Энергоатоминздат, 1982 г..