Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
пояснит зап.doc
Скачиваний:
1
Добавлен:
31.08.2019
Размер:
1.42 Mб
Скачать

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..

    1. 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.

    1. 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 330кВ330кВпред=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

    1. 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 АТп 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).

Sнагрнагр/cosφг=180/0,85=212 МВА

  1. Sрасч 1= Sнагр-( Sг- Sсн)=212-(259-25)=-22 МВА

Sрасч 2 = Sнагр= 212 МВА

Sном АТ≥212/1,4=151 МВА

  1. 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..

    1. 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:

З1нК11=0,12×5634,8+935,4=1611,6 тыс. руб.

З2нК11=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.