Содержание	Стр.
Введение	1
Выбор главной схемы электрических соединений 2.1. Технико-экономический анализ вариантов схемы 2.2. Выбор схем распределительных устройств 2.3. Выбор схемы электрических соединений собственных нужд	2
Расчет токов короткого замыкания	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
Выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения	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
Список литературы	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.

1. 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]:

n_ном=1500 об/мин

S_ном=1111 МВА

P_ном=1000 МВт

U_ном=24 кВ

I_ном=26.73 кА

cos _ном=0.9

X_d^”=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 7001100 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: S_ном=630 МВА, U_вн=242 кВ, U_нн=20 кВ, P_х=400 кВт, P_{к вн-нн}=1200 кВт, u_{к 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 S_ном=417 МВА, U_вн= кВ, U_нн=24 кВ, P_х=180 кВт, P_{к вн-нн}=990 кВт, u_{к 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: S_{ном г}-S_потр-S_с.н.=1111-500/0,9-1111*0,06= 488,8 МВА В аварийном режиме(отключение блока на стороне 220 кВ): S_потр+S_с.н=500/0,9+1111*0,06= 622,2 МВА

2 вариант. Во всех режимах: S_потр+S_с.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: S_ном=267 МВА, U_вн= кВ, U_сн= кВ, P_х=125 кВт, P_{к вн-сн}=470 кВт, u_{к вн-сн}=11,5%, u_{к вн-нн}=37%, u_{к 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 Р_х, Р_к – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, S_ном – номинальная мощность трансформатора, S_макс – 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] P_кв=P_кс=0,5*470=235 кВт

1 вариант. W_1-ат = 125*8000+0,5*470*(488,8/(3*267))*7000+ +0,5*470*(488,8/(3*267))²*7000=2693058 кВт

2 вариант. W_2-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. И_пот1=1*(W₂₂₀*N_1-220+W₅₀₀*N_1-500+W_1-ат*N_ат)/100000= = 1*(7830234*1+5554488*3+2693058*1)/ 100000=272,11 тыс. руб.

2 вариант. И_пот2=1*(W₂₂₀*N_2-220+W₅₀₀*N_2-500+W_2-ат*N_ат)/100000= = 1*(7830234*0+5554488*4+2693058*1)/ 100000=254,88 тыс. руб.

Приведённые затраты: З=р_н*К+И_пот, [2. стр. 10] где р_н - 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.