Электрические аппараты высокого напряжения

Электрические аппараты высокого напряжения

Содержание

Введение

. Выбор основного оборудования

1.1 Выбор генераторов

1.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

1.3 Выбор блочных трансформаторов

.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

2.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

. Расчет токов короткого замыкания

. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей и проверка их на действие тока короткого замыкания

.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

.2 Выбор выключателей и разъединителей

.3 Выбор трансформаторов тока

4.4 Выбор трансформатора напряжения

.5 Выбор ограничителей перенапряжения

.6 Выбор высокочастотных заградителей

4.7 Выбор конденсаторов связи

. Описание распределительного устройства

Литература

Введение

Во второй половине 40-х гг., еще до окончания работ по созданию первой атомной бомбы (ее испытание, как известно, состоялось 29 августа 1949 года), советские ученые приступили к разработке первых проектов мирного использования атомной энергии, генеральным направлением которого сразу же стала электроэнергетика.

В мае 1950 года близ поселка Обнинское Калужской области начались работы по строительству первой в мире АЭС.

Мировыми лидерами в производстве ядерной электроэнергии являются: США, Франция, Япония, Германия и Россия.

Крупнейшая АЭС в мире Касивадзаки-Карива по установленной мощности (на 2008 год) находится в Японском городе Касивадзаки префектуры Ниигата, суммарная мощность её реакторов составляет 8,212 ГВт.

Энергия, выделяемая в активной зоне реактора, передаётся теплоносителю первого контура. Далее теплоноситель поступает в теплообменник (парогенератор), где нагревает до кипения воду второго контура. Полученный при этом пар поступает в турбины, вращающие электрогенераторы. На выходе из турбин пар поступает в конденсатор, где охлаждается большим количеством воды, поступающим из водохранилища. Помимо воды, в различных реакторах в качестве теплоносителя может применяться также расплавленный натрий или газ. В случае невозможности использования большого количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода может охлаждаться в специальных охладительных башнях (градирнях), которые благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью атомной электростанции.

Существуют несколько типов реакторов: ВВЭР (Водо-Водяной Энергетический Реактор), РБМК (Реактор Большой Мощности Канального типа) и реакторы БН (реактор на Быстрых Нейтронах).

Южно-Украинская АЭС (укр. Пiвденно-Українська АЕС) - расположена на берегах Южного Буга в городе Южноукраинск Николаевской области Украины. Входит в состав Южно-Украинского энергетического комплекса, является обособленным подразделением Национальной атомной энергогенерирующей компании «Энергоатом» (НАЭК «Энергоатом»).

Строительство атомной станции состоящей из трёх энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 мощностью 1000 МВт каждый и города-спутника АЭС Южноукраинск началось весной 1975 года. В декабре 1982 года первый энергоблок был включён в энергетическую систему. В 1985 и 1989 годах были пущены в строй второй и третий энергоблоки станции. За 10 лет работы АЭС выработала свыше 100 млрд киловатт-часов электроэнергии. Установленная мощность станции в настоящее время составляет 3000 МВт.

ЮУ АЭС в течение года генерирует 17-18 млрд кВт·ч электрической энергии, которая составляет свыше 10 % производства электроэнергии в государстве и около четверти его производства на украинских атомных электростанциях. Южно-Украинская АЭС на 96% покрывает потребности в электроэнергии Николаевской, Херсонской, Одесской областей Украины и Автономной Республики Крым.

В моем курсовом проекте спроектирована электрическая часть Южно-Украинской АЭС - 3000 МВт, U_н=500/330 кВ.

В процессе проектирования я выбрал: генераторы, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд, провел выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и проверил их на действие тока короткого замыкания.

1. Выбор основного оборудования

.1 Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности, данные генераторов, заносим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Технические данные турбогенератора

Определяем реактивную мощность генератора:

_г = Р_г · tgφ, (2.1)

где Рг - активная мощность генератора, МВт;

tgφ - коэффициент реактивной мощности.

Q_г1=500∙0,62=309,87 МВАр,

Q_г2=200∙0,62=123,95 МВАр.

Определяем полную мощность генератора:

S_г=, (2.2)

S_г1==588,23 МВА,

S_г2==235,3 МВА.

.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции

Рисунок 2.1- Первый вариант проектируемой электростанции

Заданием предусмотрено обеспечить выдачу максимальной мощности 3000 МВт. В этом варианте мы к каждому генератору подключаем блочный трансформатор.

Рисунок 2.2- Второй вариант проектируемой электростанции

Второй вариант отличается от первого тем, что генераторы G1 и G2, G3 и G4, G5 и G6, G8 и G9 объединяем в укрупненный блок, а также и к генератору G7 подключаем блочный трансформатор.

.3 Выбор блочных трансформаторов

Определяем расход на собственные нужды одного генератора:

Р_сн=, (2.3)

где р%- активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

Р_г - активная мощность генератора, МВт;

К_с- коэффициент спроса.

Р_сн1= =32 МВт,

Р_сн2= =12,8 МВт.

Определяем расход реактивной мощности на собственные нужды одного генератора:

Q_сн=Р_сн∙ tgφ, (2.4)

Q_сн1=32∙ 0,62=19,84 МВАр,

Q_сн2=12,8∙ 0,62=7,9 МВАр.

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

S_{ном Б.Т.}=S_г - S_сн , (2.5)

где Sг - полная мощность генератора, МВА.

S_{ном Б.Т.}=588-37,6=550 МВА,

S_{ном Б.Т.}=235-15=220 МВА.

Определяем полную мощность собственных нужд:

S_сн=, (2.6)

S_сн1==37,6 МВА,

S_сн2==15 МВА.

Выбираем силовые трансформаторы для первого варианта схемы, заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Определяем мощность укрупненного блока:

_{ном Б.Т.}=2∙(S_г-S_сн), (2.7) S_{ном Б.Т.}=2∙(235.29-18.8)=432.98 МВА.

Выбираем силовые трансформаторы для второго варианта схемы заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Технические характеристики трансформатора

1.4 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Определяем расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

S_расч1= , (2.8)

где  P_г - сумма активной мощности генераторов, МВт;

Р_сн - сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд, МВт;

Р_min - активная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВт;

Q_г - сумма реактивных мощностей генераторов, МВАр;

Q_сн - сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд, МВАр;

Q_min - реактивная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок, МВАр.

S_расч1= =79 МВА.

Определяем расчетную нагрузку трансформаторов в режиме максимальных нагрузок:

S_расч2= , ( 2.9)

где P_mах - активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВт;

Q_max - реактивная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, МВАр.

S_расч2= =247,6 МВА.

Определяем нагрузку трансформатора в аварийном режиме при отключение одного из генераторов, по формуле (2.9):

S_расч2= =271 МВА.

Определяем расчетную максимальную мощность наиболее загруженного режима:

S_т =, (2.10)

где К_п - коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора.

S_т ==193,6 МВА.

Выбираем автотрансформатора связи и заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Технические данные автотрансформатора связи

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Выбираются в зависимости от мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжения статора генератора:

S_cн≤S_{т сн} (2.11)

,6 МВА≤40 МВА,

МВА≤20 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Технические данные трансформатор собственных нужд

1.6 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Осуществляется по мощности самого большого трансформатора собственных нужд.

Выбираем резервный трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Технические данные резервных трансформаторов собственных нужд

2. Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции

.1 Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения:

∆W=∆P_x∙Т+∆ P_к∙τ, (3.1)

где ∆P_x - потери холостого хода, МВт;

Т- время эксплуатации, ч;

∆Р_к - потери к.з. трансформатора, МВт;

S_max - максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

S_ном - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

τ - продолжительность максимальных потерь, ч.

τ=(0,124+Т_уст∙10^-4)∙Т, (3.2)

где Т_уст - установленная продолжительность работы энергоблока, ч.

τ=(0,124+7100^-4)²∙8760=6093 ч.

∆W₁=420∙8760+1210∙6093=9245088 кВт∙год.

∆W₂=214∙8760+605∙6093=4729283 кВт∙год.

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:

∆W=∆P_x∙Т+∆ P_кв∙τ-∆ P_кс ∙τ, (3.3)

где ∆Р_кв - удельные потери в обмотке высокого напряжения, МВт;

∆Р_кс - удельные потери в обмотке среднего напряжения, МВт;

S_{max с} - наибольшая нагрузка обмоток среднего напряжения, МВА;

S_{max в} - наибольшая нагрузка обмоток высокого напряжения, МВА.

∆W=61∙8760+128,4∙6093-171,6∙6093=1737726,9 кВт∙год. Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения:

∆Р_кв =0,5(∆P_{к в-с}+ -), (3.4)

где ∆Р_в-с - потери к.з. для высокого и среднего напряжения, МВт;

∆Р_с-н - потери к.з. для среднего и низкого напряжения, МВт;

К_выг - коэффициент выгоды.

К_выг=, (3.5)

где U_в - сторона высокого напряжения, кВ; U_с - сторона среднего напряжения, кВ.

К_выг==0,34.

∆Р_кв =0,5(300+  - )=128,4 МВт.

∆Р_кс =0,5(∆P_{к в-с}+  - ), (3.6)

где ∆Р_в-н - потери к.з. для высокого и низкого напряжения, МВт.

∆Р_кс =0,5(300+ -)=171,6 МВт.

Определяем наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, аварийный режим не учитывать:

S_{max в}= S_{max с}=  , (3.7)

где S_{max расч} - наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, МВА.

S_{max в}= S_{max с}= =135,5 МВА.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии:

∆W_∑=n∙∆W_блочн+∆W_АТС , (3.8)

где ∆W_блочн - суммарные годовые потери электроэнергии блочного трансформатора, кВт∙год; ∆W_АТС - суммарные годовые потери электроэнергии автотрансформатора связи, кВт∙год.

∆W_∑=((4∙9245088)+(5∙4729283))+(2∙1737727)=64102221 кВт∙год.

Определяем суммарные капиталовложения вариацию:

∑К =n∙К_блочн+ n∙К_АТС, (3.9)

где К - стоимость одного трансформатора, тыс.руб.

∑К =((4∙585)+(5∙305,6)+2∙202)=4272 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки:

И=∙∑К+β ∙∆W_∑∙10^-5, (3.10)

где Р_а - нормативные отчисления на амортизацию, %; Р_о - нормативные отчисления на обслуживание, %; β - стоимость потерь электрической энергии, кВт∙год.

И=∙4272∙50∙64102221∙10^-5=359,16 тыс.руб.

Определяем общие затраты:

∑З=Р_н∙∑К+И, (3.11)

где Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности.

∑З=0,12∙4272+359,16=871,8 тыс.руб.

.2 Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения, по формуле (3.1):

∆W₁=570∙8760+1800∙6093=18263754 кВт∙год,

∆W₂=214∙8760+605∙6093=4729283,6 кВт∙год,

∆W₃=345∙8760+1300∙6093=6885859 кВт∙год,

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, по формуле (3.2):

∆W=61∙8760+300∙6093-290∙6093=1737727 кВт∙год.

Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения по формуле (3.3):

∆Р_кв =0,5(300+  - )=128,4 МВт,

∆Р_кс =0,5(∆P_{к в-с}+  - ).

Определяем коэффициент выгоды, по формуле (3.5):

К_выг==0,34.

Определяем наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, по формуле (3.7):

S_{max в}= S_{max с}= =135,5 МВА.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии, по формуле (3.8):

∆W_∑=2·18263754+2·6885859+4729283,6

+2∙1737727=58503963,6 кВт∙год.

Определяем суммарные капиталовложения вариацию, по формуле (3.9):

∑К =2·585+2·579+305,6+2·202=3037,6 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, по формуле (3.10):

И=∙3037,6 +50∙58503963,6 ∙10^-5=255,45 тыс.руб.

Определяем общие затраты, по формуле (3.11):

∑З=0,12∙3037,6+255,45=619,96 тыс.руб.

Вторая схема экономичнее первой схемы проектируемой электростанции, рисунок 2.2.

3. Расчет токов короткого замыкания

Составляем расчетную схему, принимаем точки короткого замыкания

Рисунок 4.1- Расчетная схема для расчетов токов короткого замыкания

Для расчетов используем данные, приведенные в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Данные для расчета тока короткого замыкания

Мощность S, МВА

Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”

Напряжение короткого замыкания U_к, %

U_вн-сн

U_вн-нн

U_сн-нн

G₁-G₄

588

0,262

-

G₅-G₉

235

0,191

T₁-Т₂

1000

-

14,5

T₃,Т₅

630

-

11,5

T₄

250

-

11

AT₁-AT₂

167

-

9,5

67

61

Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений:

Рисунок 4.2- Схема замещения электростанции

За базовое напряжение принимаем напряжение, где произошло короткое замыкание U_б=115 кВ

Определяем сопротивление генераторов:

 , (4.1)

где  - сверхпереходное индуктивное сопротивление;

 - мощность генератора, кВА.

X₂,

 =0,97 Ом,

.

Определяем сопротивление трансформаторов:

 , (4.2)

,

,

,

,

Определяем сопротивление автотрансформатора:

, (4.3)

, (4.4)

 (4.5)

где  - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;

 - напряжение короткого замыкания вн-сн, %;

 - напряжение короткого замыкания сн-нн, %.

,

.

Значение сопротивлений  не учитываем, т.к. они не обтекаются током.

Рисунок 4.3- Схема замещения электростанции

₂₁=x₂₂ =+x₁, (4.6)

x₂₁=x₂₂==17,77 Ом.

, (4.7)

.

x₂₃=x₂₄=x₇+x₈,

x₂₃=x₂₄=7,75+4,75=12,5 Ом.

Х₂₇=Х₁₆+Х₁₇,

Х₂₇=53+0,97=53,97 Ом.

Рисунок 4.4- Схема замещения электростанции

,

.

,

.

,

.

,

.

Рисунок 4.5 - Схема замещения электростанции

Х₃₂=Х₂₈+Х₂₉,

Х₃₂=8,9+6,25=15,15 Ом.

Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

, (4.8)

где  - сверхпереходное Э.Д.С. источника, кВ;

 - общее сопротивление сети.

,

,

,

.

Определяем ударный ток:

 , (4.9)

где  - ударный коэффициент.

.

Определяем значение периодической составляющей в момент времени:

, (4.10)

где  - свободное время отключение выключателя, с.

.

 , (4.11)

где  - коэффициент периодической составляющей.

.

Определяем отношение периодической составляющей к номинальному току источника питания:

, (4.12)

где  - номинальная мощность генератора, кВА.

 кА,

.

Определяем апериодическую составляющую:

 , (4.13)

где e - экспонента;

 - расчетное время, c;

постоянная времени затухания периодической составляющей.

.

Все расчеты заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

.1 Выбор токопровода для линии 330 кВ

Определяем ток нормального режима без перегрузок:

I_норм= , (5.1)

где P_max- максимальная нагрузка цепи, кВт;

U_ном- номинальное напряжение линии, кВ;

n_л- число отходящих линий.

I_норм==402,2 А.

Определяем максимальный ток послеаварийного, ремонтного режима:

I_max=I_норм , (5.2)

I_max=402,2=502,75 А

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока:

 , (5.3)

где j_э - нормированная плотность тока.

 =402,2.

Сечение, округляется до ближайшего стандартного значения, выбираем провод АС- 400/64, q = 400 мм², d = 27,7 мм, I_доп= 860 А.

Производим проверку выбранного сечения на нагрев по допустимому току:

 , (5. 4)

где  - допустимая токовая нагрузка на провод, А.

.

Производим проверку по условию короны:

Е₀=30,3∙m∙(1+), (5.5)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r₀ - радиус провода, см.

Е₀=30,3∙0,82∙(1+)=31,17 .

Определяем напряженность электрического поля:

 , (5. 6)

где U - линейное напряжение, В;

k - коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;

r_экв - эквивалентный радиус расщиплённых проводов, мм;

D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

D_ср =1.26 ∙ D, (5. 7)

D_ср =1,26 ∙ 400=504 см.

k = 1+2, (5.8.)

k = 1+2.

r_экв = , (5.9)

r_экв = .

 =9,92 .

Провода не будут коронировать если:

, (5.10)

так как: ,

.

Таким образом, провод АС-400/64 по условиям короны подходит.

.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор ведём в табличной форме

Таблица 5.1 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Определяем термический коэффициент тока короткого замыкания:

В_к= I_п,0²∙(t_откл+Т_а), (5.1)

В_к= 37,5²∙(0,05+0,307)=502 кА∙с².

Определяем значение апериодической составляющей в момент времени:

i_{а ном}= , (5.2)

где β_н - содержание апериодической составляющей в момент времени, %.

i_{а ном}= =22,6 кА.

.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформатора тока ведём в табличной форме

Таблица 5.2 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Выбор приборов подключенных к трансформатору тока заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Проверка по вторичной нагрузке

Определяем индуктивное сопротивление цепей токов:

r₂= r_приб+ r_пр+ r_кон, (5.3)

где r_приб - сопротивление приборов, Ом;

r_пр - сопротивление проводов, Ом;

r_кон- сопротивление контактов, Ом.

r₂= 0,34+30+0,1=30,44 Ом.

Определим сопротивление приборов:

r_приб = , (5.4)

где S _{приборов} - полная мощность приборов, МВА.

r_приб =  = 0,34 Ом.

Определим сопротивление проводов:

r_пр= Z_2ном+r_приб+ r_конт, (5.5)

r_пр= 30+0,34+0,1=30,44 Ом.

Определим сечение проводов:

q= , (5.6)

где p - удельное сопротивление провода, Ом;

ℓ - расчетная длина провода, м.

q== 0,16 мм².

Принимаем кабель марки АКВВГ с жилами сечением 5×2,5 мм².

4.4 Выбор трансформатора напряжения

В цепи линии 330 кВ выбираем трансформатор напряжения НКФ- 330 -73 для которого: Uном =100/ кВ; Sном =400 ВА; класс точности - 0,5.

Выбор приборов подключенных к трансформатору напряжения заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Определяем нагрузку всех измерительных приборов подключенных к трансформатору напряжения:

S_2∑=, (5.7)

S_2∑==43.4 МВА.

.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения выбираем по номинальному напряжению места установки ОПН-330У1, для которого: U_уст = U_ном = 330кВ.

4.6 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей ведём в табличной форме:

Таблица 5.4 - Высокочастотные заградители

4.7 Выбор конденсаторов связи

Выбираем конденсатор для высокочастотных каналов связи, телемеханики и защиты типа СМР-166-0,014.

5. Описание распределительного устройства

На высоком напряжении 500 кВ принята схема с двумя системами шин и четыре выключателя на три цепи. На среднем напряжении 330 кВ принята схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Рабочие ячейки состоят из выключателей типа ВГУ-330Б-40/3150У1, разъединителей типа РНД-330/3200У1 и трансформаторов тока типа ТФУМ 330А-У1.

Сборные шины подвешиваются на шинных порталах железобетонных конструкций. Для защиты шин и обмоток трансформаторов от перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-330У1. Для высокочастотной связи на линии устанавливаются конденсаторы связи типа СМР-166-0,064 заградительные фильтры типа ВЗ-2000-1,0У1.

Для перемещения грузоподъёмных и ремонтных механизмов по РУ проложена асфальтированная дорога. Силовые и контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках, служащими пешеходной дорожкой.

В местах прохода людей под сборными шинами и ошиновкой натянута металлическая сетка, служащая для защиты персонала.

генератор трансформатор электростанция

Литература

1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 1980.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Чухинин А.А. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Справочник. - 1994.