Содержание
|
Стр. |
|
1 |
2.1. Технико-экономический анализ вариантов схемы 2.2. Выбор схем распределительных устройств 2.3. Выбор схемы электрических соединений собственных нужд |
2 |
|
5 |
3.1. Расчет токов КЗ на шинах ОРУ 330 кВ |
6 |
3.2 Расчет токов КЗ на шинах ОРУ 750 кВ |
7 |
3.3. Расчет токов КЗ на выводах генератора |
8 |
3.4. Расчет токов КЗ на шинах СН (при питании от рабочего TCH) |
9 |
3.5. Расчет токов КЗ на шинах СН (при питании от резервного TCH) |
10 |
|
11 |
4.1. Выбор высоковольтных выключателей |
11 |
4.2. Выбор разъединителей |
13 |
4.3. Выбор токопроводов, токоведущих частей и шин РУ |
13 |
4.4. Выбор измерительных трансформаторов тока |
15 |
4.5. Выбор измерительных трансформаторов напряжения |
16 |
|
17 |
|
|
Введение
Целью данного курсового проекта является спроектировать главную электрическую схему АЭС с реакторными блоками ВВЭР-1000. На станции должны быть установлены три агрегата мощностью 1000 МВт.
Связь с системой осуществляется на напряжениях 330 кВ по четырём линиям (потребляемая мощность – 800 МВт) и 750 кВ по двум линиям. Мощность КЗ на шинах системы 330 кВ равна 10000 МВА, на шинах системы 750 кВ – 17000МВА.
Пояснительная записка содержит:
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 на шинах ОРУ 330 кВ, ОРУ 750 кВ, на выводах генератора, шинах собственных нужд;
выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
На двух чертежах представлены:
главная схема электрических соединений и схема электроснабжения собственных нужд;
схема заполнения и план ОРУ кВ;
разрез по ячейкам.
Выбор и технико-экономический анализ вариантов схемы
В соответствии с заданием для реакторных блоков ВВЭР-1000 используем генераторы
ТВВ-1000-4У3 со следующими параметрами [1.табл. 2.1]:
nном=1500 об/мин
Sном=1111 МВА
Pном=1000 МВт
Uном=24 кВ
Iном=26.73 кА
cos ном=0.9
Xd”=0.324
Мощность 800 МВт выдается к потребителю по четырём воздушным линиям на напряжение 330 кВ. В соответствии с рекомендациями [3] ОРУ-330 кВ выполним по схеме с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на каждые два присоединения (полуторная).
Связь с энергосистемой выполнена на напряжение 750 кВ. Мощность, выдаваемая в энергосистему, равна 4*1000–500–4*1000*0.06=3260 МВт. Так как пропускная способность ЛЭП 500 кВ составляет 7001100 МВт, то связь с энергосистемой будет осуществляться по 4 воздушным линиям. Для ОРУ-750 кВ, в соответствии с рекомендациями [3], выберем схему 3/2.
Рассмотрим два варианта:
1 вариант. Три из четырех турбогенераторов подключены к ОРУ-500 кВ, а четвертый к ОРУ-220 кВ.
2 вариант. Все турбогенераторы подключены к ОРУ-500 кВ.
Выберем повышающие трансформаторы для блоков генератор – трансформатор:
для подключения к ОРУ-220 кВ используем два трансформатора, включенных параллельно, ТНЦ-630000/220: Sном=630 МВА, Uвн=242 кВ, Uнн=20 кВ, Pх=400 кВт, Pк вн-нн=1200 кВт, uк вн-нн=12,5%. [1.табл. 3.8]. Суммарная мощность составит 2*630=1260 МВА.
для подключения к ОРУ-500 кВ используем три однофазных трансформатора ОРЦ-417000/500 Sном=417 МВА, Uвн= кВ, Uнн=24 кВ, Pх=180 кВт, Pк вн-нн=990 кВт, uк вн-нн=13%. [1.табл. 3.8]. Суммарная мощность составит 3*417=1251 МВА.
Рассмотрим мощности перетекающие между ОРУ-220 кВ и 500 кВ:
1 вариант. В нормальном режиме: Sном г-Sпотр-Sс.н.=1111-500/0,9-1111*0,06= 488,8 МВА В аварийном режиме(отключение блока на стороне 220 кВ): Sпотр+Sс.н=500/0,9+1111*0,06= 622,2 МВА
2 вариант. Во всех режимах: Sпотр+Sс.н=500/0,9+1111*0,06= 622,2 МВА
В качестве автотрансформатора связи между ОРУ-220 кВ и 500 кВ для обоих вариантов будем использовать 3хАОДЦТН-267000/500/220: Sном=267 МВА, Uвн= кВ, Uсн= кВ, Pх=125 кВт, Pк вн-сн=470 кВт, uк вн-сн=11,5%, uк вн-нн=37%, uк сн-нн=23% [1.табл 3.8]. Суммарная мощность составит 3*267=801 МВА. По условиям обеспечения надежности работы сети устанавливаем резервную фазу, которая будет подключаться вместо ремонтируемой путём перекатки и перестановки.
В цепи блоков установим комплексы аппаратные генераторные (КАГ-24-30). Что позволит уменьшить число коммутаций в ОРУ высшего напряжения, РУ собственных нужд и осуществлять пуск и остановку энергоблоков от рабочих ТСН без перехода на резервные ТСН.
Произведем подсчёт капитальных затрат для обоих вариантов схемы:
оборудование |
стоим. ед. |
1 вариант |
2 вариант |
||
тыс. руб. |
число ед. |
сумма |
число ед. |
сумма |
|
2хТНЦ-630000/220 |
1148 |
1 |
1148 |
0 |
0 |
3хОРЦ-417000/500 |
1200 |
3 |
3600 |
4 |
4800 |
АОДЦТН-267000/500/220 |
292 |
4 |
1168 |
4 |
1168 |
ячейка ОРУ 220кВ |
82 |
9 |
738 |
8 |
656 |
ячейка ОРУ 500кВ |
258 |
8 |
2064 |
9 |
2322 |
КАГ-24-30 |
200 |
4 |
800 |
4 |
800 |
Итого К: |
|
|
9518 |
|
9746 |
Определим эксплуатационные издержки: И= [2. стр. 8] где а – отчисления на амортизацию 8%, W – годовые потери энергии в электроустановке, - средняя себестоимость потерь электроэнергии 1 коп/кВт*ч.
Потери электроэнергии в блочных трансформаторах определяются по формуле: W= , [2. стр. 8] где Рх, Рк – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, Sном – номинальная мощность трансформатора, Sмакс – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, Т – продолжительность работы трансформатора в году, - продолжительность максимальных потерь.
для 2хТНЦ-630000/220: W220=400*7000+1200*(1111/(2*630))2*5500=7830234 кВт;
для 3хОРЦ-417000/500: W500=180*7000+990*(1111/(3*417))2*5500=5554488 кВт;
Потери электроэнергии в автотрансформаторе: W= [2. стр. 9] Pкв=Pкс=0,5*470=235 кВт
1 вариант. W1-ат = 125*8000+0,5*470*(488,8/(3*267))*7000+ +0,5*470*(488,8/(3*267))2*7000=2693058 кВт
2 вариант. W2-ат = 125*8000+0,5*470*(488,8/(3*267))*7000+ +0,5*470*(488,8/(3*267))2*7000=2693058 кВт
Стоимость потерь энергии в трансформаторах для обоих вариантов:
1 вариант. Ипот1=1*(W220*N1-220+W500*N1-500+W1-ат*Nат)/100000= = 1*(7830234*1+5554488*3+2693058*1)/ 100000=272,11 тыс. руб.
2 вариант. Ипот2=1*(W220*N2-220+W500*N2-500+W2-ат*Nат)/100000= = 1*(7830234*0+5554488*4+2693058*1)/ 100000=254,88 тыс. руб.
Приведённые затраты: З=рн*К+Ипот, [2. стр. 10] где рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;
Составляющие годовых |
1 вариант |
2 вариант |
Эксплуатационных расходов, тыс. руб./год |
||
Отчисления на амортизацию а*К/100 |
761,44 |
779,68 |
Стоимость потерь энергии Ипот |
272,11 |
254,88 |
Итого И |
1033,55 |
1034,56 |
Приведённые затраты З |
2175,71 |
2204,08 |
По приведенным затратам разница между вариантами составила: <5%
По экономическим показателям оба варианта оказались практически равнозначными. Таким образом, руководствуясь техническими соображениями, выбираем первый вариант.
Выбор трансформаторов собственных нужд:
На АЭС с реакторами ВВЭР-1000 мощность, потребляемая собственными нуждами, составляет 5-8% от мощности блока [4]. В этом случае мощность, приходящаяся на каждый блок, будет составлять 1111*0,06=66,66 МВА. Для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд на каждый блок устанавливается два ТСН. Следовательно, мощность, приходящаяся на один ТСН, равна 66,66/2=33,33 МВА. Т.е. можно, в качестве ТСН, выбрать трансформатор мощностью 40 МВА. Но, исходя из опыта эксплуатации, ставят трансформаторы мощностью 63 МВА. Таким образом, рабочим трансформатором собственных нужд выберем ТРНДС-63000/35.
Питание резервных трансформаторов собственных нужд осуществляется с РУ наименьшего напряжения, т.е. с ОРУ 220 кВ. Так как в схеме энергоблока стоят комплексы аппаратные генераторные, то пуск и остановку блока можно производить от рабочего ТСН, следовательно, мощность РТСН будет равна мощности рабочего. Т.е. в качестве РТСН выбираем ТРНДС-63000/220.