25 Содержание
|
с |
|
Введение |
2 |
|
1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей с.н.. Выбор типа и мощности повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, рабочих и резервных трансформаторов с.н. |
3 |
|
1.1 Выбор турбогенераторов. |
3 |
|
1.2 Выбор числа линий электропередач, связывающих станцию с энергосистемой. |
3 |
|
1.3 Проектирование главной схемы. |
3 |
|
1.3.1 Выбор трансформаторов. |
4 |
|
1.3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд. |
4 |
|
1.3.3 Резервирование собственных нужд. |
4 |
|
1.3.4 Выбор автотрансформаторов связи. |
4 |
|
1.4 Экономическая целесообразность вариантов схемы. |
5 |
|
1.5 Выбор схем распределительных устройств. |
7 |
|
2 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд. |
8 |
|
2.1 Приведение элементов схемы к базисным условиям. |
8 |
|
2.1.1 Сопротивления элементов цепи в относительных единицах при базисных условиях. |
8 |
|
2.1.2 Схема замещения. |
9 |
|
2.1.3 Эквивалентирование схемы. |
9 |
|
2.2 Короткое замыкание на шинах РУ-330 кВ |
9 |
|
2.3 Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ |
10 |
|
2.4 Короткое замыкание на шинах генератора |
11 |
|
2.5 Короткое замыкание на шинах собственных нужд при питании от ТСН |
11 |
|
2.6 Короткое замыкание на шинах собственных нужд при питании от РТСН |
12 |
|
3 Выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения. |
14 |
|
3.1 Выбор выключателей. |
14 |
|
3.1.1 РУ-330 кВ. |
14 |
|
3.1.2 РУ-110 кВ. |
15 |
|
3.1.3. Шины генератора. |
16 |
|
3.1.4 Шины собственных нужд. |
17 |
|
3.2 Выбор разъединителей. |
18 |
|
3.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей. |
18 |
|
3.3.1 Выбор сборных шин 330 кВ. |
18 |
|
3.3.2 Выбор токоведущих частей от выводов укрупненного блока Г-Т до сборных шин 330 кВ. |
19 |
|
3.3.3 Выбор сборных шин 110 кВ. |
19 |
|
3.3.4 Выбор токоведущих частей от выводов блока Г-Т до сборных шин 110 кВ. |
20 |
|
3.3.5 Выбор генераторного токопровода. |
21 |
|
3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения. |
21 |
|
3.4.1 Выбор трансформаторов тока. |
21 |
|
3.4.2 Выбор трансформаторов напряжения. |
21 |
|
3.4.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи турбогенератора ТВВ-220-2ЕУ3 |
22 |
|
Литература |
25 |
Введение.
Цель курсового проекта –спроектировать электрическую часть станции АЭС ВВЭР-440 с восемью блоками по 220 МВт. Выдача мощности производится на напряжениях 330 кВ и 110 кВ. На напряжении 110 кВ шестью линиями электропередач выдается мощность, равная 180 кВт, на 330 кВ –остальная. Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ. Мощность короткого замыкания системы составляет 7500 МВ·А.
В курсовом проекте выполнено: выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор типа и мощности повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд; расчет токов короткого замыкания ; выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей с.н.. Выбор типа и мощности повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, рабочих и резервных трансформаторов с.н..
Выбор турбогенераторов.
По табл. 2.1. [2] принимаю турбогенератор ТВВ-220-2ЕУ3, каталожные данные для него: Рн=220 МВт, Sн=259 МВА, Uн=15,75 В, Cosφ=0.85, Xd’’=0.1906.На станции установлено восемь таких турбогенераторов.
Выбор числа линий электропередач, связывающих станцию с энергосистемой.
Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ. На напряжении 110 кВ выдается мощность, равная 180 МВт, остальная мощность выдается на напряжении 330 кВ.
Р110кВ=180 МВт
Р330кВ=8×220-180=1580 МВт
По табл.1 [1] предельная передаваемая мощность и длина ЛЭП 330 кВ равна: Рпред=400 МВт,
L=500 км. Количество линий определяется:
NЛЭП 330кВ=Р330кВ/Рпред=1580/400=3,95≡4
Количество линий равно четырем. С учетом надежности электроснабжения в аварийных режимах, принимаю принимаю число линий равным пяти:
NЛЭП 330кВ=5
П роектирование главной схемы.
Каждый из 4-х реакторных блоков ВВЭР-440 оборудован двумя турбогенераторами ТВВ-220-2ЕУ3. В соответствии с рекомендациями [3] блочные повышающие трансформаторы каждой пары блоков генератор-трансформатор (Г-Т) объединены на стороне 330 кВ и одной блочной линией подключены к ОРУ-330 кВ. В первом варианте к ОРУ-330 кВ подключено два объединенных блока и один блок Г-Т, к ОРУ-110 кВ –один блок Г-Т, а во втором варианте соответственно к ОРУ-330 кВ –два объединенных блока Г-Т, к ОРУ-110 кВ –два блока Г-Т. Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд и повышает надежность работы РУ за счет локализации отказов генератора и турбины. Генераторный выключатель повышает в целом надежность блока, так как упрощает эксплуатацию и позволяет пускать и останавливать блок без переключений собственных нужд (СН) на резервный трансформатор.
1.3.1 Выбор трансформаторов.
Мощность блочных двухобмоточных трансформаторов выбирается по мощности присоединенных к ним генераторов: Sном Т ≥ Sном Г.
По табл. 3.6 и 3.8 [2] выбираю повышающие трансформаторы:
РУ-110 кВ:
ТДЦ-250000/110 Sн=250 МВА, UВН=121 кВ, UНН=15,75 кВ, uк=10,5 %, Рх=200 кВт, Ркз=640 кВт, цена 255 тыс. руб.
РУ-330 кВ:
ТДЦ-250000/330 Sн=250 МВА, UВН=347 кВ, UНН=15,75 кВ, uк=11 %, Рх=214 кВт, Ркз=605 кВт, цена 305,6 тыс. руб.
1.3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд.
Расход мощности на собственные нужды для АЭС с водяным теплоносителем составляет 8% от установленной мощности станции. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) подключаются к ответвлению от блоков Г-Т между генераторным выключателем и трансформатором. Для питания собственных нужд применяется два напряжения: 6 кВ для питания крупных двигателей; 380/220 В для питания более мелких двигателей, а также освещения станции.
Распределительное устройство 6 кВ выполнено двумя секционированными системами сборных шин. Для питания двух секций каждого блока используется трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, что уменьшает токи при К.З. на сборных шинах собственных нужд.
Sрасч сн=0,08Sном г=0,08×259=21 МВА
По табл. 3.4 [2] выбираю:
ТРДНС-25000/35 Sн=25 МВА, UВН=15,75 кВ, UНН=6,3-6,3 кВ, uкВН-НН=10,5 %, uкНН-НН=30 %, Рх=25 кВт, Ркз=115 кВт, цена 62 тыс. руб.
1.3.3 Резервирование собственных нужд.
Так как число блоков Г-Т равняется восьми, то устанавливается два резервных трансформатора собственных нужд (РТСН). РТСН подключены к РУ-110 кВ, что обеспечивает экономичность схемы без ущерба для надежности. Мощность РТСН равна 1,5-кратной мощности ТСН:
SРТСН=1,5SТСН=1,5×25=32 МВА
По табл. 4 [3] выбираю:
ТРДН-32000/35 Sн= 32 МВА, UВН=115 кВ, UНН=6,3-6,3 кВ, uкВН-НН=10,5 %, uкНН=15 %
1.3.4 Выбор автотрансформаторов связи.
Для связи РУ высокого и среднего напряжений в обоих вариантах используется два автотрансформатора (АТ) связи. В первом варианте это обусловлено надежностью электроснабжения потребителей сети среднего напряжения в случае одновременного отказа одного АТ и блока Г-Т. Во втором варианте также используется два АТ, т.к. при использовании одного АТ, его отключение приведет к тому, что нагрузка сети среднего напряжения оказывается ниже технологического минимума блоков Г-Т, подключенных к РУ-110 кВ.
Мощность каждого АТ определяется из условия: Sном АТ*Кп ав ≥ Sрасч , где Кп ав –коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимается равным 1,4 согласно ГОСТу.
Расчетная мощность АТ определена на основе анализа перетоков мощности между РУ ВН и РУ НН в нормальном режиме (Sрасч 1) и в аварийном режиме, когда отключен один блок Г-Т (Sрасч 2).
Sнагр=Рнагр/cosφг=180/0,85=212 МВА
Sрасч 1= Sнагр-( Sг- Sсн)=212-(259-25)=-22 МВА
Sрасч 2 = Sнагр= 212 МВА
Sном АТ≥212/1,4=151 МВА
2) Sрасч 1= Sнагр-2( Sг- Sсн)=212-2(259-25)=-256 МВА
Sрасч 2 = Sнагр-( Sг- Sсн)=212-(259-25)=-22 МВА
Sном АТ≥256/1,4=183 МВА
По табл. 3.8 [2] выбираю АТ для обоих вариантов:
АТДЦТН-200000/330/110 Sн=200 МВА, UВН=330 кВ, UСН=115 кВ, uкВН-СН=10,5 %, uкВН-НН=38%, uкСН-НН=25 %, Рх=155 кВт, Ркзв-с=560 кВт, стоимость 291 тыс. руб..
Экономическая целесообразность вариантов схемы.
Экономическая целесообразность схемы соединения определяется минимумом приведенных затрат:
З=рнК+И+У,
где К –капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн –нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; И –годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У –ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб. /год. Так как сравниваемые варианты имеют несущественное различие по надежности питания, то ущерб из-за недоотпуска электроэнергии не учитывается.
Расчет капиталовложений.
табл.1
Капитальные затраты |
|
|
|
|
|
|
|
варианты |
|
|
|
|
расчетная |
1 |
|
2 |
|
Оборудование |
стоимость единицы, тыс. руб. |
число единиц, шт. |
общая стоимость, тыс. руб. |
число единиц, шт. |
общая стоимость, тыс. руб. |
ТДЦ-250000/110 |
255 |
1 |
255 |
2 |
510 |
ТДЦ-250000/330 |
305,6 |
7 |
2139,2 |
6 |
1833,6 |
АТДЦН-200000/330/110 |
291 |
2 |
582 |
2 |
582 |
ТРДНС-25000/35 |
62 |
8 |
496 |
8 |
496 |
ячейки ОРУ: |
|
|
|
|
|
110 кВ |
42,6 |
11 |
468,6 |
12 |
511,2 |
330 кВ |
154 |
11 |
1694 |
10 |
1540 |
Итого: |
|
К1= |
5634,8 |
К2= |
5472,8 |
где расчетная стоимость ячеек ОРУ определена по табл. 10.26 [2]
Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:
И=аК/100+βΔWгод,
где а –отчисления на амортизацию и обслуживание, % (по табл. 10.2 [2] а=8,4 для силового оборудования 330 кВ и а=9,4 для силового оборудования 110 кВ и ниже ); ΔWгод –годовые потери энергии в электроустановке, кВтч; β –средняя себестоимость потерь электроэнергии, коп/кВтч; β=0,8 коп/кВтч согласно §10.1 [2].
Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
ΔW=РхТ+Ркз(Sмакс/Sном)2τ ,
здесь Рх, Ркз –потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sном –номинальная мощность трансформатора, МВА; Sмакс –расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВА; Т –продолжительность работы трансформатора в году (Т=8760 ч для АТ связи, Т=7000 ч для блочных трансформаторов); τ –продолжительность максимума потерь (τ=8760 для АТ связи и τ=5700 для блочных трансформаторов, согласно §10.1 [2] ).
Потери электроэнергии в автотрансформаторе определяются по формуле:
ΔW=РхТ+Ркв(Sмакс/Sном)2τв ,
Ркв=0,5Ркзв-с
трансформатор ТДЦ-250000/110:
ΔW=200×7000+640×(250/250)2×5700=5,05×106кВтч;
И=9,4×255/100+0,8×10-5×5,05×106=64,37 тыс. руб.;
трансформатор ТДЦ-250000/330:
ΔW=214×7000+605×(250/250)2×5700=4,95×106кВтч;
И=8,4×305,6/100+0,8×10-5×4,95×106=62,27 тыс. руб.;
трансформатор ТРДНС-25000/35:
ΔW=25×7000+115×(25/25)2×5700=0,83×106кВтч ;
И=9,4×62/100+0,8×10-5×0,83×106=12,47 тыс. руб.;
автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110:
ΔW=155×8760+560×(200/200)2×8760=6,26×106кВтч;
И=8,4×291/100+0,8×10-5×6,26×106=74,52 тыс. руб.;
ячейка ОРУ 110 кВ:
И=9,4×42,6/100=4,00 тыс. руб.;
ячейка ОРУ 330 кВ:
И=8,4×154/100=12,94 тыс. руб.;
табл.2
Годовые издержки |
|
|
|
|
|
|
|
варианты |
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
|
Оборудование |
издержки единицы, тыс. руб. |
число единиц, шт. |
общие издержки, тыс. руб. |
число единиц, шт. |
общие издержки, тыс. руб. |
ТДЦ-250000/110 |
64,37 |
1 |
64,37 |
2 |
128,74 |
ТДЦ-250000/330 |
62,27 |
7 |
435,89 |
6 |
373,62 |
АТДЦН-200000/330/110 |
74,52 |
2 |
149,04 |
2 |
149,04 |
ТРДНС-25000/35 |
12,47 |
8 |
99,76 |
8 |
99,76 |
ячейки ОРУ: |
|
|
|
|
|
110 кВ |
4,00 |
11 |
44 |
12 |
48 |
330 кВ |
12,94 |
11 |
142,34 |
10 |
129,4 |
Итого: |
|
И1= |
935,4 |
И2= |
928,6 |
Приведенные затраты:
З1=рнК1+И1=0,12×5634,8+935,4=1611,6 тыс. руб.
З2=рнК1+И1=0,12×5472,8+928,6=1585,3 тыс. руб.
Получается, что второй вариант более дешевым как по капитальным затратам, так и по приведенным затратам. Следовательно, окончательно выбираю второй вариант.