Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

Министерство образования Украины

Севастопольский институт ядерной энергии и промышленности

Электротехнический факультет

Кафедра эксплуатации электрических станций

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине:

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ

Разработал: Бойко В.П.

Проверил: Сиротенко Б.Г.

2002

Cодержание

• Cодержание
• 1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС
• 1.1 Исходные данные задания:
• 1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН
• 1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов
• 1.4 Выбор АТ
• 1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ
• 1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
• 1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
• 1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений
• 1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем
• 1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН
• 1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем
• 2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС
• 2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд
• 2.1.1 Принципы построения схемы
• 2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания
• 2.1.3 Сети и питающие напряжения
• 2.1.4 Источники питания
• 2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд
• 2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации
• 2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций
• 2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ
• 2.1.9 Схема постоянного тока
• 2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 2.2.1 Общие положения
• 2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4
• 2.2.3 Выбор трансформаторов 24/6,3-6,3 кВ
• 2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3-6,3 кВ
• 2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока
• 2.3.1 Основные положения
• 2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
• 2.3.3. Расчет начального напряжения режима самозапуска
• 2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд
• 2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ
• 2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ
• 2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд
• 2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ
• 2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы
• 2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ
• 2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ
• 2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов
• 2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35
• 2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ
• 2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ
• 3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания
• 3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания
• 3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000
• 4. Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
• 4.1 Расчет токов короткого замыкания
• 4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
• 4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ
• 4.2.2 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ
• 4.2.3 Выбор выключателя нагрузки
• 4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ)
• 4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ)
• 4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв)
• 4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв)
• 4.2.8 Выбор трансформатора тока (330кВ)
• 4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ
• 4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ
• 4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ
• 4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ

1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС

1.1 Исходные данные задания:

Выполнить проект изменения электрической части Запорожской АЭС.

исходные данные задания сведены в таблицу №1.

Количество ЛЭП на напряжение 750 кВ 4, длиной 300 км.

Количество ЛЭП на напряжение 330 кВ 5, длиной 30 км.

Время использования максимальной нагрузки Тнагр.мах=6000 часов.

Время использования установленной мощности генераторов Тг.уст.=7200 часов.

Максимальная активная мощность, отдаваемая в энергосистему 7000 МВт.

1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными: трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.

Обычно к РУ среднего напряжения (СН) подключается столько генераторов, сколько необходимо, чтобы покрыть нагрузку в максимальном режиме. Остальные подключаются к РУ высшего напряжения (ВН), т.е.:

nг-сн = Рнг max / Рг = 3800/1000 4

где:Рнг max - максимальная нагрузка РУ СН;

Рг - мощность одного генератора;

nг-сн - число генераторов, подключенных к РУ СН.

1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов

Согласно задания выбираем генераторы проектируемой станции (выбираются по активной мощности):

Выбираем по (Л.3) генератор ТВВ-1000-4

Согласно задания выбираем по (Л.3) блочные трансформаторы:

Sбл. расч. = 1,05 Sг = 1,05 1111 = 1166,55 МВА

По литературе (3) выбираем ОРЦ-417000/750 и ТЦ-1250000/330

1.4 Выбор АТ

Исходные данные для расчета приведены в таблице №1.

Полная мощность генератора Sг равна:

Sг = Рг / cos = 1000 / 0,9 = 1111 МВА

Так как нагрузка собственных нужд (с.н.) Sсн не задана, то задаем ее сами из расчета 4-6% от мощности генератора:

Sсн = Sг 5% / 100% = 1111 5% / 100% = 55,55 МВА

Максимальная полная мощность РУ СН:

Sн max = Р Снmax / cos = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА

Минимальная полная мощность РУ СН:

Sнг min = Р Сн min / cos = 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА

Рассмотрим два варианта схем:

Рис.1 3 блока на СН и 4 блока на ВН

Рассматриваем 1-й вариант: 3 блока на СН и 4 блока на ВН.

SП min = SГсн - Sнг min - Sсн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА

SП max = Sн max - SГсн + Sсн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА

Sпа = Sн max - (SГсн - Sг1)+ Sсн = 4470,59 - (3333 - 1111)+ 166,65 = 2415,24

МВА

где:

Sсн-- мощность собственных нужд;

Sг1-- мощность одного генератора;

SП min-- минимальная мощность перетоков РУ СН РУ ВН;

SП max-- максимальная мощность перетоков РУ СН РУ ВН;

Sпа-- мощность перетоков РУ СН РУ ВН при отключении одного блока;

SГсн-- суммарная мощность генераторов на СН;

Sнг min-- минимальная мощность нагрузки на генераторы СН;

Sн max-- максимальная мощность нагрузки на генераторы СН.

Рассматриваем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН.

SП min = SГсн - Sнг min - Sсн = 4444 - 3764,7 - 222,2 = 457,1 МВА

SП max = Sн max - SГсн + Sсн = 4470,59 - 4444 + 222,2 = 248,79 МВА

Sпа = Sн max - (SГсн - Sг1)+ Sсн = 4470,59 - (4444 - 1111)+ 222,2 = 1359,79

МВА

Рис.1 4 блока на СН и 3 блока на ВН

Выбираем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН, т.к. согласно расчета во втором варианте максимальные мощности перетоков РУ СН РУ ВН в аварийном режиме (отключение одного блока) оказались ниже почти вдвое по значению по отношению к первому варианту, что обуславливает выбор АТ из Л.3.

Рассчитываем мощность АТ:

SаТ расч. = 1359,79 МВА

По литературе (3) выбираем 1 группу однофазных АТ: АОДЦТН-417000/750/330

Sн = 3 417 МВА;ВН = 750/ кВ;СН = 330/ кВ

1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ

Определяем потери в автотрансформаторе.

Величина потерь в трехфазной группе однофазных двухобмоточных трансформаторов определяется по формуле:

МВтч/год

где:

n -- число параллельно работающих трансформаторов;

Sn -- номинальная мощность трансформатора;

Snmax -- максимальная нагрузка трансформатора по графику;

Рхх, Ркз -- потери мощности одного трансформатора мощностью Sn;

ТГ -- число часов использования мощности (7200 часов);

max -- время наибольших потерь (1% от ТГ).

Определяем потери в трансформаторах блока:

Величина потерь в трехфазном двухобмоточном трансформаторе определяется по формуле:

на напряжение 330 кВ:

МВтч/год

на напряжение 750 кВ:

МВтч/год

1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ

Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ:

где: n - количество линий.

По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51

Iдоп. = 835 А.

Выбор проводников для ЛЭП на РУ-750 кВ:

где: n - количество линий.

По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51

Iдоп. = 835 А.

1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ

В виду того, что группы РТСН питаются от ОРУ-330 и 150 кВ Запорожской ТЭС, находящейся в 2-х км от АЭС, то на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ АЭС мы их не учитываем.

Кол-во соединений на РУ 750 кВ:

n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8

Кол-во соединений на РУ 330 кВ:

n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10

1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений

Схемы распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.

Схемы РУ напряжением 35 - 750 кВ должны выполнятся с учетом требований и норм технологического проектирования.

При наличии нескольких вариантов схем удовлетворяющих перечисленным выше требованиям предпочтение отдается:

- более простому и экономичному варианту;

- варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями а разъединителями РУ повышенного напряжения при режимных переключениях вывода в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.

Рассмотрим основные виды схем, применяемые в схемах РУ330/750 кВ.

Схема №1. Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (3/2).

Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (сх.1). В распределительных устройствах 330 - 750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Каждое присоединение включено через два выключателя В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя Количество операций для вывода в ревизию - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключении ими не производят Достоинства рассматриваемой схемы:

- при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;

- высокая надежность схемы;

- опробование выключателей производится без операций с разъединителями. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей;

- количество необходимых операций разъединителями в течении года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.

Недостатки рассматриваемой схемы:

- отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;

- удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;

- снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;

- усложнение релейной защиты;

- увеличение количества выключателей в схеме.

Схема №2. Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи.

Схема с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три присоединения (сх.2). Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов.

Достоинства схемы:

- схема 4/3 выключателя на присоединение имеет все достоинства присущие полуторной схеме;

- схема более экономична по сравнению с полуторной схемой (1,33 выключателя на присоединение вместо 1,5);

- секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13