Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт

 

Расчет электрической части

атомной электростанции мощностью 4000 МБ

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

. Выбор генераторов

. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой АЭС

. Выбор силовых трансформаторов

. Технико-экономическое сравнение вариантов проектируемой АЭС

. Выбор и обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений

. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов С.Н

. Расчет токов короткого замыкания

. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

.Выбор способа синхронизации

.Расчет релейной защиты

.Описание конструкции распределительного устройства

.Расчет заземляющего устройства

.Охрана труда

.Специальное задание

.Экономическая часть

. 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-417000/750/330.

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 63000/24/6,3-6,3. 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-63000/330.

Установлены следующие защиты:

.Продольная дифференциальная защита.

.Газовая защита.

.Защита от симметричной перегрузки.

.Защита от внешних междуфазных замыканий.

Произведён технико-экономический расчет:

Полная сметная стоимость:

К=120000 Млн.руб.

Удельные капитальные вложения

Куд=30000 руб/кВт?ч

КПД станцииcт=33%

Себестоимость кВт?чэ=22 коп/ кВт?ч

Произведен расчёт заземляющего устройства РУ 330 кВ.

.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 [6] с. 610

Тип турбогенератораМВтМВАCos?

град.Iном

кАкВ.

об/мин.К.П.Д. %Xd От.ед.Система возб.ОхлаждениеОбм. Стат.Обм. ротораСталь. Стат.ТВВ-1000-2100011110,926,7324300098,750,269БЩВДНВРВР

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.

.1 Выбор блочных трансформаторов

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

(1)

где:G и QG - активная и реактивная мощность генератора;

РСН и QCH - активная и реактивная мощность собственных нужд.

Расход мощности на собственные нужды определяется по формуле:

; МВА (2)

где: % - расход на собственные нужды;

Кс - коэффициент спроса;

принимаем:

Кс = 0,9; n% = 7,8 [7] с.12

Расход реактивной мощности генератора определяется по формуле:

G = PG · tgj ; 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:

QG = 1000· 0,48 = 484,27 Мвар

Рассчитываем активную и реактивную мощность на собственные нужды:

РСН = 62,4 · 0,8 = 51,12 МВтСН = 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 - 417000/750/24-24

Т3, Т4 - ТНЦ - 1250000/330/24

.2 Выбор трансформаторов связи

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

Определяется для 3-х режимов.

.2.1 Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН

рассчитывается по формуле:

; МВА (4)

где: - число блоков на шинах РУСН;

PG и QG - активная и реактивная мощности генераторов;

PH.MAX и QH.MAX - активная и реактивная мощности нагрузки.

H.MAX = PMAX · n · KОДН ; МВт (5)

где:

РМАХ - нагрузка одной линии в максимальном режиме;- число линий;

КОДН - коэффициент одновременности.

КОДН = 0,92 (по заданию)

H.MAX = PH.MAX · tgj ; Мвар (6)

где:j=0,48

по формуле (5)

РН.МАХ = 4· 400·0,92 = 1472 МВт

по формуле (6)H.MAX = 1472 · 0,48 = 712,92 Мвар

по формуле (4)

МВА

.2.2 Переток мощности в режиме минимальной нагрузки рассчитывается по формуле:

; МВА (7)

где: - число блоков на шинах РУСН;G и QG - активная и реактивная мощности генераторов;H.MIN и QH.MIN - активная и реактивная мощности нагрузки.

H.MIN = PMIN · n · KОДН ; МВт (8)

где:

РМIN - нагрузка одной линии в минимальном режиме;- число линий;

КОДН - коэффициент одновременности.H.MIN = PH.MIN · tgj ; Мвар (9)

по формуле (8)

РН.МIN = 4 · 300 · 0,92 = 1104 МВт

по формуле (9)H.MIN=1104 · 0,48=529,92 Мвар

по формуле (7)

; МВА

.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 333000/750/330

Вариант 2

.3 Выбор блочных трансформаторов

Смотри пункт 3.1

.4 Выбор трансформаторов связи

.4.1 Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН

по формуле (4)

МВА

.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 417000/750/330

Таблица номинальных параметров трансформаторов.

Таблица 2 [6] с.615

Тип трансформатораНоминальное напряжение, кВПотери, кВтНапряжение к.зIхх%ПримечаниеВНСНННх.х.К.ЗВН-СНВН-ННСН-ННВар.1Вар.2ВН-СНВН- ННСН-НН3·АОДЦТН 333000/750/33015,75217580255235 10 28 170,55Т5,Т6 -3·АОДЦТН 417000/750/33015,75220600--11--0,55 -Т5,Т6ТНЦ1250000/330347-24715-2200--14,5-0,55Т3,Т4Т2,Т3,Т43·ОРЦ417000/750-24-24320-800--14-0,35Т1,Т2Т1

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.;

Ен - 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.

.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.);

? - 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.

ТмахАТ = 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

??W1В = 2 ·+2· +2· = 2 ·+ 2· +2 · = 81748167,34 кВт·ч

Вариант 2

.5 Потери в блочных трансформаторах аналогично варианту 1

кВт·ч

кВт·ч

.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

=3·++=3·++2·= 88150252,68 кВт·ч

Таблица техноэкономического сравнения двух вариантов.

Таблица 3 [6] с.615-638

Тип оборудованияСтоимость единицы тыс. руб.Варианты12Кол-во, шт.Общая Стоимость, тыс.руб.Кол-во, шт.Общая Стоимость, тыс.руб.Блочный трансформатор ТНЦ - 1250000/3301500·60=900002180000190000Блочный трансформтор 3 ОРЦ - 417000/7501789·60=10734022146803322020Автотрансформаторы связи 3·АОДЦТН 333000/750/3301700·60=1020002204000--Автотрансформаторы связи 3·АОДЦТН 417000/750/3301900·60=114000--2228000Ячейка ОРУ 750 кВ800·60=4800041920005240000Ячейка ОРУ 330 кВ170·60=10200440800530600Итого: К тыс. руб. 831480910620Отчисление на амортизацию и обслуживание Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах 2 · 10-3 ·81748167,34 =163496,332·10-3·88150252 = 176300,5Годовые эксплутационные издержки+163496,33=233340,65+176300,5=252792,58Приведенные затраты 0,12·831480+233340,65=333118,250,12 · 910620+ 252792,58=362066,98

Ра - отчисления на амортизацию (равны 6,4%) [7] с. 429

Ро - отчисления на обслуживание (равны 2%) [7] 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

.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;- количество блоков на станции.

(20)

где:

Рв.сист - активная мощность, отдаваемая в систему;

РW - активная мощность одной линии.

РW = 2200 МВт [7] с. 13 справочные материалы

по формуле (19)

МВт

по формуле (20)

К установке принимаем две воздушные линии для связи с системой.

.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.

.Разъединители-изолирующие аппараты.

.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.

.Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

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

.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:

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

Недостатки:

. Удорожание блока за счет генераторного выключателя.

6. ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

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

.2 Питание собственных нужд осуществляется отпайками от блоков

.3 Мощность рабочих ТСН определяется по формуле

; МВА (21)

где:

- номинальная мощность генератора, кВт;

- коэффициент спроса;

- процент расхода на собственные нужды энергоблока [7] с 12.

.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.

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

ПРТСН - при числе блоков 4.

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

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

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

.9 Выбор ТСН и ПРТСН.

по формуле (21)

МВА ; SПРТСН = SТСН = МВА.

Таблица номинальных параметров трансформаторов собственных нужд.

Таблица 4 [6] с.614

Тип трансформатораS,МВАНоминальное напряжение, кВПотери, кВтНапряжение к.з., %Ixx, %ПримечаниеВНННРх.хРк.зТРДНС-63000/24/6,363246,3-6,35025012,70,45ТСН1-ТСН4, ПРТСН2 ТРДЦН-63000/330633306,3-6,3100230110,8ПРТСН1

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.

Б = 1000 МВА

.1 Расчётная схема станции

Рис. 8

.2 Схема замещения

Рис. 9

.3 Расчет сопротивлений элементов схемы

Б = 1000 МВА

.3.1 Расчёт сопротивлений генераторов G1, G2, G3, G4

(22)

где:

хd - сверхпереходное индуктивное сопротивление;НОМ.G - номинальная мощность генераторов.

по формуле (22)

.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)

.3.4 Сопротивление трансформатора собственных нужд

где: % - напряжение КЗ, % ;НОМ.Т - номинальная мощность трансформатора.

.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 [6] с.150

Источник ФормулаG1+G2С+G3+G4?; о.е.0,1760,02 -; кВ770; кА-; о.е. 1,131 -; кА 42,25; кА 12,321,9671,895 -Та ; с0,30,08 - -0,20,830,83; кА0,83·4,8=3,980,83·37,45=31,0835,06; кА113,71; кА7,82

.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 [6] с.150

Источник ФормулаС+G1+G2G3+G4?; о.е.0,2310,178; кВ340; кА; о.е. 11,13; кА18,03; кА ?0,2-0,83; кА7,3116,21,781,96Та ; с0,040,3; кА48,11; кА7,85

.6 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-3

Рис. 17

Рис. 18

Таблица расчета токов короткого замыкания в точке К-3.

Таблица 7 [6] с.150

Источник ФормулаС+G1+G2+G3Двигатель?; о.е. 3,36-; кВ6,3 1-; кА; кА-47,27

; кА-

Та ; с 1,87

Та с=0,076 1,65

Тд=0,07

Та д=0,04Iп.?.с.=IП.О.С. ; кА27,27-28,41Iп.?.д ; кА-; кА

2,8?0,2; кА

118,77

.7 Расчет тока однофазного короткого замыкания в точке К2

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

.7.1 Схема замещения прямой последовательности

Рис.19

Рис.20

хрез1=хрез32= = = 0,1

где:

хрез1 - сопротивление прямой последовательности.

хрез2 - сопротивление обратной последовательности.

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

хрез2=хрез1=0,1

.7.2 Схема замещения нулевой последовательности

Рис.21

Рис.22

х33=

х34=

х35=

х36=

Рис.23

Результирующее сопротивление нулевой последовательности хрез0=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

.1 Расчёт перетоков мощности в схеме РУ 750 кВ

Мощность, отдаваемая в систему рассчитывается по формуле:

(27)

Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии

сист.1л (28)

где: n - количество линий

Мощность в систему в нормальном режиме определяется по формуле (27):

= 2691 + j1253,56 = 2969,12 ; МВАc=2691 МВт ; Qc=1253,56 ; МВар.

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

; МВА

Мощность автотрансформаторов связи :

Sат=S1 расч=793,76+j361,82 ( Режим min нагрузки)

Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии в нормальном режиме определяется по формуле (28):

сист.1л; МВА

Мощность, отдаваемая в систему по каждой линии в аварийном режиме определяется по формуле (28):

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

.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 [6] c. 206

Расчетные формулыЦепь линии Цепь трансформатора Ячейка ОРУ 750 кВ Uном, кВ750Iнорм = , А

Iмах=, АIнорм=Iмах=, АIнорм = , АIмах = , АIпо , кА42,25Iу , кА113,71Iа??, кА7,82Int , кА35,06Bк= Iпо2(tотк + Та) , А2с42,252(0,14+0,3) = 696,17

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

Таблица 9 [6] c. 341.

Условия выбораРасчетные данныеКаталожные данныеЛинияТр-рОРУРПД-750Uуст?Uном, кВ750750Iнорм?Iном, А1142,81807,06974,933200Imax?Iном, А2285,62807,061310,68iу? iпр скв , кА113,71160Вк?Iтер2tтер, кА2с696,17632?2=7938ПриводПД-2У1-Двигательный

.6 Выбор выключателей В РУ 750 кВ

Таблица 10 [6] c. 341.

Условие выбораРасчётные данныеКаталожные данныеHPL - 800В4Uуст?Uном, кВ750750Iнорм?Iном, А Imax?Iном, А974,93 1310,684000Iп??Iоткл.ном, кА35,0650ia??iа.ном= кА7,82=35,35iу? iпр скв , кА113,71125Вк?Iтер2tтер, кА2с696,17502?3 = 7500ПриводBLG - 1002 A Пружинный

.7 Выбор трансформаторов тока

Таблица 11 [6] с. 377

Условия выбораРасчётные условияКаталожные данные ТОГ-750II-IУ1Uуст ? Uном, кВ750750Iнорм ? Iном , А974,934000Imax ? Iном , А1310,684000По конструкции и классу точности0,50,5/10р/10р/10р/10рiу ? iдин, кА113,71214Вк ? I2тер ·t тер , кА2·с696,17842?1=7056Z2 расч ? Z2 ном, Ом4,8540

.8 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 12 [6] с. 377

ПриборТипНагрузка, ВА фазыАВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Датчик активной энергииЕ-8291- 1Датчик реактивной энергииЕ-8301-1Итого:3,50,53,5

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 [6] 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= ; мм2 (33)

где:

- удельное сопротивление материала проводов

= 0,0175 , так как мощность агрегата 100 МВт [6] c.374

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, [6] 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 [6] с.632

Условия выбораРасчётные условияКаталожные данные НДЕ-750Uуст ? Uном, кВ750Схема соединения класс точности0,5 0,5По вторичной нагрузке S2 расч ? S2 ном, Ом29.9300

Схема соединения приборов во вторичной обмотке трансформатора напряжения.

Рис. 27

Таблица вторичной нагрузки трансформатора напряжения.

Таблица 14 [6] с.635

ПриборТипS одной обмотки, ВтЧисло обмотокcos?sin?Число приборовОбщая потребляемая мощностьР, ВтQ, варВаттметрД-3351,521013-ВарметрД-3351,521013-Фиксирующий прибор для определения места к.з.ФИП310,380,925137,3Датчик активной мощностиЕ-82810-10110-Датчик реактивной мощностиЕ-83010-10110-Итого:297,3

Проверка по вторичной нагрузке:

; ВА (35)

по формуле (9)

ВА

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

.9.1 Токопроводы выбираются по экономической плотности тока

g Э=; мм2 (36)

где: НОРМ - ток нормального режима, А;Э - экономическая плотность тока, 1А/мм2 [6] с.233

по формуле (36) Э=мм2

Принимаем 2×ПА 500

.9.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

MAX ? IДОП ; А

где: ДОП - допустимый ток.

,06<1960; А

.9.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

MIN = ; мм2 (37)

где:

С = 91, Ас/мм2; [6]с.192

по формуле (11)

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. [6] с.237

- радиус провода

Е = К?, кВ/см (39)

где:

К - коэффициент учитывающих число проводов n в фазе; [6] c.237ЭК - эквивалентный радиус расщепленных проводов; [6] c.237

=2,25 см

К=1+2 (40) [6] c.237

по формуле (40)

К=ЭК=; см (41) [6] c.237

по формуле (41)ЭК==9,48 см

где: ср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз = 1,26 ? D (42)

где:- расстояние между фазами D=1350 см [6] с.237

по формуле (42)

ср = 1,26 ? 1350=1701 см

по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

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

,07? ? 0,9?

,19 кВ/см > 26,82 кВ/см

Провод по короне не проходит, берем 3×ПА 500

К=1+2 (43) [6] c.237

по формуле (43

К=ЭК=; см (44) [6] c.237

по формуле (44)

ЭК==15,32 см

по формуле (39)

Е= кВ/см

,07? ? 0,9?

,82 кВ/см ? 26,82 кВ/см

Провод 3×ПА 500 удовлетворяет всем требованиям.

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

.10.1 Токопроводы выбираются по экономической плотности тока

по формуле (36)

Э=мм2

Принимаем 3×ПА 500

.10.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

MAX ? IДОП ; А

,62 < 2940 ; А

.10.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания и

проверка на коронирование

См.П.8.9

.11.1 Выбор токоведущих частей в пределах ОРУ 750 кВ.

.11.2Токопроводы выбираются по экономической плотности тока.

Принимаем провод 3×ПА 500

.11.3Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)MAX ? IДОП ; А

,68 < 2940 ; А

.11.4Проверка на термическое действие тока короткого замыкания и

проверка на коронирование.

См.П.8.9

Провод 3×ПА 500 удовлетворяет всем требованиям.

.12 Выбор изоляторов в цепи ОРУ 750 кВ

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

.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:

нагр.1л МВА

где: n - количество линий

Мощность передаваемая одной линии в режиме минимальной

нагрузки:

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

.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 [6] c. 206

Расчетные формулыЦепь линии Цепь трансформатора Ячейка ОРУ 330 кВ Uном, кВ330Iнорм = , А

Iнорм=Iмах=, АIнорм = , АIмах = , АIпо , кА18,03Iу , кА48,11Iа??, кА7,85Int , кА16,2Bк= Iпо2(tотк + Та) , А2с18,032(0,2+0,3) = 162,54

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

Таблица 16 [6] c. 341.

Условия выбораРасчетные данныеКаталожные данныеЛинияТр-рОРУРПД-330Uуст?Uном, кВ330330Iнорм?Iном, А776,791834,241566,433200Imax?Iном, А776,791834,242061,71iу? iпр скв , кА48,11160Вк?Iтер2tтер, кА2с162,54632?2=7938ПриводПД-2У1-Двигательный

.19 Выбор выключателей В РУ 330 кВ

Таблица 17 [6] c. 341.

Условие выбораРасчётные данныеКаталожные данныеHPL - 363В2Uуст?Uном, кВ330330Iнорм?Iном, А Imax?Iном, А1566,43 2061,715000Iп??Iоткл.ном, кА16,250ia??iа.ном= кА7,85=35,35iу? iпр скв , кА48,11125Вк?Iтер2tтер, кА2с162,54502?3 = 7500ПриводBLG - 1002 A Пружинный

.20 Выбор трансформаторов тока

Таблица 18 [6] с. 377

Условия выбораРасчётные условияКаталожные данные ТОГ-330II-IУ1Uуст ? Uном, кВ330330Iнорм ? Iном , А Imax ? Iном , А1566,43 2061,714000По конструкции и классу точности0,50,5/10р/10р/10р/10рiу ? iдин, кА48,11161Вк ? I2тер ·t тер , кА2·с162,54632?1=3969Z2 расч ? Z2 ном, Ом4,8530

.21 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 19 [6] с. 377

ПриборТипНагрузка, ВА фазыАВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Датчик активной энергииЕ-8291- 1Датчик реактивной энергииЕ-8301-1Итого:3,50,53,5

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

.22 Выбор трансформатора напряжения в линии 330 кВ

Таблица 20 [6] с.632

Условия выбораРасчётные условияКаталожные данные НДЕ-750Uуст ? Uном, кВ330Схема соединения класс точности0,5 0,5По вторичной нагрузке S2 расч ? S2 ном, Ом29.9400

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

.22.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

MAX ? IДОП ; А

,24 < 3150 ; А

.22.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

MIN =мм2

По условию <1800

8.10.1.4 Проверка на схлестывание

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

.10.1.5 Проверка по условию короны

=1,66 см

по формуле (43)

К=

по формуле (44)

ЭК==13,84 см

- расстояние между фазами D=750 см [6] с.237

по формуле (42)

ср = 1,26 ? 750=945 см

по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

,07? ? 0,9?30,68

,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.

.23.1Токопроводы выбираются по экономической плотности тока

по формуле (36)

Э=мм2

Принимаем 2?АС 400/93

.23.2 Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

MAX ? IДОП ; А

,24 < 3150 ; А

.23.3 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

MIN =мм2

По условию <800

8.23.4 Проверка на схлестывание

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

8.23.5 Проверка по условию короны

=1,455 см

по формуле (40)

К=

по формуле (41)

ЭК==7,62 см ср = 1,26 ? 750=945 см

по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

,07? ? 0,9?30,01

,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

.24.1Проверка сечения по допустимому току (на нагрев)

MAX ? IДОП ; А

,71 < 2505 ; А

.24.2 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания

по формуле (37)

MIN =мм2

По условию <1200

8.24.3 Проверка на схлестывание

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

.24.4 Проверка по условию короны

=1,45 см

по формуле (43)

К=

по формуле (44)

ЭК==13,23 см

- расстояние между фазами D=750 см [6] с.237

по формуле (42)

ср = 1,26 ? 750=945 см

по формуле (38)

по формуле (39)

Е= кВ/см

,07? ? 0,9?30,01

,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.

1. равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;
2. равенство частот напряжений генератора и сети.
3. 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 Uф. Г и энергосистемы не равны по величине, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой

Uф.Г ? Uф.с; fГ = fс; ? = (Uф.Г Ù Uф.с) = 0

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

? ? 0, но fГ = fс; Uф.Г = Uф.с

в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями

Г ? fс; Uф.Г = Uф.с

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений ? Uф, которая обуславливает протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в третьем случае сразу же в момент включения (если ? ? 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 Uфг ? Uфс; в - то же при ? ? 0; г - кривая напряжения при fг ? fс.

Ток Iу имеет индуктивный характер по отношению к ?uф 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 uф.Г имеет значительную активную составляющую. Вектор uф.Г отстаёт от вектора uф.с, поэтому активная составляющая уравнительного тока Iу создаёт вращающий момент, направленный на ускорение ротора генератора. Если бы вектор напряжения uф.Г опережал вектор uф.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 ? непрерывно изменяется, изменяется и величина разности напряжений ?Uф, 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 uф. с частотой равной полуразности частот генератора и системы.При неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине ?Uф. Кроме того, при большой разности частот генератор может не войти в синхронизм.

Уравнительный наибольший ток возникает при угле ?, 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-63000/330/6,3-6,3

Согласно ПУЭ на трансформаторе устанавливаются следующие виды защит:

.Продольная дифференциальная защита - от всех видов к.з. в обмотках

трансформаторов и на его выводах.

.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.

.Защита от симметричной перегрузки установлена на НН.

.Защита от внешних междуфазных замыканий - МТЗ с комбинированной

блокировкой по напряжению, установленной на ВН и НН.

Технические данные трансформатора типа ТРДЦН-63000/330/6,3-6,3ном=63000 кВАн=330/6,3-6,3 кВк% = 11

.1 Расчет продольной дифференциальной защиты.

.1.1 Определение номинальных токов трансформатора

= (48)

=

.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

.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.

.1.4 Расчет тока срабатывания

а) Из условия отстройки от броска намагничивающего тока.

cз=КотсIном , А (53)

Котс=1,3сз=1,3=7521,33 А

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

cз=КотсIнб max , А (54)

где- Iнб max= ,А (55) 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 кзmax=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 .

з = Котс() ,А (58) з = 1,3()=9217,26 А

Принимаем значение Iсз=9217,26 А

.1.5 Предварительная проверка чувствительности

(59)

2

Принимаем реле типа ДЗТ-11

.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)

.1.7 Определение числа витков не основной стороны

= 8(9,64/3,18)= 24,25 витков (63)

Принимаем ближайшее целое значениенеосн = 24 витков

Уравнительное число витковур=12-8=4 витка

.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)з=1,3552,63=718,4 А

= = 13,37(66)

Принимаем 13 витков.

.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

.2 .1 Ток срабатывания защиты

сз= ,А(69)

где:

=1,051,1

=0,80,85

По формуле (69)

сз=

.2.2 Ток срабатывания реле

ср= ,А(70)

По формуле (70)

ср=

Принимаем реле РТ-40/10 tср=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.

.3.1Реле тока

сз== =3977,62 А (71)

.3.2 Коэффициент чувствительности

По формуле (59)

Расчет тока срабатывания реле

По формуле (70)

=

Принимаем реле РТ-40/10

.3.3 Реле минимального напряжения

Напряжение срабатывания защиты

сз= (71)

Котс=1,1÷1,2

Кв=1,12÷1,15

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

Напряжение срабатывания реле

= (72)

Принимаем реле минимального действия РН-54/100

.3.4 Расчёт уставок реле напряжения обратной последовательности.

Напряжение срабатывания защиты.

сз=0,06Uном=0,06 6300=378 В

Напряжение срабатывания реле

По формуле (72):

==6 В

Принимаем реле РНФ-1М

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

Реле тока

.3.5 Ток срабатывания защиты

= =151,73 А(73)

.3.6 Коэффициент чувствительности.

По формуле (68)

.3.7 Ток срабатывания реле.ср= ,А(74)

Принимаем реле РТ - 40/10

11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

.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 - 31891,2 м2.

.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 - 28742,4 м2.

12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

.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 0,5-0,7м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1м от фундаментов. Если расстояние между фундаментами рядов оборудования не превышает 3м можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

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

Расстояние между поперечными заземлителями не должно превышать 20м.

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

.2 Определяем площадь заземляющего устройства.

Ячеек - 12.

Длинна ячейки - 99,8м.

Ширина ячейки - 24м.

.3 Определение сопротивления искусственного заземления типа сетки без вертикальных электродов

(75)

где А - Площадь сетки.r - Общая длинна горизонтальных проводников.

- удельное сопротивление верхнего и нижнего слоя земли

(76)

По формуле (75)

.4 Определяем сопротивление заземляющего устройства, включая естественные заземлители

(77)

.5 Определяем напряжение прикосновения

(78)

где Iз-ток однофазного к.з.- 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 3м друг от друга. Далее производится расчет заземлителя типа сетки с вертикальными электродами.

.6 Определение сопротивления искусственного заземления типа сетки с вертикальными электродами

Количество электродов:

(81)

где:

Р - периметр сетки.

Принимается 52 вертикальных электрода.

(82)

(83)e=(84)

По формуле (82)

.7 Определяем сопротивление заземляющего устройства, включая естественные заземлители

.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 0,1-0,2м. Удельное сопротивление щебня составляет не менее 5000 Ом?м значит ß при этом уменьшается до:

ßn=

Напряжение прикосновения

По формуле (78)

пр=23800?0,16?0,189?0,11=79,58 В

,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)

пр=23800?0,29?0,189?0,11=143,49 В

,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.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам административно-технического персонала и его структурных подразделений, имеющих группу V.

Руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, полноту и качество инструктажа бригады, проводимого допускающим и производителем работ, а также организацию безопасного ведения работы, назначается работник с группой V. Давать разрешение на подготовку рабочих мест и на допуск имеют право работники из дежурного персонала с группой IV в соответствии с должностными инструкциями.

Лицо, подготавливающее рабочее место, отвечает за правильное и точное выполнение мер по подготовке рабочего места, указанных в наряде, а также не требующих по условиям работы (установка плакатов, ограждений и т.д.); подготавливать рабочее место могут работники из оперативно-ремонтного персонала, допущенные к оперативным переключениям в данной электроустановке.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности в соответствии их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работ; а также отвечающий за полноту и качество проводимого инструктажа назначается из дежурного или оперативно-ремонтного персонала.

Производитель работ отвечает:

-За соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда;

За честность и полноту инструктажа членов бригады;

За наличие, исправность и правильное применение средств защиты, инструмента,, инвентаря и приспособлений;

За сохранность на рабочем месте ограждений;

За безопасное проведение работы и соблюдение настоящих правил.

Производитель работ должен осуществлять постоянный надзор за членами бригады и отстранять от работ их в случае выполнения работы в состоянии алкогольного опьянения. Производитель работ, выполняемых по распоряжению, может иметь группу III во всех электроустановках.

Наблюдающий является ответственным за безопасность, связанную с технологией работы; им является работник, возглавляющий бригаду, который входит в ее состав и должен постоянно находиться на рабочем месте. Его фамилия указывается в строке «Отдельное указание» наряда.

В тех случаях, когда производитель назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.

Выдавать наряд разрешается на срок не более 15 календарных дней с момента начала работы, в случае необходимости наряд может быть продлен 1 раз на 15 календарных дней, затем он хранится в течение 30 дней, и затем может быть уничтожен.

Кратковременные работы продолжительностью не более 1 часа разрешается выполнять по распоряжению ремонтному персоналу под надзором дежурного или лиц из оперативно-ремонтного персонала, а также самому дежурному или лицам из оперативно-ремонтного персонала.

Численность бригады и ее состав с учетом групп по электробезопасности должны определяться исходя из условий выполнения работы, а также по возможности обеспечения надзора за членами бригады со стороны производителя работ.

Запрещается изменять предусмотренные нарядом меры по подготовке рабочего места.

При возникновении сомнения в достаточности и правильности мер по подготовке рабочего места и в возможности безопасного выполнения работы, эта подготовка должна быть прекращена.

Допускающий перед допуском должен убедиться в выполнении технических мероприятий по подготовке рабочего места. Допуск к работе по нарядам и распоряжениям должен производиться непосредственно на рабочем месте.

Кроме допускающего бригаду при допуске должен проинструктировать производитель работ. Допуск к работе по распоряжению оформляется в оперативном журнале или журнале учета работ по нарядам и распоряжениям.

Запрещается наблюдающему совмещать наблюдение с выполнением какой-либо работы.

Наряд после оформления полного окончания работ производитель должен сдать допускающему.

Допускающий после получения наряда, в котором оформлено полное окончание работ, должен осмотреть рабочие места и сообщить работнику, выдавшему ему разрешение на подготовку рабочего места и на допуск, о полном окончании работ и о возможности включения электроустановки. Разрешение на включение электроустановки в работу может быть выдано только после получения сообщений о всех допускающих и производителя работ о полном окончании работ и о возможности включения электроустановки.

14.СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

.1 Справочные материалы для КП и ДП по элегазовым аппаратам

Составлен каталог высоковольтной элегазовой аппаратуры.

Справочные материалы будут использованы в учебном процессе.

.2 Эксплуатация измерительных трансформаторов

Трансформаторы тока предназначены для передачи измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и автоматики. При помощи трансформаторов тока первичный ток пропорционально уменьшается до значений, наиболее выгодных для эксплуатации(номинальные значения вторичных токов 1 или 5 А). Первичные обмотки трансформаторов тока включаются в рассечку электрической цепи, а вторичные замыкаются на нагрузку: приборы, реле. Размыкание вторичной обмотки трансформатора тока приводит к аварийному режиму, при котором резко возрастают магнитный потом в сердечнике и ЭДС на разомкнутых зажимах. При магнитном насыщении увеличиваются активные потери в магнитопроводе, что приводит его нагреву и обгоранию изоляции обмоток. Неиспользуемые в эксплуатации вторичные обмотки закорачиваются при помощи специальных зажимов.

Первичные обмотки трансформаторов тока изолируются от вторичных на полное рабочее напряжение. Однако на случай повреждения изоляции принимаются меры. Обеспечивающие безопасность работ во вторичных цепях. Для этого один из концов вторичной обмотки трансформатора тока заземляется.

Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое стандартное напряжение 100 или 100/ В. В эксплуатации находятся как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, включаемые в зависимости от назначения по разным схемам. Применяются схемы соединения вторичных обмоток в открытый треугольник, звезду и разомкнутый треугольник.

Трансформаторы напряжения работают в режиме близком к холостому ходу. Для защиты от токов кз во вторичных цепях устанавливают предохранители или автоматические выключатели с электромагнитным расцепителем на номинальные токи от 2.5 А и выше. Перегорание предохранителей или срабатывание автоматических выключателей контролируется специальными устройствами. Для безопасности персонала один из выводов вторичной обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляется.

15. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Определение технико-экономических показателей АЭС

у=4000 МВт

Реакторы ВВЭР-1000

Топливо: ядерное

Место строительство: Европейская часть России.у=7700

15.1 Капитальные вложения в строительство АЭС

Удельные капиталовложения позволяют определить стоимость строительства одного киловатта установленной мощности, которая зависит от многих факторов: Типа установки и её мощности, числа и параметров установленных агрегатов, принимаемых схем электрических связей, местных условий строительства, вида используемого топлива. Капитальные удельные затраты изменяются в широких пределах, и с ростом мощности электростанции и установленных на ней агрегатов снижается.

Куд=30000 руб/кВт[ ]

Общая сумма капиталовложений

тыс.руб.(86)

где:

По формуле (86)

тыс.руб.

.2 КПД (брутто) станции

(87)

где:

- тепловая мощность станции, МВт

По формуле (87)

.3 КПД (нетто) станции

(88)

По формуле (88)

.4 Годовой расход ядерного топлива

(89)

где:

В=4,2% - глубина выгорания ядерного топлива при среднем

обогащении.

По формуле (89)

.5 Годовая выработка электроэнергии

в=Nуhу, кВт?ч(90)

По формуле (90)в=40000007700=308 кВт?ч

.6 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

308 кВт?ч(91)

.7 Годовое количество электроэнергии отпущенной потребителю

отп=Wв-Wcн, кВт?ч(92)

По формуле (92)отп=308-

.8 Коэффициент использования мощности АЭС

?= (93)

где:

По формуле (93)?=

.9 Удельный расход ядерного топлива

= (94)

По формуле (94)

=

.10 Эксплуатационные расходы

.10.1 Себестоимость ядерного топлива

Итопл=Исв.гор+Икас.+Итр ,руб/кг.(95)

где:

Исв.гор=9917,7 - исходная стоимость горючего при среднем обогащении.

Икас. - стоимость кассеты.

Итр=98 руб/кг

.10.2 Стоимость кассеты

Икас=Исв.гор0,6 , руб/кг(96)

По формуле (96)

Икас=9917,70,6=5950,62 руб/кг

По формуле (95)

Итопл=9917,7+5950,62.+98=15966,32 руб/кг.

15.11 Эксплуатационные затраты

.11.1Затраты на ядерное топливо

Игод=Итопл , тыс.руб.(97)

По формуле (97)

Игод=15966,32

.11.2 Вода на технологические цели

Ив=Nу163Ки , (98)

где:

Ки=60 - Коэффициент инфляции.

По формуле (98)

Ив=400016360=391200

.11.3 Основная заработная плата производственных рабочих

Иозп=апрrэксперКрзп , (99)

где:

апр - доля производственных рабочих в общей численности персонала.экс - штатный коэффициент(без нештатного персонала)

пер - средняя заработная плата рабочих.

Крзп - районный коэффициент

По формуле (99)

Иозп=0,051,11=52800

.11.4 Дополнительная заработная плата

Идоп=Иозп0,1 , (100)

По формуле (100)

Идоп=528000,1=5280 .

.11.5 Отчисления на социальное страхование

Исо=0,26(Идоп+Иозп) , (101)

По формуле (101)

Исо=0,26(52800+5280) =15100,8

.11.6 Расход нп содержание и эксплуатацию оборудования

Иэкс =ВIобa=В(К

где:

В=1,2 - коэффициент затрат на текущий ремонт [ ]

=7,9 - норма амортизации

=0,8 - доля производственного оборудования [ ]

По формуле (102)

Иэкс =1,2(120000000

15.11.7 Цеховые расходы

Ицех=

По формуле (103)

=

.11.8 Общестанционные расходы

Иос=перКрзп+1,2(Иэкс+Ицех)

где:

=120 - численность административного персонала. [ ]

=0,06 - коэффициент общестанционных расходов.[ ]

По формуле (105)

Иос=1+1,2(9100800+728064)=854424,576

.11.9 Годовые издержки производства

И=Игод+Иозп+Ив+Идоп+Исо+Иэкс+Ицех+Иос

По формуле (106)

И=1403120+52800+391200+5280+15100,8+9100800+728164+854424,5=

=12550789,3

15.12 Себестоимость 1 кВт электоэнергии

э=

По формуле (107)

Sэ=

15.13 Структура себестоимости электроэнергии

Игод%=

Иозп%=

Ив%=

Идзп%=

Исо%=

Иэкс%=

Ицех%=

Иос%=

Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ.

Таблица 27[ ]

Наименование показателяУсловное обозначениеЕдиница измерения Величина Тип реактораВВЭР-1000Электрическая мощность АЭСNуМВт4000Тепловая мощность АЭСNуminМВт12000Годовое число часов использования установленной мощностиhуч7700Полная сметная стоимостьКмлн./руб12000Удельное капиталовложенияКудруб/кВт30000КПД (брутто) станции %33КПД (нетто) станции %30,42Коэффициент использования мощности АЭС Cos?0,879Удельный расход ядерного топлива на кВтг/МВт?ч3,09Себестоимость отпущенного кВт?чкоп./кВт44

16. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

.Правила устройства электроустановок(местное издание, переработанное и дополненое, с изменениями)

Главгосэнергонадзор России ,1998

.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (15 издание, переработанное и дополненное) М СПО ОРГС. 1996.

.Межотраслевые правила по охране труда(Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. Утвержденное Министерством труда РФ 05.01.2001 г и Минэнерго РФ 27.12.200 г (с изменениями и дополнениями 2003г.) ПО.РМ-016-200 Санкт-Петербург ЦОПТБСП 2003г

.Нормы технологического проектирования атомных электрических станций ЦНТИ Информэнерго ,1981

.Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6 - 750 кВ подстанций и указания по их применению № 14198тм-т1. - М:Энергосетьпроект, 1993г

.Методические указания по релейной защите

Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум 2007г

.Методическое пособие для дипломного проектирования по расчету заземляющего устройства в установках 110кВ и выше с эффективно-заземленной нейтралью.

Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум 2007г

.Методические рекомендации для расчета экономической части дипломного проекта Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум 2007г

. Справочное пособие по выбору электрооборудования

Санкт-Петербургский филиал Государственного университета Высшей школы экономики Энергетический техникум 2007г

.Электротехнический справочник «Производство, передача и распределение электрической энергии»/Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др., Москва Издательство МЭИ 2004 г

.Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для дипломного проектировании. Учебное пособие для электротехнических специальностей/Крючков и др.Москва; Энергия 1978 г

.Электрооборудование станций и подстанций Л.Д Рожкова, В.С. Козулин (второе издание, переработанное и дополненное) Москва; Энергоатомиздат, 1987 г

. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей. Учебник для проф.образования. Е.Ф. Макаров. Москва издательский центр "Академия" 2003 г

Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 МБ СОДЕРЖАНИЕ Аннотация

Больше работ по теме: