Міністерство освіти України
Севастопольський інститут ядерної енергії та промисловості
Електротехнічний факультет
Кафедра експлуатації електричних станцій
КУРСОВИЙ ПРОЕКТ
З дисципліни:
ЕЛЕКТРИЧНІ СТАНЦІЇ І ПІДСТАНЦІЇ
Розробив: Бойко В.П.
Перевірив: Сиротенко Б.Г.
2002
C одержание
Зміст
1. Вибір схеми видачі потужності електростанції типу АЕС
1.1 Вихідні дані завдання:
1.2 Розподіл генераторів між РУ ВН і РУ СН
1.3 Вибір генераторів і блокових трансформаторів
1.4 Вибір АТ
1.5 Визначення втрат у трансформаторах блоків і АТ
1.6 Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ
1.7 Кількість з'єднань на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ
1.8 Вибір варіантів схем РУ всіх напруг
1.9 Техніко-економічний аналіз варіантів схем
1.9.1 Визначення втрат електроенергії від потоків відмов елементів схем РУ СН
1.9.2 Техніко-економічне зіставлення варіантів розглянутих схем
2. Проектування електропостачання власних потреб блоку АЕС
2.1 Схеми електропостачання споживачів власних потреб
2.1.1 Принципи побудови схеми
2.1.2 Класифікація споживачів за надійністю живлення
2.1.3 Мережі і живлять напруги
2.1.4 Джерела живлення
2.1.5 Приєднання трансформаторів власних потреб
2.1.6 Живлення споживачів III групи секцій нормальної експлуатації
2.1.7 Живлення споживачів II групи надійності общеблочних секцій
2.1.8 Живлення споживачів I групи надійного живлення 0,4 кВ
2.1.9 Схема постійного струму
2.2 Вибір трансформаторів власних потреб
2.2.1 Загальні положення
2.2.2 Вибір трансформаторів 6/0.4
2.2.3 Вибір трансформаторів 24 / 6,3-6,3 кВ
2.2.4 Вибір резервних трансформаторів власних потреб 330 / 6,3-6,3 кВ
2.3 Розрахунок самозапуску електродвигунів власних потреб на 6 кВ блоку
2.3.1 Основні положення
2.3.2 Розрахункові і допустимі умови режиму самозапуску
2.3.3. Розрахунок початкової напруги режиму самозапуску
2.4 Розрахунок струмів КЗ на шинах власних потреб
2.4.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кВ
2.4.2 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 0,4 кВ
2.5 Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин РУ власних потреб
2.5.1 Елементи КРУ 6 кВ
2.5.2 Розрахункові умови для вибору провідників і апаратів за тривалим режимам роботи
2.5.3 Вибір КРУ-6 кВ
2.5.4 Вибір вимикачів КРУ-6 кВ
2.5.5 Вибір вимірювальних трансформаторів
2.5.6 Вибір струмоведучих частин у колі трансформатора ТРДНС-63000/35
2.5.7 Вибір кабелів 6 кВ
2.5.8 Вибір елементів КРУ 0,4 кВ
3. Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення
3.1 Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення
3.2 Особливості визначення потужності дизель генераторів систем надійного живлення блоків з ВВЕР-1000
4. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми
4.1 Розрахунок струмів короткого замикання
4.2 Вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми
4.2.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 750 кВ
4.2.2 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 330 кВ
4.2.3 Вибір вимикача навантаження
4.2.4 Вибір струмопроводу генератор-трансформатор (24 кВ)
4.2.5 Вибір трансформатора напруги (750 кВ)
4.2.6 Вибір трансформатора напруги (330кВ)
4.2.7 Вибір трансформатора струму (750 Кв)
4.2.8 Вибір трансформатора струму (330кВ)
4.2.9 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-750 кВ
4.2.10 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-750 кВ
4.2.11 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-330 кВ
4.2.12 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-330 кВ
1. Вибір схеми видачі потужності електростанції типу АЕС
1.1 Вихідні дані завдання:
Виконати проект зміни електричної частини Запорізької АЕС.
вихідні дані завдання зведені в таблицю № 1.
Тип електростанції і число встановлених на ній генераторів | Дані РУ вищої напруги | Дані РУ середньої напруги | |||
напруга, кВ | потужність к.з. від системи, МВА | Напряже ня, кВ | навантаження, МВт | потужність к.з. від системи, МВА | |
АЕС 7 '1000 МВт | 750 | 14000 | 330 | 3800/3200 | 12000 |
Кількість ЛЕП на напругу 750 кВ - 4, довжиною 300 км.
Кількість ЛЕП на напругу 330 кВ - 5, довжиною 30 км.
Час використання максимального навантаження Т нагр.мах = 6000 годин.
Час використання встановленої потужності генераторів Т м.Усть. = 7200 годин.
Максимальна активна потужність, що віддається в енергосистему - 7000 МВт.
1.2 Розподіл генераторів між РУ ВН і РУ СН
Схема видачі потужності визначає розподіл генераторів між РУ різних напруг, трансформаторну і автотрансформаторного зв'язок між РУ, спосіб з'єднання генераторів з блочними: трансформаторами, точки підключення пускорезервні і резервних трансформаторів власних потреб.
Зазвичай до РУ середньої напруги (СН) підключається стільки генераторів, скільки необхідно, щоб покрити навантаження в максимальному режимі. Решта підключаються до РУ високої напруги (ВН), тобто:
n р-сн = Р нг m ax / Р р = 3800/1000 »4
де: РНГ m ax - максимальне навантаження РУ СН;
Рг - потужність одного генератора;
n р-сн - кількість генераторів, підключених до РУ СН.
1.3 Вибір генераторів і блокових трансформаторів
Згідно завдання вибираємо генератори проектованої станції (вибираються за активної потужності):
Вибираємо за (Л.3) генератор ТВВ-1000-4
Генератор | Ном. частота обертання, об / хв | Номінальна потужність | Ном. напруга, кВ | Cos j ном. | Ном. струм, кА | х " | Т а | |
S, МВА | Р, МВт | |||||||
ТВВ-1000-4 | 1500 | 1111 | 1000 | 24 | 0,9 | 26,73 | 0,324 | 0,25 |
Згідно завдання вибираємо по (Л.3) блочні трансформатори:
S бл. розр. = 1,05 S р = 1,05 '1111 = 1166,55 МВА
За літературі (3) вибираємо ОРЦ-417000/750 і ТЦ-1250000/330
Тип трансформатора | S н, МВА | Р хх, кВт | Р к, кВт | НН, кВ | u КВН-ПН,% | u КСН-ПН,% | I хх |
ОРЦ 417000/750 | 3 '417 | 3 '320 | 3 '800 | 24 | 14 | 45 | 0,35 |
ТЦ 1250000/330 | 1250 | 500 | 2800 | 24 | 14,5 | - | 0,55 |
1.4 Вибір АТ
Вихідні дані для розрахунку наведені в таблиці № 1.
Повна потужність генератора S р дорівнює:
S г = Р р / cos j = 1000 / 0,9 = 1111 МВА
Так як навантаження власних потреб (с.н.) S сн не задана, то ставимо її самі з розрахунку 4-6% від потужності генератора:
S сн = S р '5% / 100% = 1111' 5% / 100% = 55,55 МВА
Максимальна повна потужність РУ СН:
S н max = Р С н max / cos j = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА
Мінімальна повна потужність РУ СН:
S нг min = Р З н min / cos j = 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА
Розглянемо два варіанти схем:
Рис.1 3 блоки на СН і 4 блоки на ВН
Розглядаємо 1-й варіант: 3 блоки на СН і 4 блоки на ВН.
S П min = S S ДБН - S нг min - S сн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА
S П max = S н max - S S ДБН + S сн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА
S па = S н max - (S S ДБН - S г1) + S сн = 4470,59 - (3333 - 1111) + 166,65 = 2415,24
МВА
де:
S сн - потужність власних потреб;
S г1 - потужність одного генератора;
S П min - мінімальна потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН;
S П max - максимальна потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН;
S па - потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН при відключенні одного блоку;
S S ДБН - сумарна потужність генераторів на СН;
S нг min - мінімальна потужність навантаження на генератори СН;
S н max - максимальна потужність навантаження на генератори СН.
Розглядаємо 2-й варіант: 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН.
S П min = S S ДБН - S нг min - S сн = 4444 - 3764,7 - 222,2 = 457,1 МВА
S П max = S н max - S S ДБН + S сн = 4470,59 - 4444 + 222,2 = 248,79 МВА
S па = S н max - (S S ДБН - S г1) + S сн = 4470,59 - (4444 - 1111) + 222,2 = 1359,79
МВА
Рис.1 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН
Вибираємо 2-й варіант: 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН, тому що згідно розрахунку в другому варіанті максимальні потужності перетоків РУ СН «РУ ВН в аварійному режимі (відключення одного блоку) виявилися нижчими майже вдвічі за значенням по відношенню до першого варіанту, що обумовлює вибір АТ із Л.3.
Розраховуємо потужність АТ:
S ат розр. = 1359,79 МВА
За літературі (3) вибираємо 1 групу однофазних АТ: АОДЦТН-417000/750/330
S н = 3 '417 МВА; ВН = 750 / кВ; СН = 330 / кВ
1.5 Визначення втрат у трансформаторах блоків і АТ
Визначаємо втрати в автотрансформатори.
Розмір втрат у трифазній групі однофазних двообмоткових трансформаторів визначається за формулою:
МВт × год / рік
де:
n - кількість паралельно працюючих трансформаторів;
S n - номінальна потужність трансформатора;
S nmax - максимальне навантаження трансформатора по графіку;
Р хх, Р кз - втрати потужності одного трансформатора потужністю S n;
Т Г - число годин використання потужності (7200 годин);
t max - час найбільших втрат (1% від Т Г).
Визначаємо втрати в трансформаторах блоку:
Розмір втрат у трифазні двохобмотувальні трансформаторі визначається за формулою:
на напругу 330 кВ:
МВт × год / рік
на напругу 750 кВ:
МВт × год / рік
1.6 Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ
Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ:
де: n - кількість ліній.
За Л.3 вибираємо сталеалюміневий провідник АС 400/51
I доп. = 835 А.
Вибір провідників для ЛЕП на РУ-750 кВ:
де: n - кількість ліній.
За Л.3 вибираємо сталеалюміневий провідник АС 400/51
I доп. = 835 А.
1.7 Кількість з'єднань на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ
З причини того, що групи РТСН живляться від ВРП-330 і 150 кВ Запорізької ТЕС, що знаходиться в 2-х км від АЕС, то на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ АЕС ми їх не враховуємо.
Кількість з'єднань на РУ 750 кВ:
n = n ЛЕП + n г + n пртсн + n секц. + n ат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8
Кількість з'єднань на РУ 330 кВ:
n = n ЛЕП + n г + n пртсн + n секц. + n ат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10
1.8 Вибір варіантів схем РУ всіх напруг
Схеми розподільчих пристроїв (РУ) підвищених напруг електричних станцій вибираються по номінальному напрузі, числу приєднань, призначенням і відповідальності РУ в енергосистемі, а також з урахуванням схеми прилеглої мережі, черговості та перспективи розширення.
Схеми РУ напругою 35 - 750 кВ повинні виконуватися з урахуванням вимог і норм технологічного проектування.
За наявності декількох варіантів схем задовольняють перерахованим вище вимогам перевага віддається:
більш простому і економічному варіанту;
варіанту, за яким потрібно найменшу кількість операцій з вимикачами а роз'єднувачами РУ підвищеної напруги при режимних перемиканнях виведення в ремонт окремих ланцюгів і при відключенні пошкоджених ділянок в аварійних режимах.
Розглянемо основні види схем, які застосовуються в схемах РУ330/750 кВ.
Схема № 1. Схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги (3 / 2).
Схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги (сх.1). У розподільних пристроях 330 - 750 кВ застосовується схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги. Кожне приєднання включено через два вимикача У нормальному режимі всі вимикачі включені, обидві системи шин знаходяться під напругою Для ревізії будь-якого вимикача відключають його і роз'єднувачі, встановлені по обидва боки вимикача Кількість операцій для виведення у ревізію - мінімальне, роз'єднувачі служать тільки для відділення вимикача при ремонті , ніяких оперативних перемиканні ними не виробляють Переваги розглянутої схеми:
при ревізії будь-якого вимикача всі приєднання залишаються в роботі;
висока надійність схеми;
випробування вимикачів проводиться без операцій з роз'єднувачами. Ремонт шин, очищення ізоляторів, ревізія шинних роз'єднувачів проводяться без порушення роботи ланцюгів;
кількість необхідних операцій роз'єднувачами протягом року для виведення в ревізію по черзі всіх вимикачів, роз'єднувачів і збірних шин значно менше, ніж у схемі з двома робітниками і обхідний системами шин.
Недоліки даної схеми:
відключення КЗ на лінії двома вимикачами, що збільшує загальну кількість ревізій вимикачів;
дорожчання конструкції РУ при непарному числі приєднань, так як один ланцюг повинна приєднуватися через два вимикачі;
зниження надійності схеми, якщо кількість ліній не відповідає числу трансформаторів. У даному випадку до одному ланцюжку з трьох вимикачів приєднуються два однойменних елемента, тому можливо аварійне відключення одночасно двох ліній;
ускладнення релейного захисту;
збільшення кількості вимикачів в схемі.
Схема № 2. Схема з двома системами шин і чотирма вимикачами на три ланцюги.
Схема з двома системами шин і з чотирма вимикачами на три приєднання (сх.2). Найкращі показники схема має, якщо число ліній в 2 рази менше або більше числа трансформаторів.
Переваги схеми:
схема 4 / 3 вимикача на приєднання має всі достоїнства властиві полуторної схемі;
схема економічніша в порівнянні з полуторною схемою (1,33 вимикача на приєднання замість 1,5);
секціонування збірних шин потрібно тільки при 15 приєднання і більше;
надійність схеми практично не знижується, якщо до однієї ланцюжку будуть приєднані дві лінії і один трансформатор замість двох трансформаторів і однієї лінії;
конструкція ОРУ по розглянутій схемі досить економічна і зручна в обслуговуванні.
1.9 Техніко-економічний аналіз варіантів схем
1.9.1 Визначення втрат електроенергії від потоків відмов елементів схем РУ СН
Розрахунок проводимо за допомогою комп'ютерної програми, розробленої випускником УІПА 2000 Путілін А.М.
Розрахунок показників надійності головної схеми РУ СН (3 / 2)
Тип станції - АЕС; Uном, кВ - 330; Топ, год - 2,0
Обладнання | Параметр потоку відмов, 1/год | Час восст. після відмови Тв, ч. | Час на пл. ремонт Тр, год / рік |
Вимикачі | 0,2500 | 75 | 271 |
Система шин | 0,0130 | 5 | 3 |
Одержано результати для вимикачів та систем шин:
Відмова | У період ремонту | W, 1/год | ВП / Тв | ОВ |