Выбор схемы выдачи мощности АЭС

Выбор схемы выдачи мощности АЭС

 

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

 

1. На первом этапе выбора схемы выдачи мощности намечаем варианты ее исполнения.

2. Определяем перетоки мощности через АТ связи для каждого варианта, осуществляем выбор АТ, вычисляем потери энергии в блочных трансформаторах и АТ связи, находим капитальные, эксплуатационные и приведенные затраты.

3. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС по критерию минимума приведенных затрат выявляем наиболее рациональный вариант.

 

Согласно нормам технологического проектирования блоков генератор-трансформатор АЭС мощностью 1000 МВт используя схемы (рис.1) исполнения блоков выбираем:

генератор-трансформатор с генераторным выключателем типа КАГ-24-30/30000

 

г)

Т1

G1

C.Н.

Q1

Т2

G2

C.Н.

Q2

РУ ВН

Т

G

C.Н.

а)

б)

Т

G

C.Н.

Q

QW

в)

РУ ВН

Т

G1

C.Н.

Q1

G2

C.Н.

Q2

д)

РУ ВН

Т

G

C.Н.

Q

РУ СН

е)

Т

G

C.Н.

Q2

Q1

Рис1. Схемы выполнения блоков генератор-трансформатор

РУ ВН

РУ ВН

РУ ВН

 

 

Наличие генераторного выключателя снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения, пуск и останов блока выполняются с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя, снижаются требования к количеству и мощности резервных трансформаторов собственных нужд.

Так как максимальная и минимальная мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении 330кВ соответственно равна , то намечаем следующие варианты распределения энергоблоков на ОРУ-750 и ОРУ-330:

 

СХЕМА №1: ОРУ-750 (4 энергоблока), ОРУ-330 (6 энергоблоков)

 

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН

 

 

 

СХЕМА №2: ОРУ-750 (5 энергоблоков), ОРУ-330 (5 энергоблоков)

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН

 

 

СХЕМА №3: ОРУ-750 (3 энергоблока), ОРУ-330 (7 энергоблоков)

 

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН

 

 

 

 

Определим недостающие параметры для расчетов

Определим присоединяемые элементы к ОРУ – 750кВ и ОРУ – 330кВ

/ Таблица №3 /

ОРУ – 750кВ:	Токи присоединений
1. 3 генератора 2. 4 ЛЭП 3. 1 АТ связи
ОРУ – 330кВ:	Токи присоединений
1. 7 генераторов 2. 3 пары РТСН 3. 6 ЛЭП 4. 1 АТ связи

ОРУ – 750кВ, с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи

 

 

 

Наибольший ток присоединения:

Устанавливаем высоковольтный выключатель: ВНВ – 750Б-63/3150У1

Стоимость сооружения ОРУ:

Тип	Кол – во, штук	Цена единицы, тыс. грн	Общая стоимость, тыс. грн
ВНВ – 750Б-63/3150У1

Проектирование и анализ схемы электроснабжения собственных нужд

Выбор выключателей

Для надежного электроснабжения потребителей токоведущие части (шины, провода, кабели), изоляторы распределительных устройств и высоковольтная аппаратура должны выбираться так, чтобы обладать следующими свойствами:

Электрическая прочность – способность длительно выдерживать максимальное рабочее напряжение и противостоять кратковременным перенапряжениям; для всех указанных выше элементов должно выполняться условиеU_ном U_раб.

Соответствующая нагрузочная способность, благодаря которой протекание длительных (номинальных, ремонтного или послеаварийного режимов) токов нагрузки не вызывает их повреждения, ускоренного износа изоляции, снижения механической прочности жестких токоведущих частей, недопустимого нагрева.

Термическая стойкость – способность кратковременно противостоять термическому действию токов КЗ, не перегреваясь сверх допустимых пределов.

Термическая стойкость аппаратов и токоведущих частей характеризуется допустимым тепловым импульсом тока КЗ, поэтому для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую стойкость следует определять полный импульс квадратичного тока КЗ по выражению:

где:

· I_по – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, суммарное от всех источников;

· τ_отк. – полное время отключения выключателя (с учетом его собственного времени срабатывания);

· Т_а – постоянная времени цепи КЗ.

Динамическая стойкость, заключающаяся в наличии таких запасов механической прочности, при которых динамические усилия, возникающие между токоведущими частями при протекании по ним ударных токов КЗ, не приводят к их повреждению, самоотключению контактов аппаратов и т. д.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийный ток КЗ, при котором обеспечивается электродинамическая стойкость. Чаще всего в каталогах на оборудование задается мгновенное значение тока электродинамической стойкости i_дин.. При выборе аппаратов гарантированный заводом изготовителем ток сравнивается с расчетным ударным током КЗ. Должно быть выполнено условие:

i_дин. i_{уд.расч.}.

 

Электродинамическая стойкость жестких шин определяется расчетом механических напряжений в материале проводника при КЗ.

Отключающая способность (для выключателей высокого напряжения). Проверка выключателей по отключающей способности производится в следующей последовательности:

- проверка на симметричный периодический ток отключения по условию

I_п.τ I_{отк.ном.};

- проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ:

i_a.τ i_а.ном. = · β_н · I_{отк.ном .}/100,

где:

- i_а.ном. – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ для времени τ.

- β_н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ, %;

- i_a.τ – апериодическая составляющая тока КЗ в момент τ расхождения контактов;

- τ – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

Включающая способность (для выключателей высокого напряжения), которая характеризуется способностью выключателя включиться повторно на короткозамкнутую цепь без разрушения и деформации токоведущих его частей.

Проверяется по условиям:

i_ур. i_вкл.; I_по I_вкл.,

где:

- i_ур. – ударный расчетныйток КЗ в цепи выключателя;

- i_вкл. – наибольшый допустимый ток включения (по каталогу);

- I_по – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

- I_вкл – допустимое действующее значение периодической составляющей тока КЗ для выключателя.

Выбор выключателей для РУВН

Для РУВН были выбраны выключатели типа ВНВ-750Б-63-3150У1.

- Проверяем по нагрузочной способности:

- Проверяем по отключающей способности:

- Проверка на симметричный ток отключения;

 

- Проверяем по включающей способности:

- Проверяем на электродинамическую стойкость:

- Проверяем на термическую стойкость:

Выбранный тип выключателей удовлетворяет всем условиям.

 

Выбор выключателей для РУСН

Для РУВН были выбраны выключатели типа ВНВ-330-Б-40-4000У1.

- Проверяем по нагрузочной способности:

 

- Проверяем по отключающей способности:

- проверка на симметричный ток отключения;

 

- Проверяем по включающей способности:

- Проверяем на электродинамическую стойкость:

- Проверяем на термическую стойкость:

Выбранный тип выключателей удовлетворяет всем условиям, следовательно на ОРУ 330 кВ секционирование можно не делать.

 

Выбор и проверка жестких

Выбор жестких шин

Как указывалось выше, в закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Например, при токе 2650 А необходимы алюминиевые шины трехполосные размером 3(60х10) мм или коробчатые 2х695 мм² с допустимым током 2670А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм², во втором 1390 мм². Как видно, допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (1,92 вместо 1,47 А/мм²).

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины (рисунок 9.2). Концы шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шпильку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы, чтобы усилия, возникающие при температурных удлинениях шин, не передавались на аппарат.

шина

Опорный изолятор

болт

Рисунок 9.2. Схема крепления компенсатора нагрева шин

 

 

Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоединение шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов, предотвращающих образование электролитической пары медь-алюминий.

Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации окрашивают: при переменном токе – фаза А в желтый, фаза В – в зеленый и фаза С – красный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный, отрицательная – синий цвет.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току в нормальном, послеаварийном режиме или режиме в период ремонтов.) При этом учитывается возможность неравномерного распределения токов между секциями шин.

Условие выбора ,

=3191 А - определяется по наибольшей нагрузке секции.

 

Выбираем алюминиевые двухполосные шины прямоугольного сечения:

- размеры шины 120∙10 (h=120 мм, b=10мм);

- сечение одной полосы 1200 мм²;

- масса одной полосы 3.245 кг/м;

- допустимый ток 3200 А.

I_доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха, отличной от принятой в таблицах (T_{0 ном}=25⁰С). В последнем случае:

(9.1)

Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято Т_доп=70⁰С, Т_0ном=25⁰С, тогда

(9.2)

где:

· I_{доп.ном} – допустимый ток по таблицам при температуре воздуха

Т_{0 ном} =25⁰С;

· Т₀ – действительная температура воздуха (на ЗАЭС Т₀ =25 ⁰С);

· Т_доп =70⁰С – допустимая температура нагрева продолжительного режима.

; 3191 А<3200 А.

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию: ,

где:

· q_min – минимальное сечение по термической стойкости; ,

где:

· С – функция, значения которой даются в справочных таблицах, С=90;

· q – выбранное сечение.

Для алюминиевых шин

(9.3)

где:

· – длина пролета между изоляторами, м;

· J – момент инерции поперечного сечения шины, относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см²;

· q –поперечное сечение шины, см².

Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, т.е. чтобы f₀ >200Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении, что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной электродинамической силе, возникающей при КЗ. Если f₀ <200Гц, то необходимо производить специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий, возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.

Для того, чтобы механический резонанс был исключен, необходимо, чтобы длина пролета между изоляторами составляла примерно 0,5 м.

 

Выбор гибких токопроводов

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм²), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Провода линий электропередач напряжением >35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока.

(10.1)

где:

· - ток нормального режима (без перегрузок);

· - нормированная плотность тока, А/мм².

Сечение, найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного.

Сечение, найденное по последней формуле округляется до ближайшего стандартного.

 

Выбираем 3 алюминиевых провода марки А 400:

-номинальное сечение 400 мм²;

-диаметр провода 25.6 мм;

-продолжительный ток 815 А.

 

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) проводится по условию:

< 2445А

 

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока КЗ по условию:

(10.2)

При проверке на термическую стойкость проводников линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.

На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода ВЛ при . При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизится, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, иногда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между фазами, чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и значение тока КЗ. Сближение гибких токопроводов при протекании токов КЗ может быть определено следующим методом.

 

 

1. Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ, Н/м

, (10.3)

где:

· а_ф – расстояние между фазами м (для ОРУ расстояние между фазами обозначает – Д);

· - среднеквадратичное значение (за время прохождения) тока двухфазного КЗ.

 

С достаточной точностью для расчетов можно принять

. (10.4)

Подставляя эти величины, получаем усилие, Н/м

. (10.5)

Определяют силу тяжести 1метра токопровода с учетом внутрифазных распорок, Н/м

,

где: m – масса 1 м токопровода, кг.

3. Определяют отношение ,

где:

· h – максимальная расчетная стрела провеса провода в каждом пролете при максимальной расчетной температуре, м;

· - эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты, с.

Для цепей генераторов и трансформаторов в среднем

,

где:

· - действительная выдержка времени защиты от токов КЗ;

· - учитывает влияние апериодической составляющей.

По диаграмме (рисунок 31.1) в зависимости от и определяют отклонение провода «в», м и угол .

Найденное значение «в» сравнивают с максимально допустимым:

, (10.6)

где:

· d – диаметр токопровода;

· - наименьшее допустимое расстояние в свете между соседними фазами в момент их наибольшего сближения.

q

0,9     0,8     0,7     0,6     0,5   0,4     0,3     0,2   0,1

0,5

1,0

1,5

f/q

в/h

α

h

f

в

Для токопроводов генераторного напряжения =0,2 м; для ОРУ согласно ПУЭ:

110 кВ – 0,45 м;

150 кВ – 0,6 м;

220 кВ – 0,95 м;

330 кВ – 1,4 м;

500 кВ – 2 м.

 

 

Рисунок 10. 1. Диаграмма зависимости отклонения провода и угла от усилий при длительном протекании тока КЗ.

 

 

Если окажется, что , то необходимо уменьшить стрелу провеса или увеличить расстояние между фазами. В гибких подвесных токопроводах уменьшение стрелы провеса может привести к значительному увеличению механических напряжений в проводе, а увеличение расстояния между фазами ведет к увеличению размеров ОРУ. Поэтому в некоторых случаях устанавливают поперечные распорки, присоединяемые к фазам через изоляторы, что позволяет не увеличивать расстояние между фазами и не уменьшать стрелу провеса.

Когда все же необходимо уменьшение стрелы провеса, устанавливают дополнительные опоры, то есть фактически уменьшают пролет, чтобы сохранить механическое напряжение в проводах в допустимых пределах (механический расчет проводов рассматривается в курсе «Электрические сети»).

Токопроводы с расщепленными фазами проверяются также по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Расчет производится в следующем порядке.

Усилие на каждый провод от взаимодействия со всеми остальными n-1 проводами составляет, Н/м

, (10.7)

где:

· n – число проводов в фазе;

· d – диаметр фазы;

· - действующее значение тока 3-х фазного КЗ, А.

Под действием импульсных усилий проводники фазы стремятся приблизиться к центру. Для фиксации проводов и уменьшения импульсных усилий в них устанавливают внутрифазовые (дистанционные) распорки.

 

Расстояние между распорками должно быть, м

, (10.8)

где:

· k = 1,8 – коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при КЗ

· - максимальное напряжение в проводе при нормальном режиме, МПа (при температуре или при гололеде и температуре );

· - коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия );

· - удельная нагрузка от собственной массы провода МПа/м;

· - удельная нагрузка от сил взаимодействия при КЗ, МПа/м:

, (10.9)

где:

· q – сечение провода, мм²,

 

, (10.10)

где:

· - максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Н.

Максимальное тяжение на фазу определяется при механическом расчете проводов гибкой связи одновременно с определением максимальной стрелы провеса.

На участках токопровода вблизи источников питания расстояние между дистанционными распорками может составлять всего 3-5 м, а на удаленных пролетах по мере уменьшения токов КЗ это расстояние возрастет.

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Вокруг провода происходят процессы ионизации воздуха с образованием озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Кроме того, электрические разряды приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи.

Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение напряженности электрического поля до допустимых значений, при которых коронирование практически отсутствует. Проверка по условиям короны гибких проводников может быть произведена в следующем порядке.

 

Определяется максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см [6]:

(10.11)

где:

· m = 0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

· - радиус провода, см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(10.12)

где:

· U – линейное напряжение, кВ;

· Д_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

 

При горизонтальном расположении фаз Д_ср = 1,26 Д, где Д - расстояние между соседними фазами, см, которое в упрощенных расчетах можно принять в зависимости от напряжения линий электропередачи:

6-10 кВ – 1м, 35 кВ – 3 м, 110кВ – 4 м, 220 кВ – 7 м, 330 кВ – 9 м,

500 кВ – 12 м, 750 кВ – 15 м.

 

В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, то есть применяются расщепленные провода (рисунок 10.1). В отдельных случаях расщепленные провода применяются также на линиях 220 кВ.

а

а

Д

Д

 

Рисунок 10.1. Схема расположения проводов с расщепленными фазами

 

Напряженность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщепленных проводов, кВ/см,

, (10.13)

где:

· k – коэффициент, учитывающий число проводов «n» в фазе;

· - эквивалентный радиус расщепленных проводов.

Расстояние между проводами в расщепленной фазе «а» принимается в установках 220 кВ 20-30 см, в установках 330-750 кВ – 40 см.

 

Таблица 10.1. Расчетные формулы для определения k и

Данные	Число проводов в фазе
Коэффициент, k
Эквивалентный радиус, , см

 

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величин, определенных по формулам (10.11) и (10.12).

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9 Е_о.

Таким образом, условие отсутствия короны можно записать в виде:

(10.6)

Условие соблюдается, так как

Условие проверки на корону выполняется, следовательно, выбираем токопровод марки А400 мм².

Выбор схемы выдачи мощности АЭС

 

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

 

1. На первом этапе выбора схемы выдачи мощности намечаем варианты ее исполнения.

2. Определяем перетоки мощности через АТ связи для каждого варианта, осуществляем выбор АТ, вычисляем потери энергии в блочных трансформаторах и АТ связи, находим капитальные, эксплуатационные и приведенные затраты.

3. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС по критерию минимума приведенных затрат выявляем наиболее рациональный вариант.

 

Согласно нормам технологического проектирования блоков генератор-трансформатор АЭС мощностью 1000 МВт используя схемы (рис.1) исполнения блоков выбираем:

генератор-трансформатор с генераторным выключателем типа КАГ-24-30/30000

 

г)

Т1

G1

C.Н.

Q1

Т2

G2

C.Н.

Q2

РУ ВН

Т

G

C.Н.

а)

б)

Т

G

C.Н.

Q

QW

в)

РУ ВН

Т

G1

C.Н.

Q1

G2

C.Н.

Q2

д)

РУ ВН

Т

G

C.Н.

Q

РУ СН

е)

Т

G

C.Н.

Q2

Q1

Рис1. Схемы выполнения блоков генератор-трансформатор

РУ ВН

РУ ВН

РУ ВН

 

 

Наличие генераторного выключателя снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения, пуск и останов блока выполняются с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя, снижаются требования к количеству и мощности резервных трансформаторов собственных нужд.

Так как максимальная и минимальная мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении 330кВ соответственно равна , то намечаем следующие варианты распределения энергоблоков на ОРУ-750 и ОРУ-330:

 

СХЕМА №1: ОРУ-750 (4 энергоблока), ОРУ-330 (6 энергоблоков)

 

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН

 

 

 

СХЕМА №2: ОРУ-750 (5 энергоблоков), ОРУ-330 (5 энергоблоков)

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН

 

 

СХЕМА №3: ОРУ-750 (3 энергоблока), ОРУ-330 (7 энергоблоков)

 

РУ СН

РУ ВН

в систему ВН в систему СН