Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт

Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 МБ

СОДЕРЖАНИЕ Аннотация

1. Выбор генераторов

2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой АЭС

3. Выбор силовых трансформаторов

4. Технико-экономическое сравнение вариантов проектируемой АЭС

5. Выбор и обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов С. Н

7. Расчет токов короткого замыкания

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

9.Выбор способа синхронизации

10.Расчет релейной защиты

11.Описание конструкции распределительного устройства

12.Расчет заземляющего устройства

13.Охрана труда

14.Специальное задание

15.Экономическая часть

16. Список литературы

АННОТАЦИЯ атомная электростанция схема расчет Дипломный проект «Электрическая часть АЭС 4000 МВт» выполнен на основании задания на проектирование.

Место сооружение проектируемой станции — Европейская часть России.

Топливо электростанции — ядерное.

На станции установлено четыре генератора ТВВ-1000−2. Нагрузка питается по четырем ВЛ от шин 330 кВ.

Связь с системой осуществляется по двум ВЛ от шин 750 кВ.

Два блока генератор — трансформатор подключены к РУ 750 кВ, остальные два к РУ 330 кВ. Связь между РУВН и РУСН осуществляется с помощью двух автотрансформаторов связи 3? АОДЦТН-417 000/750/330.

На основании НТП ТЭС и в соответствии с числом присоединений на напряжение 750 кВ и 330 кВ приняты схемы «3/2» и «4/3» с однорядной установкой выключателей.

В РУ 750 кВ установлен выключатель типа HPL — 800 B4 и разъеденитель типа РПД — 750 .В ячейках установлены трансформаторы тока типа ТОГ-750II-IУ1.На сборных шинах и в цепи линии установлены трансформаторы напряжения типа НДЕ-750.

В РУ 330 кВ установлен выключатель типа HPL — 363 B2 и разъеденитель типа РПД — 330 .В ячейках установлены трансформаторы тока типа ТОГ-330II-IУ1.На сборных шинах и в цепи линии установлены трансформаторы напряжения типа НОГ-330-II.

На станции установлено четыре трансформатора собственных нужд (ТСН) ТРДНС 63 000/24/6,3−6,3. Два пускорезервных трансформатора собственных нужд (ПРТСН), один того же типа, что и ТСН, нормально не присоединен, второй присоединен к шинам 330 кВ.

Произведен расчет релейной защиты ПРТСН .

ТРДЦН-63 000/330.

Установлены следующие защиты:

1.Продольная дифференциальная защита.

2.Газовая защита.

3.Защита от симметричной перегрузки.

4.Защита от внешних междуфазных замыканий.

Произведён технико-экономический расчет:

Полная сметная стоимость:

К=120 000 Млн руб.

Удельные капитальные вложения

К_уд=30 000 руб/кВт?ч КПД станции

n_cт=33%

Себестоимость кВт? ч

S_э=22 коп/ кВт? ч Произведен расчёт заземляющего устройства РУ 330 кВ.

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ На современных электростанциях для выработки электрической энергии применяются синхронные генераторы трех фазного переменного тока. В дипломном проекте генераторы выбираются по заданной мощности.

Таблица 1 с. 610

Охлаждение: Обмотка статора и сталь статора имеют водяное охлаждение, обмотка ротора непосредственное водяное охлаждение.

Рис. 1. Схема бесщеточного возбуждения генератора.

Принимается схема бесщёточного возбуждения (БЩ).

В этой схеме возбуждения генератора нет подвижных контактных соединений. Источником возбуждения генератора является вспомогательный синхронный генератор GE. Он выполнен по типу обратимых машин т. е. обмотка переменного тока расположена на вращающейся части, а обмотка возбуждения неподвижна. Возбуждение генератора GE осуществляется от возбудителя GEA. Ток от вращающейся обмотки переменного тока вспомогательного генератора подводится через проводники закрепленные на валу, к вращающемуся полупроводниковому выпрямителю. Выпрямленный ток подводится непосредственно к обмотке возбуждения основного генератора.

Регулирование тока возбуждения в обмотке ротора LG производится изменением тока возбуждения вспомогательного генератора LGE.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Вариант 1.

Рис. 2.

На АЭС установлены 4 блока G-T. Два блока G-T подключены к шинам 750 кВ, остальные два к шинам 330 кВ. Связь между РУ 750 кВ и РУ 330 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами Т5, Т6. Питание нагрузки по 4 ВЛ от РУ 330 кВ. Связь с системой по ВЛ 750 кВ.

Вариант 2.

Рис. 3

На АЭС установлено 4 блока G-T. Три блока G-T подключены на РУ 750 кВ, один на РУ 330 кВ. Связь между РУ осуществляется через АТ связи Т5, Т6. Питание нагрузки по 4 ВЛ от РУ 330 кВ. Связь с системой по ВЛ 750 кВ.

3.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Вариант 1.

3.1 Выбор блочных трансформаторов Выбор блочных трансформаторов производиться по мощности генератора за вычетом мощности на собственные нужды.

(1)

где:

P_G и Q_G — активная и реактивная мощность генератора;

Р_СН и Q_CH — активная и реактивная мощность собственных нужд.

Расход мощности на собственные нужды определяется по формуле:

; МВА (2)

где:

n% - расход на собственные нужды;

Кс — коэффициент спроса;

принимаем:

Кс = 0,9; n% = 7,8 с.12

Расход реактивной мощности генератора определяется по формуле:

Q_G = P_G · tg; Мвар (3)

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды:

; МВт

; Мвар где:

=0.8 =0.6

Рассчитываем мощность на собственные нужды:

МВА

Рассчитываем реактивную мощность генератора:

Q_G = 1000· 0,48 = 484,27 Мвар Рассчитываем активную и реактивную мощность на собственные нужды:

Р_СН = 62,4 · 0,8 = 51,12 МВт

Q_СН = 62,4 · 0,6 = 38,4 Мвар Рассчитываем мощность блочных трансформаторов:

По формуле (1)

МВА По рассчитанной мощности выбираем блочные трансформаторы:

Т1, Т2 — 3 ОРЦ — 417 000/750/24−24

Т3, Т4 — ТНЦ — 1 250 000/330/24

3.2 Выбор трансформаторов связи Мощность трансформаторов связи выбирается по наибольшему перетоку мощности между распределительными устройствами высокого и среднего напряжения.

Определяется для 3-х режимов.

3.2.1 Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле:

; МВА (4)

где:

n — число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G — активная и реактивная мощности генераторов;

P_H.MAX и Q_H.MAX — активная и реактивная мощности нагрузки.

P_H.MAX = P_MAX · n · K_ОДН; МВт (5)

где:

Р_МАХ — нагрузка одной линии в максимальном режиме;

n — число линий;

К_ОДН — коэффициент одновременности.

К_ОДН = 0,92 (по заданию)

Q_H.MAX = P_H.MAX · tg; Мвар (6)

где:

tg=0,48

по формуле (5)

Р_Н.МАХ = 4· 400· 0,92 = 1472 МВт по формуле (6)

Q_H.MAX = 1472 · 0,48 = 712,92 Мвар по формуле (4)

МВА

3.2.2 Переток мощности в режиме минимальной нагрузки рассчитывается по формуле:

; МВА (7)

где:

n — число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G — активная и реактивная мощности генераторов;

P_H.MIN и Q_H.MIN — активная и реактивная мощности нагрузки.

P_H.MIN = P_MIN · n · K_ОДН; МВт (8)

где:

Р_МIN — нагрузка одной линии в минимальном режиме;

n — число линий;

К_ОДН — коэффициент одновременности.

Q_H.MIN = P_H.MIN · tg; Мвар (9)

по формуле (8)

Р_Н.МIN = 4 · 300 · 0,92 = 1104 МВт по формуле (9)

Q_H.MIN=1104 · 0,48=529,92 Мвар по формуле (7)

; МВА

3.2.3 Переток мощности в аварийном режиме рассчитывается по формуле:

; МВА (10)

по формуле (10)

МВА

Мощность автотрансформаторов с учетом допустимой аварийной перегрузки:

; МВА (11)

где:

1,4 — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора (40%)

Наибольший переток мощности в минимальном режиме:

по формуле (11)

МВА Принимаются к установке трансформаторы типа:

Т5, Т6 3· АОДЦТН 333 000/750/330

Вариант 2

3.3 Выбор блочных трансформаторов Смотри пункт 3.1

3.4 Выбор трансформаторов связи

3.4.1 Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН по формуле (4)

МВА

3.4.2 Переток мощности в режиме минимальной нагрузки на РУСН

по формуле (7)

МВА

3.4.3 Переток мощности в аварийном режиме

по формуле (10)

МВА Наибольший переток мощности в аварийном режиме:

по формуле (11)

МВА Принимаются к установке трансформаторы типа:

Т5, Т6 3· АОДЦТН 417 000/750/330

Таблица номинальных параметров трансформаторов.

Таблица 2 с.615

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами.

; тыс. руб./год (12)

где:

К — капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

Е_н — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год;

У — ущерб от недостатка электроэнергии, тыс. руб./год.

При дипломном (курсовом) проектировании ущерб не учитывается, т.к. считается, что варианты равнонадежны.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

; тыс. руб./год (13)

где:

РА = 6,4% и РО = 2% - отчисления на амортизацию и обслуживание;

W — потери электроэнергии в трансформаторе, кВт· ч;

— 2 руб. стоимость 1 кВт· ч потерь электроэнергии, руб./кВт· ч.

Вариант 1.

4.1 Определяем потери электроэнергии в блочных трансформаторах 750 кВ Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

; кВт· ч (14)

где:

— потери мощности холостого хода, кВт;

— потери короткого замыкания, кВт;

— расчётная (максимальная) мощность трансформатора, МВА;

— продолжительность работы трансформатора (Т=8760 ч.);

ф — продолжительность максимальных потерь.

; ч (15)

Тмах — число часов использования максимальной нагрузки в течении года

Тмах = 6500 — 7000 ч.

по формуле (15)

= 5947,84 ч

по формуле (14)

по формуле (14)

4.2 Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи Т5 и Т4

Потери электроэнергии в трансформаторах связи.

; кВт· ч (16)

где:

— потери короткого замыкания мощности в обмотке ВН, кВт;

— потери короткого замыкания мощности в обмотке СН, кВт.

Индексами В и С обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высокого и среднего напряжения.

по формуле (15)

= 3411 ч.

Тмах_АТ = 5300 ч. (Указанно в задании на ДП) Потери короткого замыкания

; кВт (17)

; кВт (18)

по формуле (17)

кВт по формуле (18)

кВт

по формуле (16)

4.4 Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах

??W1 В = 2 · +2· +2· = 2 · + 2· +2 · = 81 748 167,34 кВт· ч

Вариант 2

4.5 Потери в блочных трансформаторах аналогично варианту 1

кВт· ч

кВт· ч

4.6 Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи Т5 и Т4

по формуле (17)

кВт по формуле (18)

кВт

по формуле (16)

4.7 Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах

W=3· ++=3·++2·= 88 150 252,68 кВт· ч Таблица техноэкономического сравнения двух вариантов.

Таблица 3 с.615−638

Р_а — отчисления на амортизацию (равны 6,4%) с. 429

Р_о — отчисления на обслуживание (равны 2%) с. 429

? — цена одного кВт· ч (равна 2 руб.)

На основании технико-экономического сравнения вариантов, первый вариант более экономичен и в дальнейших расчётах принимаем этот вариант.

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕННЫХ СХЕМ РУ РАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

5.1 Определяем число воздушных линий связи с системой Число линий связи с системой выбирается по максимальной мощности отдаваемой в систему и мощности одной линии.

; МВт (19)

где:

— активная мощность генераторов;

— активная мощность собственных нужд;

— минимальная активная нагрузка на генераторном напряжении;

n — количество блоков на станции.

(20)

где:

Р_в.сист — активная мощность, отдаваемая в систему;

Р_W — активная мощность одной линии.

Р_W = 2200 МВт с. 13 справочные материалы

по формуле (19)

МВт

по формуле (20)

К установке принимаем две воздушные линии для связи с системой.

5.2 Выбор упрощенной схемы РУ 750 кВ На основании Норм Технологического Проектирования АЭС в соответствии с числом присоединений, принимаем схему с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на две цепи («Полуторная» или «3/2»), с однорядной установкой выключателей.

Рис. 4

Достоинства:

1. Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения.

2. Ремонт выключателя без перерыва электроснабжения.

3. Разъединители-изолирующие аппараты.

4. Высокая надежность.

Недостатки:

1. Повреждение шиносоединительного выключателя приводит к отключению всех присоединений.

2. Отказ выключателя при повреждении элемента приводит к отключению источников питания и линий присоединенных к данной системе шин.

3. Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

4. Возрастает стоимость РУ на 20−25% из-за большого количества разъединителей.

5.3 Выбор упрощенной схемы РУ 330 кВ На основании Норм Технологического Проектирования АЭС в соответствии с числом присоединений, принимаем схему с двумя системами сборных шин и четырьмя выключателями на три цепи («4/2»), с однорядной установкой выключателей.

Рис. 5

Достоинства и недостатки см. П 5.2

5.4 Выбор схемы блока генератор — трансформатор На основании НТП АЭС в соответствии с числом присоединений и напряжением принята схема блока G-T с генераторными выключателями.

Рис. 6

Достоинства:

1. Выключателем Q осуществляется включение и отключение генератора, при этом не затрагиваются схема на стороне ВН.

Недостатки:

1. Удорожание блока за счет генераторного выключателя.

6. ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1 Для питания крупных двигателей 200 кВт применяется напряжение 6 кВ, для более легких 0,4 кВ

6.2 Питание собственных нужд осуществляется отпайками от блоков

6.3 Мощность рабочих ТСН определяется по формуле

; МВА (21)

где:

— номинальная мощность генератора, кВт;

— коэффициент спроса;

— процент расхода на собственные нужды энергоблока с 12.

6.4 РУСН 6 кВ выполняется с одной системой сборных шин, разделенных на секции. Система шин разделяется на секции, количество которых выбирается.

При мощности блоков 1000 МВт 2 секции на блоке с применением трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения.

6.5 Число резервных трансформаторов С.Н. принимается при наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока.

2 ПРТСН — при числе блоков 4.

6.6 Мощность каждого ПРТСН при наличии генераторных выключателей в блоках выбирается по наиболее мощному рабочему ТСН.

6.7 Для поддержки необходимого напряжения на шинах С.Н. 6 кВ, все ТСН должны иметь РПН.

6.8 Магистрали резервного питания С.Н. 6 кВ секционируются при одном ПРТСН через 3−4 блока, а при двух ПРТСН через 2−3 блока.

6.9 Выбор ТСН и ПРТСН.

по формуле (21)

МВА; S_ПРТСН = S_ТСН = МВА.

Таблица номинальных параметров трансформаторов собственных нужд.

Таблица 4 с.614

СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД Рис. 7

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Расчет токов короткого замыкания производится для правильного выбора и проверки электрооборудования и токоведущих частей. Расчет ведется в относительных единицах. За базовую мощность принимаем 1000 МВА.

S_Б = 1000 МВА

7.1 Расчётная схема станции Рис. 8

7.2 Схема замещения Рис. 9

7.3 Расчет сопротивлений элементов схемы

SБ = 1000 МВА

7.3.1 Расчёт сопротивлений генераторов G1, G2, G3, G4

(22)

где:

х"d — сверхпереходное индуктивное сопротивление;

S_НОМ.G — номинальная мощность генераторов.

по формуле (22)

7.3.2 Сопротивление трансформаторов Т1, Т2, Т3, Т₄.

(23)

по формуле (23)

7.3.3 Сопротивление автотрансформаторов

(24)

По формуле (24)

Система:

(25)

По формуле (25)

7.3.4 Сопротивление трансформатора собственных нужд где:

Uk% - напряжение КЗ, % ;

S_НОМ.Т — номинальная мощность трансформатора.

7.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-1

Рис. 10

Рис. 11

Рис. 12

Рис. 13

Таблица расчетов токов короткого замыкания в точке К-1.

Таблица 5 с.150

7.5 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2

Рис. 14

Рис. 15

=0,231

Рис. 16

Таблица расчетов токов короткого замыкания в точке К-2.

Таблица 6 с.150

7.6 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-3

Рис. 17

Рис. 18

Таблица расчета токов короткого замыкания в точке К-3.

Таблица 7 с.150

7.7 Расчет тока однофазного короткого замыкания в точке К2

Расчет тока однофазного короткого замыкания производится для расчета заземляющего устройства ОРУ 330 кВ.

7.7.1 Схема замещения прямой последовательности Рис.19

Рис.20

х_рез1=х_рез32= = = 0,1

где:

х_рез1 — сопротивление прямой последовательности.

х_рез2 — сопротивление обратной последовательности.

Результирующее сопротивление обратной и прямой последовательностей равны, т.к. одинаков путь протекания тока.

х_рез2=х_рез1=0,1

7.7.2 Схема замещения нулевой последовательности Рис.21

Рис.22

х₃₃=

х₃₄=

х₃₅=

х₃₆=

Рис.23

Результирующее сопротивление нулевой последовательности х_рез0=0,013

Ток однофазного кз рассчитывается по формуле:

кА (26)

По формуле (26)

• 1,69 = 23,8 кА

8. ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ

8.1 Расчёт перетоков мощности в схеме РУ 750 кВ Мощность, отдаваемая в систему рассчитывается по формуле:

(27)

Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии

S_сист.1л (28)

где: n — количество линий Мощность в систему в нормальном режиме определяется по формуле (27):

= 2691 + j1253,56 = 2969,12; МВА

P_c=2691 МВт; Q_c=1253,56; МВар.

Мощность от трансформаторов по формуле (1) (см. пункт 3.1.):

; МВА Мощность автотрансформаторов связи :

S_ат=S_{1 расч}=793,76+j361,82 (Режим min нагрузки) Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии в нормальном режиме определяется по формуле (28):

S_сист.1л; МВА Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии в аварийном режиме определяется по формуле (28):

S_сист.1л; МВА Максимальная мощность, проходящая через выключатель в нормальном режиме работы :

; МВА Максимальная мощность, проходящая через выключатель в аварийном режиме работы (отключена одна линия):

; МВА

8.2 Схема перетоков мощности в нормальном режиме при минимальной нагрузке

8.3 Схема перетоков мощности в аварийном режиме при минимальной нагрузке.

8.4 Расчетные условия для выбора аппаратов и токоведущих частей по режиму К.З. и по продолжительному режиму работы.

Таблица 8 c. 206

8.5 Выбор разъединителей в цепи трансформатора, линии, и ОРУ 750 кВ.

Таблица 9 c. 341.

8.6 Выбор выключателей В РУ 750 кВ Таблица 10 c. 341.

8.7 Выбор трансформаторов тока Таблица 11 с. 377

8.8 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 12 с. 377

Схема соединения приборов во вторичной обмотке трансформатора тока.

Рис. 26

Вторичная нагрузка трансформатора тока определяется по формуле

; Ом (29)

где:

— нагрузка измерительной обмотки трансформатора тока c.632

Сопротивление приборов определяется по формуле:

; Ом (30)

; Ом (31)

Определяем сопротивление проводников:

; Ом (32)

Ом, так как включено больше трех приборов.

по формуле (30)

Ом по формуле (31)

Ом Определяем сечение соединительных проводов

q=; мм² (33)

где:

— удельное сопротивление материала проводов

= 0,0175, так как мощность агрегата 100 МВт c.374

— расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, c. 375.

по формуле (33)

По условию прочности принимается q= 2,5 мм².

В качестве соединительных проводов принимаем многожильный кабель марки с медными жилами: КВВГ-2,5 мм²

; Ом (34)

по формуле (34)

Ом по формуле (31)

Ом

8.9 Выбор трансформатора напряжения в линии 750 кВ Таблица 13 с.632

Схема соединения приборов во вторичной обмотке трансформатора напряжения.

Рис. 27

Таблица вторичной нагрузки трансформатора напряжения.

Таблица 14 с.635

Проверка по вторичной нагрузке:

; ВА (35)

по формуле (9)

ВА

8.9 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора, за пределами ОРУ 750

8.9.1 Токопроводы выбираются по экономической плотности тока

g _Э=; мм² (36)

где:

I_НОРМ — ток нормального режима, А;

J_Э — экономическая плотность тока, 1А/мм² с.233

по формуле (36)

g _Э=мм²

Принимаем 2? ПА 500

8.9.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А где:

I_ДОП — допустимый ток.

807,06<1960; А

8.9.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

q _MIN =; мм² (37)

где:

С = 91, Ас/мм²; [6]с.192

по формуле (11)

q _MIN =мм²

По условию 289,94 <1000

8.9.4 Проверка по условию короны

; КВ./см (38)

где:

Ео — начальная критическая напряженность;

m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности = 0,82. с.237

— радиус провода

Е = К•, кВ/см (39)

где:

К — коэффициент учитывающих число проводов n в фазе; c.237

r_ЭК — эквивалентный радиус расщепленных проводов; c.237

=2,25 см

К=1+2 (40) c.237

по формуле (40)

К=

r _ЭК=; см (41) c.237

по формуле (41)

r_ЭК==9,48 см

где:

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

Dcp = 1,26 • D (42)

где:

D — расстояние между фазами D=1350 см с.237

по формуле (42)

Dср = 1,26 • 1350=1701 см

по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

Условие не образуется при условии: 1,07E?0.9Е₀

1,07•? 0,9•

34,19 кВ/см > 26,82 кВ/см

Провод по короне не проходит, берем 3? ПА 500

К=1+2 (43) c.237

по формуле (43

К=

r _ЭК=; см (44) c.237

по формуле (44)

r_ЭК==15,32 см

по формуле (39)

Е= кВ/см

1,07•? 0,9•

26,82 кВ/см? 26,82 кВ/см

Провод 3? ПА 500 удовлетворяет всем требованиям.

8.10 Выбор токоведущих частей в цепи линии, за пределами ОРУ 750 кВ

8.10.1 Токопроводы выбираются по экономической плотности тока

по формуле (36)

g _Э=мм²

Принимаем 3? ПА 500

8.10.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А

2285,62 < 2940; А

8.10.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания и

проверка на коронирование

См. П.8.9

8.11.1 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 750 кВ.

8.11.2Токопроводы выбираются по экономической плотности тока.

Принимаем провод 3? ПА 500

8.11.3Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А

1310,68 < 2940; А

8.11.4Проверка на термическое действие тока короткого замыкания и

проверка на коронирование.

См. П.8.9

Провод 3? ПА 500 удовлетворяет всем требованиям.

8.12 Выбор изоляторов в цепи ОРУ 750 кВ

В ОРУ 750 кВ для крепления проводов применяются шинные опоры ШО-750.

8.13 Расчёт перетоков мощности в схеме РУ 330 кВ

Мощность, передаваемая через АТ связи в РУВН в нормальном

режиме при минимальной нагрузке.

по формуле (27)

=793,76+j361,82 МВА

Мощность, передаваемая через АТ связи в РУВН в нормальном

режиме при максимальной нагрузке.

(45)

По формуле (45)

=425,76+j178,82 МВА

Мощность передаваемая одной линии в режиме максимальной

нагрузки:

S_нагр.1л МВА

где: n — количество линий

Мощность передаваемая одной линии в режиме минимальной

нагрузки:

S_нагр.1л МВА

Мощность от трансформаторов :

См. П.8.1 ;

; МВА

Максимальная мощность, проходящая через выключатель в нормальном режиме работы :

; МВА

Максимальная мощность, проходящая через выключатель в аварийном режиме работы (в работе один АТ) :

; МВА

8.14 Схема перетоков мощности в нормальном режиме при максимальной нагрузке

8.15 Схема перетоков мощности в нормальном режиме при минимальной нагрузке

8.16 Схема перетоков мощности в аварийном режиме при минимальной нагрузке

8.17 Расчетные условия для выбора аппаратов и токоведущих частей по режиму К.З. и по продолжительному режиму работы.

Таблица 15 c. 206

8.18 Выбор разъединителей в цепи трансформатора, линии, и ОРУ 330 кВ.

Таблица 16 c. 341.

8.19 Выбор выключателей В РУ 330 кВ Таблица 17 c. 341.

8.20 Выбор трансформаторов тока Таблица 18 с. 377

8.21 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 19 с. 377

Расчет вторичной нагрузки ТА и схема подключения приборов см. П.8.7

8.22 Выбор трансформатора напряжения в линии 330 кВ Таблица 20 с.632

Расчет вторичной нагрузки ТV и схема подключения приборов см. П.8.8

8.22 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора, за пределами ОРУ 330

8.22.1Токопроводы выбираются по экономической плотности тока по формуле (36)

g _Э=мм²

Принимаем 3? АС 600/72

8.22.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А

1834,24 < 3150; А

8.22.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

q _MIN =мм²

По условию <1800

8.10.1.4 Проверка на схлестывание

Не проводится, так как I_ПО =18,03 < 20 кА

8.10.1.5 Проверка по условию короны

=1,66 см по формуле (43)

К=

по формуле (44)

r_ЭК==13,84 см

D — расстояние между фазами D=750 см с.237

по формуле (42)

Dср = 1,26 • 750=945 см по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

1,07•? 0,9•30,68

17,2 кВ/см < 27,54 кВ/см Провод 3•АС 600/72 удовлетворяет всем требованиям.

8.23 Выбор токоведущих частей в цепи линии, за пределами ОРУ 330 кВ.

8.23.1Токопроводы выбираются по экономической плотности тока по формуле (36)

g _Э=мм²

Принимаем 2? АС 400/93

8.23.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А

1834,24 < 3150; А

8.23.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

q _MIN =мм²

По условию <800

8.23.4 Проверка на схлестывание

Не проводится, так как I_ПО =18,03 < 20 кА

8.23.5 Проверка по условию короны

=1,455 см по формуле (40)

К=

по формуле (41)

r_ЭК==7,62 см

Dср = 1,26 • 750=945 см по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

1,07•? 0,9•30,01

24,075 кВ/см < 27,91 кВ/см Провод 2? АС 400/93 удовлетворяет всем требованиям.

8.24 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 330

Принимаем 3? АС 400/93

8.24.1Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

I_MAX? I_ДОП; А

2061,71 < 2505; А

8.24.2 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

q _MIN =мм²

По условию <1200

8.24.3 Проверка на схлестывание

Не проводится, так как I_ПО =18,03 < 20 кА

8.24.4 Проверка по условию короны

=1,45 см по формуле (43)

К=

по формуле (44)

r_ЭК==13,23 см

D — расстояние между фазами D=750 см с.237

по формуле (42)

Dср = 1,26 • 750=945 см по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

1,07•? 0,9•30,01

20,23 кВ/см < 27,9 кВ/см Провод 3? АС 400/93 удовлетворяет всем требованиям.

8.25 Выбор изоляторов в цепи ОРУ 330 кВ

В ОРУ 330 кВ для крепления проводов применяются шинные опоры ШО-330.

9.ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ

Согласно ПУЭ турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток должны включаться на параллельную работу способом точной синхронизации.

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации или способом самосинхронизации. В обоих случаях генератор разгоняется первичным двигателем до частоты близкой к синхронной.

При точной синхронизации генератор включается возбуждённым и поэтому необходимо, чтобы в момент включения выполнялись следующие условия.

равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

равенство частот напряжений генератора и сети.

Совпадение фаз одноимённых напряжений генератора и сети.

Несоблюдение этих условий приводит к значительным толчкам тока опасным как для генератора, так и для устойчивой работы энергосистемы.

При нарушении вышеуказанных условий точной синхронизации возможны три случая.

а) Векторы фазных напряжений генератора U_{ф. Г} и энергосистемы не равны по величине, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой

U_ф.Г? U_ф.с; f_Г = f_с; ш = (U_ф.Г U_ф.с) = 0

б) Векторы разных фаз напряжения разошлись по фазе на некоторый угол ш, т. е.

ш? 0, но f_Г = f_с; U_ф.Г ⁼ U_ф.с

в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями

f_Г? f_с; U_ф.Г ⁼ U_ф.с

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений Д U_ф, которая обуславливает протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в третьем случае сразу же в момент включения (если ш? 0) или спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол.

(46)

где и — значения ЭДС и сопротивления генератора в момент включения; — сопротивление системы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчёте.

Рис. 28 Включение генератора в сеть способом точной синхронизации. а — исходная схема; б — векторная диаграмма напряжений при U_фг? U_фс; в — то же при ш? 0; г — кривая напряжения при f_г? f_с.

Ток I_у имеет индуктивный характер по отношению к Дu_ф Рис. 20,а. т.к. активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны. Допускается разность напряжений до 5−10% номинального, что не вызывает опасных перегрузок генератора.

Во втором случае Рис. 28,б. уравнительный ток по отношению к u_ф.Г имеет значительную активную составляющую. Вектор u_ф.Г отстаёт от вектора u_ф.с, поэтому активная составляющая уравнительного тока I_у создаёт вращающий момент, направленный на ускорение ротора генератора. Если бы вектор напряжения u_ф.Г опережал вектор u_ф.с, то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, тормозящий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников не должен превышать 10 -20 электрических градусов.

В третьем случае, когда угол ш непрерывно изменяется, изменяется и величина разности напряжений ДU_ф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется во времени с частотой, равной полусумме частот синхронизируемых источников, а его амплитуда колеблется в пределах от нуля до 2 u_ф. с частотой равной полуразности частот генератора и системы. При неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине ДU_ф. Кроме того, при большой разности частот генератор может не войти в синхронизм.

Уравнительный наибольший ток возникает при угле ш, равном 180электрических градусов. При включении генератора на параллельную работу с мощной энергосистемой (xc ~ 0)

(47)

При этом уравнительный ток в два раза превышает ток короткого трехфазного замыкания. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении величиной 0,1.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляется регулированием частоты вращения турбины. Изменение напряжения производится изменением тока возбуждения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится при помощи двух вольтметров, двух частотомеров, а так же с помощью специального прибора — синхроскопа, который позволяет контролировать совпадение векторов напряжения одноимённых фаз. Эти приборы входят в состав так называемых колонок синхронизации. Момент подачи импульса на включение выключателя определяется по стрелке синхроскопа.

Рис. 29.

Схема включения измерительных приборов колонки синхронизации.

Недостатки способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала, возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.

10.РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Расчет уставок защит трансформатора собственных нужд

ТРДЦН-63 000/330/6,3−6,3

Согласно ПУЭ на трансформаторе устанавливаются следующие виды защит:

1.Продольная дифференциальная защита — от всех видов к.з. в обмотках

трансформаторов и на его выводах.

2.Газовая защита — от всех повреждений внутри бака трансформатора,

сопровождающиеся разложением масла и выделением газа, в том числе от

витковых замыканий, а так же от понижения уровня масла трансформатора.

3.Защита от симметричной перегрузки установлена на НН.

4.Защита от внешних междуфазных замыканий — МТЗ с комбинированной

блокировкой по напряжению, установленной на ВН и НН.

Технические данные трансформатора типа ТРДЦН-63 000/330/6,3−6,3

S_ном=63 000 кВА

U_н=330/6,3−6,3 кВ

u_к% = 11

10.1 Расчет продольной дифференциальной защиты.

10.1.1 Определение номинальных токов трансформатора

= (48)

=

10.1.2 Выбор трансформатора тока для дифференциальной защиты

схема соединения вторичных обмоток ТА ?/Y-Y

На стороне ВН:

= (49)

Ксх;

==

На стороне НН:

= (50)

Ксх-1

=

Принимаем ТА с коэффициентом трансформации

=300/5

=3000/5

10.1.3 Расчет вторичных токов в плечах защиты

А (51)

А (52)

По формуле (51):

= 3,18 А

По формуле (52):

= 9,84 А

Принимаем сторону НН за основную т.к. у неё больше вторичный ток.

10.1.4 Расчет тока срабатывания

а) Из условия отстройки от броска намагничивающего тока.

I_cз=К_отсI_ном, А (53)

К_отс=1,3

I_сз=1,3=7521,33 А

б) Из условия отстройки от тока небаланса при внешнем к.з.

I_cз=К_отсI_нб max, А (54)

гдеI_нб max=, А (55)

I_нб— ток небаланса обусловленный погрешностью ТА

= Ка, А (56)

где:

Ка=1 — коэффициент апериодичности

Кодн=1 — коэффициент однотипности ТА

??=0,1 — коэффициент 10% погрешности ТА

Iкзmax=27,27 кА см. П.7.6.

По формуле (56):

= 1

= ?UL, А (57)

где:

?UL=0,16 — диапазон регулирования трансформаторов в о.е.

По формуле (57):

= 0,16 А

Предварительно расчет производится без учета .

Icз = Котс (), А (58)

Icз = 1,3()=9217,26 А

Принимаем значение Iсз=9217,26 А

10.1.5 Предварительная проверка чувствительности

(59)

Принимаем реле типа ДЗТ-11

10.1.6 Определение токов срабатывания реле и числа витков обмоток реле

ДЗТ-11 для двух сторон трансформатора.

(60)

где — Fср=100 А/витков — (МДС) срабатывания реле

А (61)

По формуле (61)

=12,5 А

По формуле (60):

=8 витков

Принимаем ближайшее меньшее значение

= 8 витков

=100/8=12,5А

(62)

10.1.7 Определение числа витков не основной стороны

= 8(9,64/3,18)= 24,25 витков (63)

Принимаем ближайшее целое значение

Wнеосн = 24 витков

Уравнительное число витков

Wур=12−8=4 витка

10.1.8 Определение тока обусловленного не точной установкой числа витков

А (64)

281,13 А

Производим расчет уточнённого значения тока срабатывания защит с учетом .

=1,3(281,13+4363,2+2727) =9582,72 А (65)

Icз=1,3552,63=718,4 А

= = 13,37(66)

Принимаем 13 витков.

10.1.8 Производим проверку чувствительности защиты по окончательно принятому току срабатывания

Значение уточненного тока срабатывания

защиты приведенного к стороне ВН.

=144,5 А (67)

(68)

10.2 Защита от симметричной перегрузки

10.2 .1 Ток срабатывания защиты

Iсз=, А (69)

где:

=1,051,1

=0,80,85

По формуле (69)

Iсз=

10.2.2 Ток срабатывания реле

Iср=, А (70)

По формуле (70)

Iср=

Принимаем реле РТ-40/10 t_ср=5−9 сек.

10.3 Защита от внешних междуфазных к.з.

МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению, устанавливается на стороне НН. Блокировка по напряжению питается со стороны НН.

10.3.1Реле тока

Iсз== =3977,62 А (71)

10.3.2 Коэффициент чувствительности

По формуле (59)

Расчет тока срабатывания реле

По формуле (70)

=

Принимаем реле РТ-40/10

10.3.3 Реле минимального напряжения

Напряжение срабатывания защиты

Uсз= (71)

Котс=1,1?1,2

Кв=1,12?1,15

Коэффициент чувствительности не производится т.к. при к.з. на сборных шинах U_ост=0.

Напряжение срабатывания реле

Ucp= (72)

Принимаем реле минимального действия РН-54/100

10.3.4 Расчёт уставок реле напряжения обратной последовательности.

Напряжение срабатывания защиты.

Uсз=0,06U_ном=0,06 6300=378 В

Напряжение срабатывания реле

По формуле (72):

Ucp==6 В

Принимаем реле РНФ-1М

10.3.4 Расчёт второго комплекта МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению на стороне ВН. Блокировка принимается одна для двух комплектов

Реле тока

10.3.5 Ток срабатывания защиты

= =151,73 А (73)

10.3.6 Коэффициент чувствительности.

По формуле (68)

10.3.7 Ток срабатывания реле.

Iср=, А (74)

Принимаем реле РТ — 40/10

11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

11.1 Описание конструкции распределительного устройства 750 кВ

Для широко распространенной схемы с двумя системами сборных шин и тремя выключателями на 2 присоединения, опираясь на чертежи типовых

Проектов («Энергоатомиздат»), была разработана компоновка с однорядной установкой выключателей и подвесными разъединителями для ОРУ 750 кВ.

В принятой компоновке все выключатели типа HPL-800 B4 размещаются в один ряд вдоль дороги, что облегчает их обслуживание. Подвесные разъединители типа РПД-750 устанавливаются на шинных опорах или на трансформаторах тока типа ТОГ-750II-IУ1.

Ошиновка в пределах ОРУ, в ячейке линии и в ячейке трансформатора, выполняется полым алюминиевым проводом 3? ПА 500.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на приемных порталах установлены молниеотводы.

Высота шинных порталов — 30 метр.

Высота приемных порталов — 42 метр.

Шаг ячейки — 41 метр.

Длина ячейки — 245,6 метр.

Площадь ОРУ — 31 891,2 м².

11.2 Описание конструкции распределительного устройства 330 кВ Для широко распространенной схемы с двумя системами сборных шин и четырьмя выключателями на три присоединения, была разработана типовая компоновка ОРУ с однорядной установкой выключателей и подвесными разъединителями. «Энергоатомиздат».

В принятой компоновке все выключатели типа HPL-363 B2 размещаются в один ряд вдоль дороги, что облегчает их обслуживание. Подвесные разъединители типа РПД-330 устанавливаются на шинных опорах или на трансформаторах тока типа ТОГ-330II-IУ1. Ошиновка в пределах ОРУ выполняется гибким токопроводом 3? АС 400/93, в ячейке линии 2? АС 400/93 и в ячейке трансформатора 3? АС 600/72. Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах установлены молниеотводы.

Высота шинных порталов — 18 метр.

Высота линейных порталов — 31,5 метр.

Шаг ячейки — 24 метр.

Длина ячейки — 99,8 метр.

Площадь ОРУ — 28 742,4 м².

12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

12.1 Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения оборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5−0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8−1м от фундаментов. Если расстояние между фундаментами рядов оборудования не превышает 3 м можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5−0,7 м. Расстояние между ними принимается увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки:4;5;6;7,5;9;11;13,5;16 и 20 м.

Расстояние между поперечными заземлителями не должно превышать 20 м.

В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая сталь, размером 40?4.

12.2 Определяем площадь заземляющего устройства.

Ячеек — 12.

Длинна ячейки — 99,8 м.

Ширина ячейки — 24 м.

12.3 Определение сопротивления искусственного заземления типа сетки без вертикальных электродов

(75)

где, А — Площадь сетки.

L_r — Общая длинна горизонтальных проводников.

— удельное сопротивление верхнего и нижнего слоя земли

(76)

По формуле (75)

12.4 Определяем сопротивление заземляющего устройства, включая естественные заземлители

(77)

12.5 Определяем напряжение прикосновения

(78)

где Iз-ток однофазного к.з.

R — Сопротивление

(79)

— Эквивалентное удельное сопротивление.

где Rч — Сопротивление человека = 1000Ом (80)

— Сопротивление верхнего слоя грунта.

По формуле (80)

По формуле (79)

По формуле (78)

Безопасность прикосновения не обеспечена, поэтому по контуру сетки

забиваются вертикальные электроды. l=5м на расстоянии 3 м друг от друга. Далее производится расчет заземлителя типа сетки с вертикальными электродами.

12.6 Определение сопротивления искусственного заземления типа сетки с вертикальными электродами Количество электродов:

(81)

где:

Р — периметр сетки.

Принимается 52 вертикальных электрода.

(82)

(83)

l_e= (84)

По формуле (82)

12.7 Определяем сопротивление заземляющего устройства, включая естественные заземлители

12.8 Определяем напряжение прикосновения

(85)

По формуле (78)

Напряжение прикосновения больше допустимого, следовательно безопасность прикосновения не обеспечена. Для снижения напряжения прикосновения у

рабочих мест необходимо выполнить подсыпку слоя щебня толщиной 0,1−0,2 м. Удельное сопротивление щебня составляет не менее 5000 Ом•м значит? при этом уменьшается до:

?_n=

Напряжение прикосновения По формуле (78)

U_пр=23 800•0,16•0,189•0,11=79,58 В

79,58 В Вывод: После подсыпки слоя щебня у рабочих мест безопасность прикосновения обеспечена.

Расчет искусственного заземлителя типа сетки, без вертикальных электродов, но с подсыпкой гравия у рабочих мест:

По формуле (78)

U_пр=23 800•0,29•0,189•0,11=143,49 В

143,49 В Вывод: После подсыпки слоя щебня у рабочих мест безопасность прикосновения обеспечена.

13.ОХРАНА ТРУДА. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ СТАНЦИЙ

Для безопасного проведения работ должны выполняться следующие организационные мероприятия:

— Назначения лиц, ответственных за безопасное выполнение работ;

— Выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск;

— Подготовка рабочего места и допуск;

— Надзор при выполнении работы;

— Перевод на другое рабочее место;

— Оформление перерывов в работе и ее окончания.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

— Выдающий наряд, отдающий распоряжения;

— Руководитель работ;

— Лицо, дающее разрешение на подготовку рабочего места и на допуск;

— Лицо, подготавливающее рабочее место;

— Допускающий; производитель работ; наблюдающий.

Выдающий наряд, распоряжения устанавливает возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных лиц, а также за соответствие выполняемой работе групп электробезопасности перечисленных в наряде работников.