1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС 1.1 Исходные данные задания:
Выполнить проект изменения электрической части Запорожской АЭС.
исходные данные задания сведены в таблицу №1.
Тип электростанции и число установленных на ней генераторов
Данные РУ высшего напряжения
Данные РУ среднего напряжения
напряжение, кВ
мощность к.з. от системы, МВА
Напряже
ние, кВ
нагрузка, МВт
мощность к.з. от системы, МВА
АЭС 71000 МВт
750
14000
330
3800/3200
12000
Количество ЛЭП на напряжение 750 кВ 4, длиной 300 км.
Количество ЛЭП на напряжение 330 кВ 5, длиной 30 км.
Время использования максимальной нагрузки Тнагр.мах=6000 часов.
Время использования установленной мощности генераторов Тг.уст.=7200 часов.
Максимальная активная мощность, отдаваемая в энергосистему 7000 МВт.
1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН
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.
Обычно к РУ среднего напряжения (СН) подключается столько генераторов, сколько необходимо, чтобы покрыть нагрузку в максимальном режиме. Остальные подключаются к РУ высшего напряжения (ВН), т.е.:
nг-сн = Рнг max / Рг = 3800/1000 4
где:Рнг max - максимальная нагрузка РУ СН;
Рг - мощность одного генератора;
nг-сн - число генераторов, подключенных к РУ СН.
1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов
Согласно задания выбираем генераторы проектируемой станции (выбираются по активной мощности):
Выбираем по (Л.3) генератор ТВВ-1000-4
Генератор
Ном. частота вращения, об/мин
Номинальная мощность
Ном. напряжение, кВ
Cos ном.
Ном. ток, кА
х”
Та
S, МВА
Р, МВт
ТВВ-1000-4
1500
1111
1000
24
0,9
26,73
0,324
0,25
Согласно задания выбираем по (Л.3) блочные трансформаторы:
Sбл. расч. = 1,05 Sг = 1,05 1111 = 1166,55 МВА
По литературе (3) выбираем ОРЦ-417000/750 и ТЦ-1250000/330
Тип трансформатора
Sн, МВА
Рхх, кВт
Рк, кВт
НН, кВ
uкВН-НН, %
uкСН-НН, %
Iхх
ОРЦ 417000/750
3 417
3 320
3 800
24
14
45
0,35
ТЦ 1250000/330
1250
500
2800
24
14,5
—
0,55
1.4 Выбор АТ
Исходные данные для расчета приведены в таблице №1.
Полная мощность генератора Sг равна:
Sг = Рг / cos = 1000 / 0,9 = 1111 МВА
Так как нагрузка собственных нужд (с.н.) Sсн не задана, то задаем ее сами из расчета 4-6% от мощности генератора:
Sсн = Sг 5% / 100% = 1111 5% / 100% = 55,55 МВА
Максимальная полная мощность РУ СН:
Sн max = Р Снmax / cos = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА
Минимальная полная мощность РУ СН:
Sнг min = Р Сн min / cos = 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА
Рассмотрим два варианта схем:
Рис.1 3 блока на СН и 4 блока на ВН
Рассматриваем 1-й вариант: 3 блока на СН и 4 блока на ВН.
SП min = SГсн - Sнг min - Sсн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА
SП max = Sн max - SГсн + Sсн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА
Выбираем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН, т.к. согласно расчета во втором варианте максимальные мощности перетоков РУ СН РУ ВН в аварийном режиме (отключение одного блока) оказались ниже почти вдвое по значению по отношению к первому варианту, что обуславливает выбор АТ из Л.3.
Рассчитываем мощность АТ:
SаТ расч. = 1359,79 МВА
По литературе (3) выбираем 1 группу однофазных АТ: АОДЦТН-417000/750/330
Sн = 3 417 МВА;ВН = 750/
кВ;СН = 330/
кВ
1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ
Определяем потери в автотрансформаторе.
Величина потерь в трехфазной группе однофазных двухобмоточных трансформаторов определяется по формуле:
МВтч/год
где:
n — число параллельно работающих трансформаторов;
Sn — номинальная мощность трансформатора;
Snmax — максимальная нагрузка трансформатора по графику;
Рхх, Ркз — потери мощности одного трансформатора мощностью Sn;
ТГ — число часов использования мощности (7200 часов);
max — время наибольших потерь (1% от ТГ).
Определяем потери в трансформаторах блока:
Величина потерь в трехфазном двухобмоточном трансформаторе определяется по формуле:
на напряжение 330 кВ:
МВтч/год
на напряжение 750 кВ:
МВтч/год
1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ:
где: n – количество линий.
По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51
Iдоп. = 835 А.
Выбор проводников для ЛЭП на РУ-750 кВ:
где: n – количество линий.
По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51
Iдоп. = 835 А.
1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
В виду того, что группы РТСН питаются от ОРУ-330 и 150 кВ Запорожской ТЭС, находящейся в 2-х км от АЭС, то на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ АЭС мы их не учитываем.
Схемы распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 - 750 кВ должны выполнятся с учетом требований и норм технологического проектирования.
При наличии нескольких вариантов схем удовлетворяющих перечисленным выше требованиям предпочтение отдается:
более простому и экономичному варианту;
варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями а разъединителями РУ повышенного напряжения при режимных переключениях вывода в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.
Рассмотрим основные виды схем, применяемые в схемах РУ330/750 кВ.
Схема №1. Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (3/2).
Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (сх.1). В распределительных устройствах 330 - 750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Каждое присоединение включено через два выключателя В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя Количество операций для вывода в ревизию - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключении ими не производят Достоинства рассматриваемой схемы:
при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;
высокая надежность схемы;
опробование выключателей производится без операций с разъединителями. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей;
количество необходимых операций разъединителями в течении года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.
Недостатки рассматриваемой схемы:
отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;
удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;
снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;
усложнение релейной защиты;
увеличение количества выключателей в схеме.
Схема №2. Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи.
Схема с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три присоединения (сх.2). Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов.
Достоинства схемы:
схема 4/3 выключателя на присоединение имеет все достоинства присущие полуторной схеме;
схема более экономична по сравнению с полуторной схемой (1,33 выключателя на присоединение вместо 1,5);
секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более;
надежность схемы практически не снижается, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии;
конструкция ОРУ по рассмотренной схеме достаточно экономична и удобна в обслуживании.
1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем 1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН
Расчет производим с помощью компьютерной программы, разработанной выпускником УИПА 2000 года Путилиным А.М.
Расчет показателей надежности главной схемы РУ СН (3/2)
Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 330; Топ, ч - 2,0
Оборудование
Параметр потока отказов , 1/год
Время восст. после отказа Тв, ч.
Время на пл. ремонт Тр, ч/год
Выключатели
0,2500
75
271
Система шин
0,0130
5
3
Получены результаты для выключателей и систем шин:
Отказ
В период ремонта
W, 1/год
ОП/Тв
ОВ
Wнед, МВт ч
B1
0,13000
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
52,9
B2
0,13000
(l1) b1/16
B1 B3
2116,4
B3
0,13000
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
2116,4
B4
0,13000
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
2116,4
B5
0,13000
(l2) b2/16
B4 B6
2116,4
B6
0,13000
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
52,9
B7
0,13000
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
52,9
B8
0,13000
(l3) b3/16
B7 B9
2116,4
B9
0,13000
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
2116,4
B10
0,13000
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
2116,4
B11
0,13000
(l4) b4/16
B10 B12
2116,4
B12
0,13000
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
52,9
B13
0,13000
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
52,9
B14
0,13000
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
52,9
B15
0,13000
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
0,03500
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
0,03500
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
B1
B2
0,00770
l1/75
B4 B7 B10 B13
464,0
B1
B3
0,00770
(l1) b1/16
B2 B4 B7 B10 B13
123,7
B1
B4
0,00770
l1/0,5
B2 B7 B10 B13
3,1
B1
B5
0,00770
(l1) b2/25
B2 B4 B7 B10 B13
193,4
B1
B6
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
3,1
B1
B7
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B10 B13
3,1
B1
B8
0,00770
l1/0,5 l3/25
B2 B4 B7 B10 B13
157,8
B1
B9
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
3,1
B1
B10
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B13
3,1
B1
B11
0,00770
(l1) b4/25
B2 B4 B7 B10 B13
193,4
B1
B12
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
3,1
B1
B13
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10
3,1
B1
B14
0,00770
l1/0,5 l5/25
B2 B4 B7 B10 B13
157,8
B1
B15
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
3,1
B2
B1
0,00770
b1/16 l1/59
B3
488,8
B2
B3
0,00770
(l1) b1/75
B1
580,1
B2
B4
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B5
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B6
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B7
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B8
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B9
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B10
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B11
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B12
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B13
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B14
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B2
B15
0,00770
(l1) b1/16
B1 B3
123,7
B3
B1
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B2
0,00770
b1/75
B6 B9 B12 B15
580,1
B3
B4
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B5
0,00770
b1/16 l2/9
B2 B6 B9 B12 B15
179,4
B3
B6
0,00770
b1/16
B2 B9 B12 B15
123,7
B3
B7
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B8
0,00770
b1/16 b3/25
B2 B6 B9 B12 B15
317,1
B3
B9
0,00770
b1/16
B2 B6 B12 B15
123,7
B3
B10
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B11
0,00770
b1/16 l4/9
B2 B6 B9 B12 B15
179,4
B3
B12
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B15
123,7
B3
B13
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B14
0,00770
b1/16 (a1)
B2 B6 B9 B12 B15
123,7
B3
B15
0,00770
b1/16
B2 B6 B9 B12
123,7
B4
B1
0,00770
b2/16
B5 B7 B10 B13
123,7
B4
B2
0,00770
b2/16 l1/9
B5 B1 B7 B10 B13
179,4
B4
B3
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
123,7
B4
B5
0,00770
b2/75
B1 B7 B10 B13
580,1
B4
B6
0,00770
b2/16 (l2)
B5 B1 B7 B10 B13
123,7
B4
B7
0,00770
b2/16
B5 B1 B10 B13
123,7
B4
B8
0,00770
b2/16 l3/9
B5 B1 B7 B10 B13
179,4
B4
B9
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
123,7
B4
B10
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B13
123,7
B4
B11
0,00770
b2/16 b4/25
B5 B1 B7 B10 B13
317,1
B4
B12
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
123,7
B4
B13
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B10
123,7
B4
B14
0,00770
b2/16 l5/9
B5 B1 B7 B10 B13
179,4
B4
B15
0,00770
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
123,7
B5
B1
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B2
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B3
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B4
0,00770
(l2) b2/75
B6
580,1
B5
B6
0,00770
b2/16 l2/59
B4
488,8
B5
B7
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B8
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B9
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B10
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B11
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B12
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B13
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B14
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B5
B15
0,00770
(l2) b2/16
B4 B6
123,7
B6
B1
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B2
0,00770
(l2) b1/25
B5 B3 B9 B12 B15
193,4
B6
B3
0,00770
l2/0,5
B5 B9 B12 B15
3,1
B6
B4
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B5
0,00770
l2/75
B3 B9 B12 B15
464,0
B6
B7
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B8
0,00770
(l2) b3/25
B5 B3 B9 B12 B15
193,4
B6
B9
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B12 B15
3,1
B6
B10
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B11
0,00770
l2/0,5 l4/25
B5 B3 B9 B12 B15
157,8
B6
B12
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B15
3,1
B6
B13
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B14
0,00770
l2/0,5 a1/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
3,1
B6
B15
0,00770
l2/0,5
B5 B3 B9 B12
3,1
B7
B1
0,00770
l3/0,5
B8 B4 B10 B13
3,1
B7
B2
0,00770
l3/0,5 l1/25
B8 B1 B4 B10 B13
157,8
B7
B3
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
3,1
B7
B4
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B10 B13
3,1
B7
B5
0,00770
(l3) b2/25
B8 B1 B4 B10 B13
193,4
B7
B6
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
3,1
B7
B8
0,00770
l3/75
B1 B4 B10 B13
464,0
B7
B9
0,00770
(l3) b3/16
B8 B1 B4 B10 B13
123,7
B7
B10
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B13
3,1
B7
B11
0,00770
(l3) b4/25
B8 B1 B4 B10 B13
193,4
B7
B12
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
3,1
B7
B13
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B10
3,1
B7
B14
0,00770
l3/0,5 l5/25
B8 B1 B4 B10 B13
157,8
B7
B15
0,00770
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
3,1
B8
B1
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B2
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B3
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B4
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B5
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B6
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B7
0,00770
b3/16 l3/59
B9
488,8
B8
B9
0,00770
(l3) b3/75
B7
580,1
B8
B10
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B11
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B12
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B13
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B14
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B8
B15
0,00770
(l3) b3/16
B7 B9
123,7
B9
B1
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B2
0,00770
b3/16 b1/25
B8 B3 B6 B12 B15
317,1
B9
B3
0,00770
b3/16
B8 B6 B12 B15
123,7
B9
B4
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B5
0,00770
b3/16 l2/9
B8 B3 B6 B12 B15
179,4
B9
B6
0,00770
b3/16
B8 B3 B12 B15
123,7
B9
B7
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B8
0,00770
b3/75
B3 B6 B12 B15
580,1
B9
B10
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B11
0,00770
b3/16 l4/9
B8 B3 B6 B12 B15
179,4
B9
B12
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B15
123,7
B9
B13
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B14
0,00770
b3/16 (a1)
B8 B3 B6 B12 B15
123,7
B9
B15
0,00770
b3/16
B8 B3 B6 B12
123,7
B10
B1
0,00770
b4/16
B11 B4 B7 B13
123,7
B10
B2
0,00770
b4/16 l1/9
B11 B1 B4 B7 B13
179,4
B10
B3
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
123,7
B10
B4
0,00770
b4/16
B11 B1 B7 B13
123,7
B10
B5
0,00770
b4/16 b2/25
B11 B1 B4 B7 B13
317,1
B10
B6
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
123,7
B10
B7
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B13
123,7
B10
B8
0,00770
b4/16 l3/9
B11 B1 B4 B7 B13
179,4
B10
B9
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
123,7
B10
B11
0,00770
b4/75
B1 B4 B7 B13
580,1
B10
B12
0,00770
b4/16 (l4)
B11 B1 B4 B7 B13
123,7
B10
B13
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B7
123,7
B10
B14
0,00770
b4/16 l5/9
B11 B1 B4 B7 B13
179,4
B10
B15
0,00770
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
123,7
B11
B1
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B2
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B3
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B4
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B5
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B6
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B7
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B8
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B9
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B10
0,00770
(l4) b4/75
B12
580,1
B11
B12
0,00770
b4/16 l4/59
B10
488,8
B11
B13
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B14
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B11
B15
0,00770
(l4) b4/16
B10 B12
123,7
B12
B1
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B2
0,00770
(l4) b1/25
B11 B3 B6 B9 B15
193,4
B12
B3
0,00770
l4/0,5
B11 B6 B9 B15
3,1
B12
B4
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B5
0,00770
l4/0,5 l2/25
B11 B3 B6 B9 B15
157,8
B12
B6
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B9 B15
3,1
B12
B7
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B8
0,00770
(l4) b3/25
B11 B3 B6 B9 B15
193,4
B12
B9
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B15
3,1
B12
B10
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B11
0,00770
l4/75
B3 B6 B9 B15
464,0
B12
B13
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B14
0,00770
l4/0,5 a1/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
3,1
B12
B15
0,00770
l4/0,5
B11 B3 B6 B9
3,1
B13
B1
0,00770
l5/0,5
B14 B4 B7 B10
3,1
B13
B2
0,00770
l5/0,5 l1/25
B14 B1 B4 B7 B10
157,8
B13
B3
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
3,1
B13
B4
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B7 B10
3,1
B13
B5
0,00770
(l5) b2/25
B14 B1 B4 B7 B10
193,4
B13
B6
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
3,1
B13
B7
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B10
3,1
B13
B8
0,00770
l5/0,5 l3/25
B14 B1 B4 B7 B10
157,8
B13
B9
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
3,1
B13
B10
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B7
3,1
B13
B11
0,00770
(l5) b4/25
B14 B1 B4 B7 B10
193,4
B13
B12
0,00770
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
3,1
B13
B14
0,00770
l5/75
B1 B4 B7 B10
464,0
B13
B15
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
3,1
B14
B1
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B2
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B3
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B4
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B5
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B6
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B7
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B8
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B9
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B10
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B11
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B12
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
3,1
B14
B13
0,00770
a1/0,5 l5/75
B15
464,0
B14
B15
0,00770
l5/0,5 a1/0,5
B13
3,1
B15
B1
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
B15
B2
0,00770
(a1) b1/25
B14 B3 B6 B9 B12
193,4
B15
B3
0,00770
(a1)
B14 B6 B9 B12
0,0
B15
B4
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
B15
B5
0,00770
a1/0,5 l2/25
B14 B3 B6 B9 B12
154,7
B15
B6
0,00770
(a1)
B14 B3 B9 B12
0,0
B15
B7
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
B15
B8
0,00770
(a1) b3/25
B14 B3 B6 B9 B12
193,4
B15
B9
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B12
0,0
B15
B10
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
B15
B11
0,00770
a1/0,5 l4/25
B14 B3 B6 B9 B12
154,7
B15
B12
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9
0,0
B15
B13
0,00770
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
B15
B14
0,00770
(a1)
B3 B6 B9 B12
0,0
B1
1СШ
0,00043
l1/0,5
B2
0,2
B1
2СШ
0,00043
(l1) b1/16
B2 B4 B7 B10 B13
6,8
B2
1СШ
0,00043
(l1) b1/16
B1 B3
6,8
B2
2СШ
0,00043
(l1) b1/16
B1 B3
6,8
B3
1СШ
0,00043
(l1) b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
6,8
B3
2СШ
0,00043
b1/16
B2
6,8
B4
1СШ
0,00043
b2/16
B5
6,8
B4
2СШ
0,00043
(l2) b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
6,8
B5
1СШ
0,00043
(l2) b2/16
B4 B6
6,8
B5
2СШ
0,00043
(l2) b2/16
B4 B6
6,8
B6
1СШ
0,00043
(l2) b2/16
B5 B3 B9 B12 B15
6,8
B6
2СШ
0,00043
l2/0,5
B5
0,2
B7
1СШ
0,00043
l3/0,5
B8
0,2
B7
2СШ
0,00043
(l3) b3/16
B8 B1 B4 B10 B13
6,8
B8
1СШ
0,00043
(l3) b3/16
B7 B9
6,8
B8
2СШ
0,00043
(l3) b3/16
B7 B9
6,8
B9
1СШ
0,00043
(l3) b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
6,8
B9
2СШ
0,00043
b3/16
B8
6,8
B10
1СШ
0,00043
b4/16
B11
6,8
B10
2СШ
0,00043
(l4) b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
6,8
B11
1СШ
0,00043
(l4) b4/16
B10 B12
6,8
B11
2СШ
0,00043
(l4) b4/16
B10 B12
6,8
B12
1СШ
0,00043
(l4) b4/16
B11 B3 B6 B9 B15
6,8
B12
2СШ
0,00043
l4/0,5
B11
0,2
B13
1СШ
0,00043
l5/0,5
B14
0,2
B13
2СШ
0,00043
l5/0,5 a1/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
0,2
B14
1СШ
0,00043
a1/0,5 l5/15
B13 B15
5,1
B14
2СШ
0,00043
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
0,2
B15
1СШ
0,00043
a1/0,5 l5/0,5
B14 B3 B6 B9 B12
0,2
B15
2СШ
0,00043
(a1)
B14
0,0
1СШ
B1
0,03000
B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B1
0,03000
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B2
0,03000
l1/25
B1 B4 B7 B10 B13
603,3
2СШ
B2
0,03000
b1/25
B3 B6 B9 B12 B15
754,1
1СШ
B3
0,03000
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B3
0,03000
B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B4
0,03000
B1 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B4
0,03000
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B5
0,03000
b2/25
B1 B4 B7 B10 B13
754,1
2СШ
B5
0,03000
l2/25
B3 B6 B9 B12 B15
603,3
1СШ
B6
0,03000
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B6
0,03000
B3 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B7
0,03000
B1 B4 B10 B13
0,0
2СШ
B7
0,03000
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B8
0,03000
l3/25
B1 B4 B7 B10 B13
603,3
2СШ
B8
0,03000
b3/25
B3 B6 B9 B12 B15
754,1
1СШ
B9
0,03000
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B9
0,03000
B3 B6 B12 B15
0,0
1СШ
B10
0,03000
B1 B4 B7 B13
0,0
2СШ
B10
0,03000
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B11
0,03000
b4/25
B1 B4 B7 B10 B13
754,1
2СШ
B11
0,03000
l4/25
B3 B6 B9 B12 B15
603,3
1СШ
B12
0,03000
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B12
0,03000
B3 B6 B9 B15
0,0
1СШ
B13
0,03000
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
B13
0,03000
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B14
0,03000
l5/25
B1 B4 B7 B10 B13
603,3
2СШ
B14
0,03000
(a1)
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
1СШ
B15
0,03000
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
B15
0,03000
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
2СШ
0,00011
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
1СШ
0,00011
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
Всего
50828,1736404471
Дальнейший расчет производим аналогично.
Расчет показателей надежности главной схемы РУ СН (4/3)
Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 330; Топ, ч - 2,0
Оборудование
Параметр потока отказов 1/год
Время восст. после отказа Тв, ч.
Время на пл. ремонт Тр, ч/год
Выключатели
0,2500
75
271
Система шин
0,0130
5
3
Получены результаты для выключателей и систем шин:
Отказ
В период ремонта
W, 1/год
ОП/Тв
ОВ
Wнед, МВт ч
B1
0,14000
l1/0,5
B2 B5 B9 B13
56,1
B2
0,14000
(l1) b1/16
B1 B3
2245,7
B3
0,14000
(l2) b1/16
B2 B4
2245,7
B4
0,14000
l2/0,5
B3 B8 B12 B14
56,1
B5
0,14000
b2/16
B6 B1 B9 B13
2245,7
B6
0,14000
(l3) b2/16
B5 B7
2245,7
B7
0,14000
(l3) b3/16
B6 B8
2245,7
B8
0,14000
b3/16
B7 B4 B12 B14
2245,7
B9
0,14000
l4/0,5
B10 B1 B5 B13
56,1
B10
0,14000
(l4) b4/16
B9 B11
2245,7
B11
0,14000
(l5) b4/16
B10 B12
2245,7
B12
0,14000
l5/0,5
B11 B4 B8 B14
56,1
B13
0,14000
(a1)
B14 B1 B5 B9
0,0
B14
0,14000
(a1)
B13 B4 B8 B12
0,0
1СШ
0,02900
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
0,02900
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B1
0,02300
B5 B9 B13
0,0
2СШ
B1
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B2
0,02300
l1/20
B1 B5 B9 B13
360,3
2СШ
B2
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B3
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B3
0,02300
l2/20
B4 B8 B12 B14
360,3
1СШ
B4
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B4
0,02300
B8 B12 B14
0,0
1СШ
B5
0,02300
B1 B9 B13
0,0
2СШ
B5
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B6
0,02300
b2/20
B1 B5 B9 B13
450,4
2СШ
B6
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B7
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B7
0,02300
b3/20
B4 B8 B12 B14
450,4
1СШ
B8
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B8
0,02300
B4 B12 B14
0,0
1СШ
B9
0,02300
B1 B5 B13
0,0
2СШ
B9
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B10
0,02300
l4/20
B1 B5 B9 B13
360,3
2СШ
B10
0,02300
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B11
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B11
0,02300
l5/20
B4 B8 B12 B14
360,3
1СШ
B12
0,02300
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B12
0,02300
B4 B8 B14
0,0
1СШ
B13
0,02300
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B13
0,02300
(a1)
B4 B8 B12 B14
0,0
1СШ
B14
0,02300
(a1)
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
B14
0,02300
B4 B8 B12
0,0
1СШ
2СШ
0,00007
B1 B5 B9 B13
0,0
2СШ
1СШ
0,00007
B4 B8 B12 B14
0,0
Всего
44091,0562127092
Расчет показателей надежности главной схемы РУ ВН (3/2)
Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 750; Топ, ч - 2,0
Оборудование
Параметр потока отказов , 1/год
Время восст. после отказа Тв, ч.
Время на пл. ремонт Тр, ч/год
Выключатели
0,2500
75
271
Система шин
0,0100
6
5
Получены результаты для выключателей и систем шин:
Отказ
В период ремонта
W, 1/год
ОП/Тв
ОВ
Wнед, МВт ч
B1
0,15000
l1/0,5
B2 B4 B7 B10
62,0
B2
0,15000
(l1) b1/16
B1 B3
2478,5
B3
0,15000
b1/16
B2 B6 B9 B12
2478,5
B4
0,15000
b2/16
B5 B1 B7 B10
2478,5
B5
0,15000
(l2) b2/16
B4 B6
2478,5
B6
0,15000
l2/0,5
B5 B3 B9 B12
62,0
B7
0,15000
l3/0,5
B8 B1 B4 B10
62,0
B8
0,15000
(l3) b3/16
B7 B9
2478,5
B9
0,15000
b3/16
B8 B3 B6 B12
2478,5
B10
0,15000
a1/0,5
B11 B1 B4 B7
15,5
B11
0,15000
a1/0,5 l4/0,5
B10 B12
77,5
B12
0,15000
l4/0,5
B11 B3 B6 B9
62,0
1СШ
0,02500
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
0,02500
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
B1
0,01500
B4 B7 B10
0,0
2СШ
B1
0,01500
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
B2
0,01500
l1/24
B1 B4 B7 B10
285,1
2СШ
B2
0,01500
b1/24
B3 B6 B9 B12
356,4
1СШ
B3
0,01500
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
B3
0,01500
B6 B9 B12
0,0
1СШ
B4
0,01500
B1 B7 B10
0,0
2СШ
B4
0,01500
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
B5
0,01500
b2/24
B1 B4 B7 B10
356,4
2СШ
B5
0,01500
l2/24
B3 B6 B9 B12
285,1
1СШ
B6
0,01500
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
B6
0,01500
B3 B9 B12
0,0
1СШ
B7
0,01500
B1 B4 B10
0,0
2СШ
B7
0,01500
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
B8
0,01500
l3/24
B1 B4 B7 B10
285,1
2СШ
B8
0,01500
b3/24
B3 B6 B9 B12
356,4
1СШ
B9
0,01500
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
B9
0,01500
B3 B6 B12
0,0
1СШ
B10
0,01500
B1 B4 B7
0,0
2СШ
B10
0,01500
B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
B11
0,01500
a1/24
B1 B4 B7 B10
71,3
2СШ
B11
0,01500
l4/24
B3 B6 B9 B12
285,1
1СШ
B12
0,01500
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
B12
0,01500
B3 B6 B9
0,0
1СШ
2СШ
0,00009
B1 B4 B7 B10
0,0
2СШ
1СШ
0,00009
B3 B6 B9 B12
0,0
Всего
35548,0950403431
Расчет показателей надежности главной схемы РУ ВН (4/3)
Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 750; Топ, ч - 2,0
Оборудование
Параметр потока отказов , 1/год
Время восст. после отказа Тв, ч.
Время на пл. ремонт Тр, ч/год
Выключатели
0,2500
75
271
Система шин
0,0100
6
5
Получены результаты для выключателей и систем шин:
Отказ
W, 1/год
ОП/Тв
ОВ
Wнед, МВт ч
B1
0,16000
l1/0,5
B2 B5 B9
65,3
B2
0,16000
(l1) b1/16
B1 B3
2611,4
B3
0,16000
(l2) b1/16
B2 B4
2611,4
B4
0,16000
l2/0,5
B3 B8 B11
65,3
B5
0,16000
l3/0,5
B6 B1 B9
65,3
B6
0,16000
(l3) b2/16
B5 B7
2611,4
B7
0,16000
(l4) b2/16
B6 B8
2611,4
B8
0,16000
l4/0,5
B7 B4 B11
65,3
B9
0,16000
b3/16
B10 B1 B5
2611,4
B10
0,16000
(a1) b3/16
B9 B11
2611,4
B11
0,16000
a1/0,5
B10 B4 B8
16,3
1СШ
0,02000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
0,02000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B1
0,01000
B5 B9
0,0
2СШ
B1
0,01000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B2
0,01000
l1/18
B1 B5 B9
147,0
2СШ
B2
0,01000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B3
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B3
0,01000
l2/18
B4 B8 B11
147,0
1СШ
B4
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B4
0,01000
B8 B11
0,0
1СШ
B5
0,01000
B1 B9
0,0
2СШ
B5
0,01000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B6
0,01000
l3/18
B1 B5 B9
147,0
2СШ
B6
0,01000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B7
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B7
0,01000
l4/18
B4 B8 B11
147,0
1СШ
B8
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B8
0,01000
B4 B11
0,0
1СШ
B9
0,01000
B1 B5
0,0
2СШ
B9
0,01000
B4 B8 B11
0,0
1СШ
B10
0,01000
b3/18
B1 B5 B9
183,8
2СШ
B10
0,01000
a1/18
B4 B8 B11
36,8
1СШ
B11
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B11
0,01000
B4 B8
0,0
1СШ
2СШ
0,00005
B1 B5 B9
0,0
2СШ
1СШ
0,00005
B4 B8 B11
0,0
Всего
32285,6627673157
1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем.
Основным критерием оптимальности выбранного варианта является минимум приведенных затрат Зmin.
К — капитальные вложения, необходимые для осуществления схемы, определяемые по укрупненным показателям стоимости оборудования (укрупненная стоимость ячеек РУ);
И — ежегодные эксплуатационные издержки;
И = 0,063 К + 0,025 К + Ипот. (руб./год)
0,063 К — ежегодные амортизационные отчисления, принимаемые равными 6,3% от капитальных вложений (руб./год);
0,025 К — ежегодные годовые издержки на текущие ремонты и зарплату эксплуатационного персонала, принимаемые равными 2,5% от капитальных вложений (руб./год);
Ипот. — годовые издержки, вызванные потерями электроэнергии в электроустановках (руб./год);
На основании расчетных данных по приведенным затратам выбираем:
для ОРУ-330 кВ схема 4/3;
для ОРУ-750 кВ схема 4/3.
2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС 2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд 2.1.1 Принципы построения схемы
Принципиально новой, присущей только ядерной энергетике проблемой обеспечения расхолаживания, при эксплуатации АЭС в особенности в условиях аварийного обеспечения и нарушения связи с энергосистемой. При этом надежное функционирование всего комплекса устройств нормальной эксплуатации, защитных и локализующих устройств существенно зависит от построения электрической части АЭС и надежности используемого электрооборудования.
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принцип построения схем электроснабжения потребителей с.н., выбор источников питания и кратности их резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания даже самой быстродействующей аварийной защиты. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным расходом продуктов деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции. Вне зависимости от причины аварийной остановки реактора его расхолаживание должно осуществляться безотказно, включая и случаи исчезновения напряжения в сети с.н. от основных и резервных источников электроснабжения, связанных с сетью энергосистемы.
2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания
По требованиям, предъявленным к надежности электроснабжения, потребители собственных нужд АЭС разделяются на три группы:
Первая группа - потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, не допускающие по условиям безопасности перерывов питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. Потребители первой группы требуют обязательного питания после срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора.
К потребителям первой группы относятся системы контрольно-измерительных приборов и автоматики; приборы технологического контроля реактора и его систем; система центрального контроля за технологическим процессом блока; некоторые системы радиационного контроля; электроприводы быстродействующих каналов и отсечной аппаратуры, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания и локализации аварии, а также часть аварийного освещения; оперативные цепи управления, защиты и сигнализации; аварийные маслонасосы турбогенератора и уплотнения вала генератора.
Вторая группа - потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения, допускающее перерыв в питании на время автоматического ввода резерва (АВР), и не требующее обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
К потребителям второй группы относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и локализацию аварии в различных режимах, включая режим максимальной проектной аварии (МПА) и охлаждающие ГЦН, часть спецвентиляции и аварийного освещения, часть потребителей туброгенераторов, обеспечивающих их надежный останов и сохранность при аварийном обесточении, системы биологической и технологической дозиметрии.
Третья группа потребителей на АЭС эквивалентна обычным потребителям первой категории по правилам устройства электроустановок.
К потребителям третьей группы относятся электроприводы ГЦН, а также большая часть нагрузки собственных нужд АЭС, обеспечивающие основной технологический процесс на блоке.
Согласно разъяснения «Харьковэнергопроект» №15-20/3836 от 25.06.98г. «О классификации электроприемников собственных нужд АЭС по группам и категориям» отмечается имеющаяся взаимная неувязка действующих нормативных документов в части определений категорий и групп потребителей с.н. АЭС. Она связана, в основном, с нечеткостью определения потребителей первой и второй группы в п.10.13 «Правил технологического проектирования АЭС с ВВЭР», согласно которому все потребители первой и второй групп однозначно отнесены к системе, обеспечивающей безопасность. Поскольку четкое разделение на группы потребителей с/нужд нормальной эксплуатации в нормативных документах отсутствует. Принципы классификации потребителей, принятые в проектной практике «Харьковэнергопроект»:
1. По классификации ПУЭ все потребители с.н. АЭС относятся к I категории электроснабжения, а часть потребителей, обеспечиваемая питанием от автономных источников (первая и вторая группы), относится к особой группе I категории.
2. Основным признаком, по которому производится разделение потребителей с.н. АЭС на группы, является допустимый перерыв электроснабжения.
К первой группе относятся потребители систем постоянного тока и бесперебойного питания переменного тока, для которых проектными решениями обеспечивается перерыв питания не более, чем на доли секунды.
Ко второй группе относятся потребители систем надежного электроснабжения, для которых обеспечивается перерыв питания не более, чем на десятки секунд, в том числе и при обесточении блока.
К третье группе относятся потребители, для которых допускаются перерыв питания на время АВР и потеря питания при обесточении блока.
3. В зависимости от назначения, потребители и питающие их системы с.н. делятся на потребителей систем безопасности, питаемых от системы аварийного электроснабжения (САЭ), и потребителей с.н. нормальной эксплуатации.
4. Таким образом, на АЭС могут быть:
потребители первой группы САЭ;
потребители второй группы САЭ;
потребители первой группы нормальной эксплуатации;
потребители второй группы нормальной эксплуатации (только для блоков, имеющих РДЭСО);
потребители третьей группы нормальной эксплуатации.
5. Кроме того, потребители с.н. классифицируются по влиянию на безопасность в соответствии с ОПБ-88.
2.1.3 Сети и питающие напряжения
На электростанции предусматривается следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:
сети 6 кВ и 380/220 В, 50 Гц надежного питания второй группы для питания потребителей, терпящих перерыв в питании на время от 15 с до нескольких минут;
сети 380/220, 50Гц надежного питания первой группы для питания потребителей, не допускающих перерыва питания или допускающих кратковременного перерыва в питании;
сеть 6 кВ, 50 Гц для питания прочих потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию;
сеть 380/220 В, 50 Гц для питания прочих потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию.
Электродвигатели мощностью 200 кВт и выше, а также понижающие трансформаторы 6/0,4 кВ подключаются к соответствующим сетям 6 кВ. Электродвигатели менее 200 кВт, а также сети сварки, освещения и электродвигатели задвижек подключаются к сети 0,4 – 0,23 кВ.
2.1.4 Источники питания
Для потребителей собственных нужд АЭС первой, второй и третьей групп предусматривается номинальное рабочие и резервное питание от двух независимых источников питания, связанных с сетью энергосистемы, от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.
Для потребителей первой и второй групп, помимо перечисленных источников, в аварийном режиме предусматривается дополнительное электроснабжение от специально установленных аварийных источников, не связанных с сетью энергосистемы (дизель-генераторы и аккумуляторные батареи).
2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд
Для потребителей собственных нужд осуществляется от трансформаторов, подключенных к ответвлению блока генератор - трансформатор. Эта схема с непосредственной электрической связью собственных нужд с сетью энергосистемы, является наиболее простым решением, получившим широкое распространение. Недостатком такой схемы является зависимость напряжения и частоты в схеме собственных нужд от режима энергосистемы. Надежность и устойчивость данной схемы обеспечивается:
Широким применением в системе собственных нужд асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения в сети без всяких регулирующих устройств;
Успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в системе и в сети собственных нужд;
Применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях собственных нужд;
Широким внедрением устройств системной автоматики (автоматическая частотная разгрузка, автоматический ввод резервного питания и резервных механизмов собственных нужд, автоматическое регулирование и формировка возбуждения генераторов.)
Рис.2.1. Схема питания собственных нужд от генератора и энергосистемы
Резервные трансформаторы собственных нужд присоединяются к постоянному источнику питания расположенному вблизи АЭС напряжение 330 кВ.
2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации
Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной секционированной системой сборных шин и одним выключателем на присоединение.
Число секций сборных шин собственных нужд нормальной эксплуатации выбирается в зависимости от числа ГЦН, мощности и числа рабочих трансформаторов собственных нужд. Принимаем четыре секции 6 кВ BA, BB, BC, BD.
Каждая рабочая секция имеет ввод от резервной магистрали 6 кВ секций BL, BM, BP, BN от резервного трансформатора собственных нужд (РТСН).
Сеть 380/220 В предусмотрена с заземленной нейтралью. На блок предусматривается пятнадцать секций 0,4 кВ нормальной эксплуатации. Из них:
четыре секции блочные CA, CB, CM, CN;
две секции - компенсатора объема CC, CD;
шесть секций - нормальной эксплуатации реакторного отделения CPI(II), CQI(II), CTI(II);
две секции - силовой нагрузки СУЗ - CE, CF;
одна секция питание выпрямителей общеблочных АБП CG.
Для питания данных секций устанавливаются трансформаторы напряжение 6/0,4 кВ.
Резервное питание блочных секций 0,4 кВ обеспечивается от резервного трансформатора 6/0,4 кВ образующего секцию CR. При этом резервный трансформатор данного блока получает питание с секции 6 кВ другого блока.
2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций
Питание секций 6 кВ общеблочных потребителей (секции BJ и BK) осуществляется в нормальном режиме от секций нормальной эксплуатации BA и BD.
Секции 0,4 кВ CJ, CK запитаны от секций BJ и BK через соответствующие им рабочие трансформаторы BU31, BU34.
2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ
Потребители 0,4 кВ I группы надежности получают питание от щитов постоянного тока 220 В, через статические агрегаты бесперебойного питания (АБП) напряжением 380/220 В.
При этом, в нормальном режиме питание осуществляется через выпрямительное устройство, подключенное к сети 6 кВ через понижающий силовой трансформатор 6/0,4 – 0,23, а в аварийном режиме от аккумуляторной батарей. Для питания потребителей 0,4 кВ I группы надежности в машинном зале устанавливается два АБП.
Секции потребителей I группы собираются из шкафов теристорных ключей отключающих с естественной коммутацией (ТКЕО) и переключающих (ТКЕП).
ТКЕО и ТКЕП получают питание от инверторов. Резервное питание потребителей ТКЕП получают от секции 0,4 кВ нормальной эксплуатации.
2.1.9 Схема постоянного тока
На блок предусматриваются аккумуляторные батареи с номинальным напряжение 220 В (на каждый АБП одна батарея). Батареи служат для обеспечения питания аварийной нагрузки. Каждая из батарей рассчитана на обеспечение 100% нагрузки потребителей данного щита постоянного тока ЩПТ. Взаимные связи предусмотрены между ЩПТ общеблочными и УВС.
Аккумуляторные батареи работают в режиме постоянного подзаряда. При этом на каждом элементе поддерживается напряжение 2,15 2,2 В. Подзаряд аккумуляторных батарей обеспечивается через выпрямитель, являющийся составной частью АБП.
Для отыскания “земли” на каждом щите предусматривается отдельное выпрямительное устройство (ВАЗП).
2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 2.2.1 Общие положения
Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки.
Рис.2.2 Схема электроснабжения потребителей 3-группы секций нормальной эксплуатации 6 и 0,4 кВ блока
Рис.2.3 Схема питания потребителей 2-группы надёжного питания общеблочных секций 6 и 0,4 кВ
Рис.2.4 Схема надёжного питания 0,4/0,23 кВ 1-группы надёжности
Многие механизмы собственных нужд являются резервными, как, например, дублированные конденсатные насосы, резервные питательные электронасосы. Часть механизмов работает периодически: насос кислотной промывки, противопожарные, краны, сварка, освещение. Кроме того, мощность двигателей механизмов выбирается с некоторым запасом с учетом ухудшения свойств агрегатов в процессе эксплуатации каталожные мощности электродвигателей также обычно больше расчетных, требуемых на валу
В результате определение действительной нагрузки трансформатора собственных нужд оказывается очень сложным, и назвать их реальную нагрузку можно лишь на основании опыта эксплуатации. Поэтому для определения мощности трансформаторов собственных нужд пользуемся приближенным методом [3], согласно которому переход от мощности механизма к мощности трансформатора производится путем умножения суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые институтом “Теплоэнергопроект” (г. Москва) на основе опыта эксплуатации и проведенных испытаний.
2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4
В суммарной мощности механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально работающих механизмов и трансформаторов. В соответствии с этим мощность трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определим по формуле:
где ∑P'дв, ∑P"дв – суммы мощностей, кВт, электродвигателей мощностью более 75 и менее 75 кВт соответственно, подключённых к трансформатору;
∑Pзадв – сумма мощностей электродвигателей задвижек и колонок дистанционного управления, кВт;
∑Pосв – суммарная нагрузка приборов освещения и электронагревателей, кВт.
Для питания потребителей 0,4 кВ секции надёжного питания 2-категории (CV01) принимаем к установке трансформатор ТСЗС-1000/10: трёхфазный, с сухой изоляцией, с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении, мощностью 1000 кВ·А. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице
Таблица 2.1
Данные трансформатора
Тип
Sном,
кВ·А
Напряжение обмотки, кВ
PХ.Х.
PК.З.
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
ТСЗС-1000/10
1000
6
0,4
3000
12000
8
2
2.2.3 Выбор трансформаторов 24/6,3-6,3 кВ
Зная значение мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и электродвигателей 6 кВ, определим расчётную нагрузку секций 6 кВ по формуле:
где ∑ Pдв,6 – сумма расчётных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ.
∑ SТ.0,4 – сумма всех присоединённых мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ включая резервные и нормально неработающие.
Результаты расчётов сводим в таблицу
Таблица 2.2
Выбор трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ
№ п.п.
Оперативное наименование
Присоединение
Расчётная мощность, кВт
Каталожная мощность трансформатора, кВ·А
Трансформаторы блока
1
BU01
Секция CA
916,3
1000
2
BU02
Секция CB
903,2
1000
3
BU03
Секция CM
908,4
1000
4
BU04
Секция CN
910,6
1000
5
BU05
Секция CV01
833,3
1000
6
BU06
Секция CW01
896,5
1000
7
BU07
Секция CX01
824,7
1000
8
BU08
Секция CC
836,6
1000
9
BU09
Секция CD
848,4
1000
10
BU10
Секция CR
916,3
1000
11
BU11
Секция CE
307,2
400
12
BU12
Секция CF
312,4
400
13
BU14
АБП 2-с.б.
334,6
400
14
BU15
АБП 3-с.б.
334,6
400
15
BU16
АБП 1-с.б.
334,6
400
16
BU17
АБП УВС
170,3
250
17
BU18
АБП общ.блоч.
210,9
250
18
BU19-1
Секция CP-1
743,5
1000
19
BU19-2
Секция CP-2
750,1
1000
20
BU21-1
Секция CQ-1
742,3
1000
21
BU21-2
Секция CQ-2
749,1
1000
22
BU22-1
Секция CT-1
754,4
1000
23
BU22-2
Секция CT-2
756,6
1000
24
BU23
Секция CU01
824,5
1000
25
BU24
Секция CU02
824,5
1000
26
BU25
Секция CU03
824,5
1000
27
BU26
Секция CV02
836,7
1000
28
BU27
Секция CW02
889,6
1000
29
BU28
Секция CX02
832,1
1000
30
BU 29
Секция CG
746,2
1000
31
BU31
Секция CJ01
719,7
1000
32
BU32
АБП общ.блоч.
180,4
250
33
BU34
Секция CK01
705,3
1000
34
BU37
Секция CU04
196,2
250
Таблица 2.3
Потребители общеблочных секций 6 кВ, BJ, BK.
№
Присоединения
Наименование
Нагрузка BJ
Нагрузка BK
1
Насос гидростатического подъёма ротора
SC91D
315
315
2
Подпиточный насос (вспомогательный)
RL51D
800
800
3
Подпиточный насос
TK21D
800
800
4
Насос водоснабжения РДЭС
VH10D
250
250
5
Трансформатор 6/04 кВ, неответственных потребителей CJ, CK
BU31
1000
1000
6
Трансформатор 6/04 кВ, АБП (УВС)
BU17
250
—
7
Трансформатор 6/04 кВ, АБП (общеблочный)
BU18
—
250
8
Трансформатор 6/04 кВ, РДЭС
BU37
250
—
ИТОГО:
3298,5 кВ·А
3075,5 кВ·А
1. Выбор трансформатора 24/6,3 – 6,3 кВ
Для обеспечения надежной работы оборудования машинного зала АЭС необходимо обращать особое внимание на эксплуатацию ЭД, важных для сохранности основного технологического оборудования АЭС. Перечень ЭД, влияющих на сохранность основного технологического оборудования АЭС, приведен в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Электродвигатели, влияющие на сохранность основного технологического оборудования АЭС
№
Операт. наимен.
наименование
тип
Uн, кВ
Рн, кВт
Iн, А
1
2
3
4
5
6
7
YD10D01
ГЦН
ВАЗ-215/109-6АМ05
6,0
8000
880
YD20D01
ВАЗ-215/109-6АМ05
6,0
8000
880
YD30D01
ВАЗ-215/109-6АМ05
6,0
8000
880
YD40D01
ВАЗ-215/109-6АМ05
6,0
8000
880
RW51D11
конденсатный насос ТПН
4А180М-4
0,4
22
41,2
RW51D21
4А180М-4
0,4
22
41,2
RW52D11
4А180М-4
0,4
22
41,2
RW52D21
4А180М-4
0,4
22
41,2
SC10D11
маслонасос смазки турбины
4А180S-4
0,4
110
SC10D21
4А180S-4
0,4
110
SC10D31
4А180S-4
0,4
110
CS51D41
маслонасосы регулирования ТПН
4А225М-2
0,4
55
110
CS51D42
4А225М-2
0,4
55
110
CS52D41
4А225М-2
0,4
55
110
CS52D42
4А225М-2
0,4
55
110
SE80D01
маслонасосы регулирования турбины
А03-315S-2
0,4
160
SE80D02
А03-315S-2
0,4
160
SE80D03
А03-315S-2
0,4
160
SS11D01
насос охлаждения обмотки статора
А0101-4МУ2
0,4
125
SS12D01
А0101-4МУ2
0,4
125
SU11D01
маслонасосы уплотнений вала генератора
А02-81-2
0,4
40
SU12D01
А02-81-2
0,4
40
SU13D01
А02-81-2
0,4
40
RM11D01
Конденсатный насос
(КЭН) 1-ой ступени
ВАН118/51-8УЗ
6,0
1000
119
RM12D01
ВАН118/51-8УЗ
6,0
1000
119
RM13D01
ВАН118/51-8УЗ
6,0
1000
119
RM41D01
Конденсатный насос
(КЭН) 2-ой ступени
2АЗМ-1600/6000УХЛ4
6,0
1800
180
RM42D01
2АЗМ-1600/6000УХЛ4
6,0
1800
180
RM43D01
2АЗМ-1600/6000УХЛ4
6,0
1800
180
RN72D01
Сливной насос ПНД-1
АВ114-4М
6,0
320
36,7
RN73D01
АВ114-4М
6,0
320
36,7
RN74D01
АВ114-4М
6,0
320
36,7
RN52D01
Сливной насос ПНД-3
АОВ2-14-41У3
6,0
500
57
RN53D01
АОВ2-14-41У3
6,0
500
57
RN54D01
АОВ2-14-41У3
6,0
500
57
ST11D01
Насос замкнутого
контура ОГЦ
А13-46-6-УХЛ4
6,0
630
73
ST12D01
А13-46-6-УХЛ4
6,0
630
73
SС91D01
Насос гидроподъема ротора
А12-35-6
6,0
315
38
SС92D01
А12-35-6
6,0
315
38
SU91D1161
Маслонасосы КЭН 2-ой ступени
4А90L/4
0,4
2,2
4
VC20D01
Насос неответственных потребителей группы “В” (БНС)
ВАН143-41-10-У3
6,0
1000
121
VC20D02
ВАН143-41-10-У3
6,0
1000
121
VC10D01
(1-я скорость)
Циркуляционные насосы БНС
ДВДА-260/99-20-24
6,0
4000
580
VC10D01
(2-я скорость)
ДВДА-260/99-20-24
6,0
2500
387
1
2
3
4
5
6
7
VC10D02(I)
Циркуляционные насосы БНС
ДВДА-260/99-20-24
6,0
4000
580
VC10D02(II)
ДВДА-260/99-20-24
6,0
2500
387
VC10D03(I)
ДВДА-260/99-20-24
6,0
4000
580
VC10D03(II)
ДВДА-260/99-20-24
6,0
2500
387
VC21D11
Подъемный насос маслоохладителей
А12-52-8-УХЛ4
6,0
630
73
VC22D11
А12-52-8-УХЛ4
6,0
630
73
RL51D01
Вспомогательный
питательный насос
4АЗМ-800/6000УХЛ4
6,0
800
90
RL52D01
4АЗМ-800/6000УХЛ4
6,0
800
90
RU21D01
Конденсатный насос ПСВ
АВ113-4М
6,0
250
29
RU22D01
АВ113-4М
6,0
250
29
UM11D01
Сетевой насос (зимний)
А4-400У-4УЗ
6,0
630
73
UM12D01
А4-400У-4УЗ
6,0
630
73
RB61D01
Насос слива сепаратный
АОВ2-14-41УЗ
6,0
500
57
RB62D01
АОВ2-14-41УЗ
6,0
500
57
UJ10D01
Пожарный насос БНС
АВ113-4М
6,0
250
29
UJ10D02
АВ113-4М
6,0
250
29
VH10D03
Насос технической воды БНС
АВ113-4М
6,0
250
29
VH10D04
АВ113-4М
6,0
250
29
Зная значения мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и электродвигателей 6 кВ, определим расчетную нагрузку секции 6 кВ по формуле:
Sт6 = 0,9 (∑Рдв6 + ∑Sт.0,4 )
где ∑Рдв6 - сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6кВ;
∑Sт.0,4 - сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ включая резервные и номинально не работающие.
Результаты расчетов сводим в таблицу № 2.5
Таблица № 2.5
Наименование оборудования
Р д.ном, кВт
S ном.т, кВА
Секции нормальной эксплуатации.
Секция ВА
1
Главный циркуляционный насос
8000
2
Насос тех. Воды не отв. потребителей
1000
3
Насос подачи воды на градирню
4000
4
Насос подъёмный
320
5
Сливной насос
500
6
Сетевой насос
630
7
Трансформатор секции CP-1 и CP-2
1000
8
Трансформатор секции СА
1000
Суммарная мощность
14450
2000
Секция ВВ
1
Главный циркуляционный насос
8000
2
Насос подачи воды на градирню
4000
3
Насос циркуляционный двухскоростной
4000
4
Конденсатный насос первой ступени
1000
5
Конденсатный насос второй ступени
1600
6
Сливной насос ПНД-3
500
7
Сливной насос ПНД-1
315
8
Подъёмный насос
320
9
Сетевой насос
630
10
Трансформатор секции СТ-1 и СТ-2
1000
11
Трансформатор секции СУЗ (СЕ)
400
12
Трансформатор секций CQ-1 и CQ-2
1000
13
Трансформатор секции СС
1000
14
Трансформатор секции СВ
1000
Суммарная мощность
20365
4400
Секция ВС
1
Главный циркуляционный насос
8000
2
Насос подачи воды на градирню
4000
3
Циркуляционный насос двухскоросной
4000
4
Конденсатный насос первой ступени
1000
5
Конденсатный насос второй ступени
1600
6
Сливной насос ПНД-3
500
7
Сливной насос ПНД-1
315
8
Насос замкнутого контура ОГЦ
630
9
Насос тех. воды не отв. потребителей
1000
10
Конденсатный насос ПСВ
850
11
Подпиточный насос
800
12
Сливной насос сепаратора турбины
300
13
Трансформатор секции СТ-1 иСТ-2
1000
14
Трансформатор секции СМ
1000
15
Трансформатор секции CR
1000
Суммарная мощность
22995
3000
Секция ВД
1
Главный циркуляционный насос
8000
2
Насос подачи воды на градирню
4000
3
Конденсатный насос первой ступени
1000
4
Конденсатный насос второй ступени
1600
5
Сливной насос ПНД-1
315
6
Насос замкнутого контура ОГЦ
630
7
Насос тех. воды не отв. потребителей
1000
8
Конденсатный насос ПСВ
850
9
Сливной насос сепаратора турбины
300
10
Циркуляционный насос
4000
11
Трансформатор секции СУЗ(СF)
400
12
Трансформатор секции СG
1000
13
Трансформатор секции СД
1000
14
Трансформатор секций СQ-1 и СQ-2
1000
15
Трансформатор секций СР-1 иСР-2
1000
16
Трансформатор секции СN
1000
Суммарная мощность
21695
5400
Секции надёжного питания общеблочных потребителей
Секция BJ
1
Насос гидростатического подъёма ротора
250
2
Насос подпиточный
800
3
Вспомогательный питательный насос
850
4
Трансформатор секции СJ
1000
5
Трансформатор общеблочного АБП
250
Суммарная мощность
1900
1250
Секция ВК
1
Насос гидростатического. подъёма ротора
250
2
Насос подпиточный
800
3
Трансформатор АБП УВС
250
4
Трансформатор секции СК
1000
5
Трансформатор общеблочного АБП
250
Суммарная мощность
1050
1500
Секции систем безопасности реакторного отделения
Секции BV(BW, BX)
Суммарная мощность
4330
2630
Таблица № 2.6
Распределение нагрузок трансформаторов собственных нужд блока
№№
Наименование токоприёмника
Каталожная мощность
К-во присоединений
Распределение нагрузок
Секция BE
Секция BF
Секция BG
Секция BH
Раб.
Рез.
К-во
Мощность
К-во
Мощность
К-во
Мощность
К-во
Мощность
1
Сливной насос ПНД3
500
2
1
1
500
-
-
1
500
1
500
2
Сливной насос ПНД1
315
2
1
-
-
1
315
1
315
1
315
3
Подъёмный насос
320
1
1
1
320
-
-
1
320
-
-
4
Насос замкнутого контура
630
1
1
-
-
1
630
-
-
1
630
5
Насос тех. воды неответств. потребителей
1000
1
1
1
1000
-
-
-
-
1
1000
6
Конденсатный насос 2-й ступени
1600
2
1
1
1600
-
-
1
1600
1
1600
7
Конденсатный насос 1-й ступени
1000
2
1
1
1000
1
1000
1
1000
-
-
8
Сливной насос сепаратора турбины.
300
1
1
1
300
-
-
1
300
-
-
9
ГЦН
8000
4
-
1
8000
1
8000
1
8000
1
8000
10
Цирк. насос
2500/
4000
3
-
-
-
1
4000
1
4000
1
4000
11
Конденсатный насос ПСВ
850
1
1
1
850
-
-
1
850
-
-
12
Сетевой насос
630
1
1
-
-
1
630
-
-
1
630
13
Подпиточный насос
800
1
-
-
-
-
-
-
-
1
800
14
Секции 6 кВ надёжного питания с.б. РО
6960
3
-
1
6960
1
6960
1
6960
-
-
15
Общеблочные секции 6 кВ надёжного питания BJ,BK
3665
2
-
1
3665
-
-
-
-
1
3665
16
Трансформаторы 6/0,4 кВ секции CP, CQ, CT
1000
6
-
1
1000
2
1000
1
1000
2
1000
17
Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции на м.з. CA, CB, CM, CN, CR
1000
4
1
2
1000
1
1000
1
1000
1
1000
18
Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции CC, CD
1000
2
-
-
-
1
400
-
-
1
400
19
Трансформаторы СУЗ
400
2
-
-
-
1
400
-
-
1
400
20
Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции общ.АБП
1000
1
-
-
-
-
-
1
1000
-
-
21
Секции 6 кВ BE, BG
1250/
8150
2
-
-
-
1
8250
-
-
1
8250
Итого на секцию
31195
34185
30845
33440
Расчётная нагрузка на секцию
28075,5
30766,5
27760,5
30096
Расчётная нагрузка на трансформатор
58842
57856,5
Мощность 63000кВА; UВН = 24 кВ ; UНН = 6,3 – 6,3 кВ.
По условиям ограничения токов К.З. в сети собственных нужд трансформатор принят с расщепленной обмоткой низкого напряжения.
Применение трансформаторов меньшей мощности невозможно т.к. перенагрузка трансформаторов собственных нужд недопустима.
Таблица 2.7
Данные трансформатора ТРДНС-63000/35
Тип
Sном, МВ·А
Напряжение обмотки, кВ
PХ.Х.
PК.З.
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
ТРДНС-63000/35
63
36,75
6,3-6,3
44
250
12,7
0,45
По условиям ограничения токов к.з. в сети собственных нужд принят к установке трансформатор с расщеплённой обмоткой низкого напряжения. Применение трансформаторов меньшей мощности не возможно, так как перегрузка трансформаторов собственных нужд не допустима.
2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3-6,3 кВ
В зависимости от числа блоков генератор-трансформатор и наличия генераторных выключателей регламентируется число резервных трансформаторов собственных нужд. Согласно /5/ при числе блоков равным четырём и наличии генераторных выключателей принимаем два резервных трансформатора собственных нужд.
Принимаем к установке трансформатор типа ТРДНЦ – 63000/330, трёхфазный с расщеплённой обмоткой нижнего напряжения, с устройством РПН.
Каталожные и технические данные трансформатора ТРДНЦ – 63000/330 сведены в таблицу 2.8
Таблица 2.8
Данные трансформатора ТРДНЦ – 63000/330
Тип
Sном, МВ·А
Напряжение обмотки, кВ
Pх.х.
Pк.з.
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
ТРДНЦ-63000/330
63
330
6,3-6,3
100
230
11
0,8
2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока 2.3.1 Основные положения
Под самозапуском понимают процесс автоматического восстановления нормального режима работы электродвигателей механизмов собственных нужд после кратковременного нарушения электроснабжения, вызванного исчезновением или глубоким снижением питающего напряжения. Кратковременный перерыв питания электродвигателей наблюдается при отключении рабочего питания и переходе на резервный источник. Кратковременное глубокое понижение напряжения возникает при близких кз к системе собственных нужд электростанции.
После отключения питания или глубокой посадки напряжения происходит снижение частоты вращения электродвигателей под действием момента сопротивления. При чем этот процесс можно разделить на несколько стадий:
в первый момент исчезновения напряжения наблюдается групповой выбег агрегатов с.н., при котором из-за их взаимного влияния частота вращения снижается с одинаковой скоростью;
в дальнейшем в соответствии с механическими характеристиками происходит индивидуальный выбег агрегатов собственных нужд.
При подаче напряжения питания осуществляется режим собственно самозапуска электродвигателей, когда частота вращения возрастает, самозапуск будет успешным, если агрегаты собственных нужд, участвующие в этом режиме, развернутся до рабочей частоты вращения за допустимое время.
Успешность самозапуска зависит от времени перерыва питания, параметров питающей сети, суммарной мощности не отключенных электродвигателей и их загрузки, механических характеристик механизмов и других факторов.
2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
При расчетах режима самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд должны использоваться конкретные данные и реальные режимы работы оборудования
Время перерыва питания собственных нужд для АЭС выбирается, как правило, равным:
• 0,7 сек - при отключении рабочего источника питания действием быстродействующей релейной защиты или в случае ошибочного отключения его оперативным персоналом,
• 1,5 сек - при отключении рабочего источника действием его максимальной токовой защиты,
• 2,0 сек - при отключении трансформатора с.н., имеющего на стороне низкого напряжения две и более обмоток, действием максимальной токовой защиты установленной на стороне высокого напряжения
Продолжительность самозапуска, как правило, не должна превышать для блочных электростанций с турбогенераторами мощностью 160МВт и более, а к таковым относятся АЭС, 20 секунд. Эта величина определяется условиями сохранения технологического режима блока.
Неуспешность самозапуска механизмов собственных нужд сопровождается срабатыванием технологических защит из-за снижения от нормируемых значений технологических параметров: расхода в 1 и 2 контурах, давления во втором контуре, расхода циркуляционной воды в конденсаторах турбины, давления масла в системах смазки турбин, генератора, питательного насоса, ГЦН и т.д.
В проектах электростанций выявление успешности самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ осуществляется по методу связанному с определением начального напряжения на выводах электродвигателей в первый момент собственно режима самозапуска. Принимается, что самозапуск будет успешным, если начальное напряжение на электродвигателях после включения резервного источника питания составит не менее 0.6-0,65Uном.
Если в результате расчета оказалось, что начальное напряжение ниже минимально допустимого, то необходимо провести расчет успешности самозапуска, с привлечением более точных методов.
Для обеспечения успешности самозапуска электродвигателей с.н. рекомендуется в качестве дополнительных мер:
• отключение электродвигателей неответственных механизмов собственных нужд:
• выбор повышенного напряжения на низкой стороне ТСН (I.IUnoм);
• снижение напряжения к.з. ТСН;
• использование устройства форсировки напряжения на период самозапуска.
Для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 определены наиболее вероятные режимы самозапуска от резервного трансформатора собственных нужд:
самозапуск АД одной секции в результате автоматического включения резерва от ложного отключения выключателя рабочего ввода питания собственных нужд,
самозапуск одновременно с четырех секций в результате отключения энергоблока и посадки стопорных клапанов турбины.
При этом РТСН или ПРТСН может иметь предвключенную нагрузку.
Самозапуск АД одновременно трех секций может быть лишь в случае отказа во включении одного из выключателей резервного питания при АВР одновременно четырех секций Этот случай не является расчетным.
Самозапуск одновременно с двух секций маловероятен поскольку исключается возможность ложного отключения одновременно двух выключателей рабочего питания, а повреждение в трансформаторе рабочего питания с.н приводит к отключению энергоблока и самозапуску 4 секций.
По окончании самозапуска электродвигателей одной секции должен быть восстановлен нормальный режим работы блока
По окончании самозапуска электродвигателей 4 - х секций, должно восстанавливаться напряжение на шинах собственных нужд для обеспечения нормального останова блока. Для обеспечения успешного самозапуска в тяжелых режимах, на АЭС предусматривается отключение некоторых электродвигателей. Отключению подлежат наиболее крупные электродвигатели, не влияющие на технологический режим работы блока. Отключение, участвующих в самозапуске, механизмов производится от групповой защиты минимального напряжения с временем 2 ступени (3...9 сек) при напряжении 0.5Uном и ниже.
Проектными организациями определен перечень механизмов с.н. блока АЭС, участвующих в самозапуске. В этом перечне определена группа механизмов, подлежащих отключению для облегчения самозапуска при его затягивании. Рассмотрим основные механизмы этого перечня:
п/п
Название механизма
Кол-во
S, кВт
Примечание
1
Циркуляционный насос (градирня)
1
4000
Отключение от защиты минимального напряжения не предусматривается
защиты с временем 2-ой ступени 0,5ном и ниже (39 сек)
2.3.3 Расчет начального напряжения режима самозапуска
Расчет выполнен в математическом редакторе "Mathcad-8"
Номинальное напряжение
Кратность пускового тока
Мощность
Коэффициент мощности
Проводимость
Tрансформатор СН:
Tрансформатор блочный 330 кВ:
Tрансформатор блочный 750 кВ:
Расчет показывает, что самозапуск электродвигателей будет успешным (Usz > 0,6Un)
Размерность величин, используемых при расчете:
Мощность Вт
ТокА
СопротивлениеОм
НапряжениеВ
Проводимость1/Ом
2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд
При коротком замыкании (к.з.) в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и значение тока оказывают группы электродвигателей включённых вблизи места повреждения.
Для привода механизмов собственных нужд применяются в основном асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. При близком коротком замыкании напряжение на выводах двигателей оказывается меньше их ЭДС. Электродвигатели переходят в режим генератора, посылающего ток в место повреждения.
2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ
Расчёт токов к.з. на сборных шинах 6 кВ ведём по программе GTCURR разработанной кафедрой электрических станций МЭИ.
Производим расчёт токов к.з. для всех возможных схем питания потребителей собственных нужд.
а) Питание секций собственных нужд от трансформатора собственных нужд;
б) Питание секций собственных нужд от резервных трансформаторов собственных нужд;
2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ
В расчёте токов к.з. в электрических сетях до 1000 В необходимо учитывать активные сопротивления цепи, а именно активные сопротивления токовых обмоток автоматических выключателей, контактов коммутационной аппаратуры и т.д.
Рис. 2.5 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от ТСН
в) Питание секций собственных нужд от дизель-генераторов.
Рис. 2.6 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от РТСН
Рис. 2.7 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от дизель генератора.
Активное сопротивление оказывает влияние на апериодическую составляющую токов к.з.
Произведём расчёт токов к.з. на шинах секции CV01.
Сопротивление шин находим при среднегеометрическом расстоянии между фазами:
Переходное сопротивление контактов рубильника определим по /7 таб.5-12/, rр = 0,06
Схема замещения цепи для расчёта к.з. в точке состоит из ряда последовательно включённых сопротивлений, суммарное сопротивление цепи составляет:
Ток короткого замыкания:
где Uс.ном – номинальное напряжение сети.
Определим ударный ток к.з. от удалённого турбогенератора,
при xΣ/rΣ = 14,68/3,236 = 4,536.
Ударный коэффициент – kуд = 1,52.
Тогда ударный ток в точке к.з. от генератора составит:
Определим ударный ток к.з. с учётом электродвигателей 0,4 кВ. Сопротивления элементов цепи от электродвигателей до точки к.з. на шинах не учитываются, номинальный ток двигателей:
где ΣP – суммарная мощность электродвигателей получающих питание от данной секции (), согласно таблицы № Х, ΣP = 610 кВт;
kпд – коэффициент полезного действия электродвигателей, равный 0,94;
cos φ – коэффициент мощности электродвигателей, равный 0,91.
суммарное значение ударного тока к.з. с учётом электродвигателей:
Таблица 2.9
Расчёт токов к.з. на сборных шинах секций 0,4 кВ блока
п/п
Оперативное наименование секций 0,4 кВ
Ток трёхфазного короткого замыкания, Iк, кА
Ударный ток к.з., iуд, кА
1
Секция CA
14,8
37,5
2
Секция CB
14,8
37,5
3
Секция CM
13,5
35,1
4
Секция CN
13,5
35,1
5
Секция CV01
15,4
39,59
6
Секция CW01
14,7
38,2
7
Секция CX01
15,3
39,8
8
Секция CC
14,8
38,5
9
Секция CD
14,6
37,9
10
Секция CR
14,8
38,5
11
Секция CE
13,7
35,6
12
Секция CF
13,6
35,4
13
Секция CP–1
14,9
38,8
14
Секция CP–2
14,0
36,4
15
Секция CQ–1
14,5
37,7
16
Секция CQ–2
14,7
38,2
17
Секция CT–1
14,8
38,5
18
Секция CT–2
15,1
39,3
19
Секция CU01–05
7,4
19,2
20
Секция CV02
15,6
40,6
21
Секция CW02
15,9
41,3
22
Секция CX02
15,8
41,1
23
Секция CG
6,9
17,9
24
Секция CJ01
15,6
40,6
25
Секция CK01
15,7
40,8
26
Секция CJ02
15,6
40,6
27
Секция CK02
15,7
40,8
2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд
Все элементы распределительного устройства электрической станции должны надёжно работать в условиях длительных нормальных режимов, а также обладать достаточной термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжёлых коротких замыканий.
2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ
Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы.
Для электроснабжения потребителей 6 кВ собственных нужд выбираем к установке комплектные распределительные устройства (КРУ) серии КЭ–6.
Расчёты по выбору КРУ представлены в таблице № Х, КРУ серии КЭ–6 выполнено в виде отдельных металлических шкафов, состоящих из трёх основных частей: каркас, выдвижная тележка с выключателем, релейный шкаф КРУ укомплектованы выкатными элементами.
Для питания цепей защиты минимального напряжения, МТЗ с блокировкой по напряжению, схемы АВР секций 6 кВ, на каждой секции 6 кВ установлены трансформаторы напряжения типа НОЛ 08–6. Для питания цепей защит и блокировок ГЦН установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ 0.6. Заземляющие ножи установлены в ячейке КЭ–6.
2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы
Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.
Наиболее тяжёлыми продолжительными режимами являются:
Ремонтный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка.
Послеаварийный режим – это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт в следствии аварийного отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током.
Расчётные токи продолжительных режимов секций, непосредственно питающихся от ТСН, РТСН определяем по формуле:
Токи продолжительных режимов других секций определяем по формуле:
Для секций, где возможен ввод питания от дизель-генератора:
где Pном.г – номинальная активная мощность дизель-генератора;
0,95 – коэффициент учитывающий возможность работы генератора при снижении напряжения на 5 %.
2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ
Таблица 2.10
Выбор КРУ – 6 кВ (система сборных шин одинарная с неразделёнными фазами и отпайками).
п/п
Оперативное наименование секции для которой выбирается КРУ
Координаты расчётной точки к.з.
Тип КРУ, каталожные данные
Параметры
Номинальное напряжение
Длительный номинальный ток
Электродинамическая стойкость
Термическая стойкость
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
№ схемы
№ точки к.з.
Uуст
Uном
Iдл.н.
Iном
iуд
Iдин
Bк
Uуст ≤ Uном
Iдл.н. ≤ Iном
iуд ≤ Iдин
Bк ≤
кВ
кА
кА
кА2∙с
1
BA,(BB,BC, BD,BL,BM, BP,BN)
2.3.2
K1-K4
КЭ-6
6
6
2886
3200
91,59
128
1408
31,52∙3 = 2577
2
BV, (BW, BX, BJ, BK)
2.3.2
К5-К7, К9-К10
КЭ-6
6
6
675,5
2000
50,94
128
590,5
31,52∙3 = 2577
3
BE, (BF, BG, BH)
2.3.2
К8,К11
КЭ-6
6
6
1360
2000
48,26
81
600,6
31,52∙3 = 2577
4
BZ01, (BZ02-05)
2.3.3
К1-К4
КЭ-6
6
6
675,5
2000
18,76
81
56,2
31,52∙3 = 2577
2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ
Выбор выключателей КРУ-6 кВ. Таблица 2.11
п/п
Оперативное наименование секции 6 кВ, для которой выбираются аппараты
Координаты точки к.з.
Назначение аппарата
Тип аппарата, каталожные данные
Параметры
Номинальное напряжение
Длительный номинальный ток
Симметричный ток отключения
Отключение апериодической составляющей
Включаю-щая способность
Электродинамическая стойкость
Термическая стойкость
№ схемы
№ точки к.з.
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст
Uном
Iдл.н.
Iном
iуд
Iдин
βном
Iпо
iвкл.ном
iуд
Iдин
Bк
Uуст ≤ Uном
Iдл.н. ≤ Iном
iуд ≤ Iдин
β ≤ βном
Iпо ≤ iвкл.ном
iуд ≤ Iдин
Bк ≤
кВ
А
кА
%
кА
кА
кА2∙с
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
1
BA
2.3.2
K1
Выключатель рабочего и резервного ввода
VD-4,3150/31.5
6
6
2886
3150
30,47
31,5
29,8
38
35,57
80,2
93,3
100
1401
31,52 ∙3 = 2977
2
BB
2.3.2
K2
Выключатель рабочего и резервного ввода
VD-4,3150/31.5
6
6
2886
3150
29,89
31,5
29,5
38
34,54
80,2
89,05
100
1408
31,52 ∙3 = 2977
3
BC
2.3.2
K3
Выключатель рабочего и резервного ввода
VD-4,3150/31.5
6
6
2886
3150
29,06
31,5
30,9
38
36,24
80,2
93,29
100
1353
31,52 ∙3 = 2977
2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.
Трансформаторы напряжения.
Расчёт вторичной нагрузки трансформаторов напряжения представлены в таблице № Х. Перечень необходимых измерительных приборов составлен в соответствии с рекомендациями /6, стр.177/. Согласно /1/ щитовые показывающие и регистрирующие приборы должны иметь класс точности не ниже 2,5, а счётчики 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения НОЛ 08-6, технические и каталожные данные сведены в таблицу 2.12
Таблица 2.12
Технические и каталожные данные трансформатора напряжения НОЛ 08-6
Тип
Класс напряжения, кВ
Номинальное напряжение обмоток, В
Номинальная мощность, В∙А, в классе точности
Максимальная мощность,
В∙А
Первичной
Основной вторичной
Дополнительной вторичной
0,5
1
3
НОЛ 08-6
6
6
100
—
50
75
200
400
Сравнивая данные расчётов и номинальные данные вторичной нагрузки НОЛ 08-6 можно сделать вывод, что принятые трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности.
Количество трансформаторов напряжения на секцию принимаем в соответствии с необходимостью полного и надёжного выполнения объёма защит.
Трансформаторы тока
Вторичная нагрузка трансформаторов тока состоит из сопротивления проводов переходного сопротивления контактов.
Перечень необходимых приборов выбран по /6/. Согласно справочным данным приняты к установке трансформаторы тока внутренней установки типа ТВЛМ-6. Технические и каталожные данные трансформатора тока сведены в таблицу 2.14
Таблица 2.14
Технические и каталожные данные трансформатора тока ТВЛМ-6
Тип
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Электродинамическая стойкость, кА
Термическая стойкость, кА/допустимое время, с
Первичный
Вторичный
ТВЛМ-6
6
7,2
10-400
5
3,5-52
0,64/1-20,5/1
Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (таблица № Х.)
Сопротивление приборов:
где ∑Sприб – суммарная нагрузка приборов;
I2 – вторичный номинальный ток приборов, I2 = 5 А.
Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:
где rконт –переходное сопротивления контактов приборов, (при числе приборов более 3х , rконт = 0,1 Ом);
rпров – сопротивление проводов.
где ρ – удельное сопротивление материала провода, (для проводов с медными жилами ρ = 0,0175):
lрасч – 60 м, ориентировочная длина проводов;
g –сечение жил, (g = 4 мм2)
Выбор трансформаторов тока секций и вводов 6 кВ Таблица 2.16
2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35
Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода.
Тип токопровода
Координаты точки к.з.
Условия выбора
Параметры
№ схемы
№ точки
Расчётные данные
Каталожные данные
ТКЗП 6/3200-125
2.3.2
К3
Uсети ≤ Uном
Iдл.ном ≤ Iном
iуд ≤ i
Uсети =6 кВ
Iдл.ном = 2886 А
i уд = 94,9 кА
Uном = 6 кВ
Iном = 3200 А
i дин = 125 кА
2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ
Кабели, питающие потребителей 6 кВ собственных нужд АЭС, прокладываются в кабельных полуэтажах и кабельных шахтах. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных помещениях АЭС, рекомендуется применять кабели, у которых изоляция, оболочка и покрытия выполнены из не воспламеняющих материалов.
Для указанных способов прокладки с учётом требований пожарной безопасности, для питания трансформаторов 6/0,4 кВ применяют кабель ААБнлГ, секций 6 кВ применяют кабель ЦААБнГ.
Выбор кабеля 6 кВ питания трансформаторов секции CV01 (BU05).
Кабель марки ААБнлГ, трёхжильный. Определим номинальный ток трансформатора:
Определим экономическое сечение:
где jэ – нормированная плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, согласно /6/.
Принимаем трёхжильный кабель 370 мм2, Iдоп = 135 А. Поправочный коэффициент на температуру воздуха k = 0,93.
Тогда длительно допустимый ток на кабель составит:
Проверка по термической стойкости кабеля:
Номинальное сечение по термической стойкости определим по формуле:
где Bk – тепловой импульс тока к.з.
c = 92, согласно /6 табл.3.14/, для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.
Вывод для прокладки выбираем кабель сечением 150 мм2.
Выбор кабелей питающих остальные трансформаторы 6/0,4 кВ и секций 6 кВ аналогичен. Расчёт сведён в таблицу.
Таблица 2.18
Выбор кабелей, питающих трансформаторы 6/0,4 кВ и секции 6 кВ.
№
Питаемые секции 6 кВ и трансформаторы 6/0,4 кВ
Тип кабеля
Номинальный ток, А
Выбор сечения кабеля
Экономическое сечение жилы, мм2
Термическая стойкость, мм2
1
BL, BM, BP, BN
ЦААБнГ-5(3240)
2886
5240
121
2
BJ, BK
ЦААБнГ-3(3240)
585
3139
134
3
BE, BG
ЦААБнГ-4(3240)
1360
4240
125
4
BJ↔BK
ЦААБнГ-3(3240)
302
3216
142
5
BY,BW,BX,BJ,BK↔BZ01-05
ЦААБнГ-3(3240)
675
3161
142
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 1000 кВ·А
6
CA, CP
ААБнГ 3150
96,2
68,7
121
7
CB, CQ, CT, CC
ААБнГ 3150
96,2
68,7
121
8
CM, CR
ААБнГ 3150
96,2
68,7
116
9
CN, CD, CG
ААБнГ 3150
96,2
68,7
117
10
CJ, CK, CU04-05
ААБнГ 3150
96,2
68,7
145
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 250 кВ·А
11
АБП УВС, АБП общеблочное
ААБнГ 3150
24,1
17,2
119
2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ
Для снабжения потребителей 0,4 кВ применяем комплектные трансформаторные подстанции типа КТПсн. КТП данного типа выполняются с двусторонним обслуживанием и состоят из силовых и релейных ячеек. В силовые ячейки устанавливаются выдвижные автоматические выключатели. В релейные ячейки устанавливаются выдвижные блоки со смонтированной на них аппаратурой.
Конструкции шкафов предусматривают:
в шкафах вводов питания, секционных, установку выключателей или разъединителей и релейных блоков;
в шкафах линий возможность набора выключателей типа А3700, ВА-50 и релейных блоков в различных вариантах;
взаимозаменяемость однотипных блоков.
Выбор сборных шин КТПСН 0,4 кВ.
Выбор шин по длительно допустимому току:
Длительно допустимый ток для прямоугольных шин определим по формуле:
принимаем к установке алюминиевые шины размером 8010 мм (Iдоп = 2410 А).
Проверим принятые размеры по термической стойкости.
где Bk – тепловой импульс;
с – коэффициент, равный с = 88.
Условие термической стойкости выполнено.
Электродинамическая стойкость шин.
Шкафы вводов питания и секционные шкафы комплектуем выключателями серии «электрон», предназначенными для установки в цепях с номинальным напряжением переменного тока до 660 В частотой 50 Гц. В качестве примера приводим расчёты по выбору выключателя рабочего (резервного) питания секции 0,4 кВ нормальной эксплуатации CA.
Таблица 2.19
Выбор выключателей рабочего (резервного) ввода секции CA.
Тип выключателя
Параметры
Номинальное напряжение
Длительный номинальный ток
Динамическая стойкость
Отключающая способность
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст
Uном
Iдл.н.
Iном
i уд
Iдин
Iпо
Iоткл
Uуст ≤ Uном
Iдл.н. ≤ Iном
i уд ≤ Iдин
Iпо ≤ Iоткл
кВ
А
кА
кА
Э16 В
0,4
0,4
1443
1600
14,8
40
38,5
84
Ввод питания на секции 2-категории 0,4 кВ систем безопасности и секции компенсаторов объёма выполняется рубильником исходя из условий необходимой надёжности питания секций данных потребителей.
Таблица 2.20
Выбор рубильника ввода питания на секции систем безопасности.
Тип рубильника
Параметры
Номинальное напряжение
Длительный номинальный ток
Динамическая стойкость
Термическая стойкость
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст
Uном
Iдл.н.
Iном
i уд
Iдин
Iпо
Uуст ≤ Uном
Iдл.н. ≤ Iном
i уд ≤ Iдин
Iпо ≤
кВ
А
кА
кА2·с
Р-2315
0,4
0,4
1443
1600
40,3
50
48
900
3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания 3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания
Мощность дизель-генератора при ступенчатом пуске асинхронной нагрузки выбирают по мощности, потребляемой (Рпотр i) электродвигателями, подключенными к секции надежного питания, и возрастающей с пуском очередной ступени. Должно выполняться условие
(3.1)
где nст – число ступеней пуска; Рн дг – номинальная нагрузка дизель-генератора.
Значение Рпотр определяется по номинальной мощности двигателя Рдв н, его коэффициенту загрузки и КПД
(3.2)
По формулам (3.1), (3.2) определяются мощности, потребляемые двигателями по завершении операции пуска соответствующей ступени. В то же время в процессе пуска очереди, в особенности при прохождении отдельными электродвигателями критического скольжения, величина нагрузки на дизель-генератор может кратковременно увеличиться по сравнению с установившимся режимом. Для дизелей существуют заводские характеристики допустимых предельных нагрузок.
Определение нагрузки в процессе пуска асинхронных двигателей представляет сложную и трудоемкую задачу. Пусковую мощность двигателя можно оценить на основе мощности, потребляемой в установившемся номинальном режиме
, коэффициентов мощности номинального режима
, при пуске
и кратности пускового тока К i
(3.3)
Тогда пусковая мощность на каждой из ступеней пуска определяется как сумма мощностей, потребляемых в установившемся режиме ранее запущенными двигателями, и пусковой мощности двигателей, запускаемых в данной ступени. Должно выполняться условие
(3.4)
где Рдоп дг – нагрузка, допускаемая на дизель-генератор в переходном процессе, как правило, Рдоп дг
Рн дг.
Значение cos пуск определяется из формулы
(3.5)
где Кп – кратность пускового момента.
Следует отметить, что пусковая мощность, определяемая по формуле (3.3), является величиной условной, так как в процессе пуска напряжение снижается.
Расчет мощности дизель-генератора целесообразно вести в табличной форме. Пример расчета приведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Очередность пуска
Механизм
Рдв н
кВт
Рпотр
кВт
Cos ном
Рпуск
кВт
Установившаяся мощность ступени
Пусковая мощность
+
+ Рпуск j
1
Эквивалентный трансформатор надеж. питания АБП.
1000
800
0,3
1500
800
1500
2
Эквивалентный трансформатор пит. нагрузки 0,4кВ
1000
800
0,3
1500
1600
3000
3
Эквивалентный трансформатор пит. нагрузки 0,4кВ
1000
800
0,3
1500
2400
4500
4
Насос технической воды
1250
1170
0,22
2080
3570
2880
5
Насос аварийного впрыска бора
800
560
0,3
1680
4130
4560
6
Аварийный питательный насос
800
560
0,3
1680
4690
6240
7
Насос спринклерный реактора
500
362
0,3
1006
5052
7246
Из таблицы 3.1 видно, что к установке может быть принят дизель-генератор номинальной мощностью Рн дг = 5600 кВт, допускающий перегрузку 6200 кВт в течении 1 часа.
3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000
В соответствии с основной концепцией безопасности эксплуатации атомных электростанций на АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и соответственно автономные системы надежного питания, включающие в том числе и автономные источники питания – дизель генераторы. Требования к проектированию автономных систем надежного питания определяются ПРАВИЛАМИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ АВАРИЙНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ. Для блока с реактором ВВЭР-1000 число таких систем принято три. Основными потребителями этих систем являются электродвигатели механизмов, обеспечивающих расхолаживание реактора и локализацию аварии в аварийных различных режимах с полной потерей переменного тока (насосы системы аварийного охлаждения зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т.п.). В случае исчезновения напряжения на секции 6 кВ надежного питания второй группы или при появлении импульса по технологическому параметру характеризующему «большую» или «малую» течи в первом контуре или разрыв паропровода второго контура, питание на секции надежного питания подается от автоматически подключаемых к ним дизель генераторов. Каждая из этих систем надежного питания должна быть способна по мощности подключенных дизель-генераторов и составу механизмов обеспечить аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии. В таблице 3.2 приведен перечень механизмов, участвующих в ступенчатом пуске от дизель-генератора системы безопасности.
Таблица 3.2
Очередность
пуска
Механизм
Рдв н
кВт
Время включения
1
2
3
4
1
Трансформатор питания выпрямителя АБП канала безопасности
1000
0
1
Приток пневмокостюмов и система охлаждения
7
0
2
Насос подачи бора высокого давления
55
5
2
Насос аварийного впрыска бора
800
5
2
Насос аварийного расхолаживания
800
5
3
Насос технической воды ответственных потребителей (2 единицы)
630
10
4
Рециркуляционная система охлаждения бокса
110
20
4
Рециркуляционная система охлаждения центрального зала
110
20
4
Рециркуляционная система охлаждения шахты аппарата
110
20
4
Насос организованных протечек
75
20
5
Спринклерный насос
500
30
5
Насос промконтура
110
30
6
Аварийный питательный насос
800
40
Коэффициент загрузки Кзгр механизмов из этой таблице целесообразно принять Кзгр= 0,7-0,8.
Вместе с тем, при проектировании схемы электроснабжения собственных нужд АЭС должно быть обеспечено надежное питание механизмов обеспечивающих сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения блока. Для решения этой задачи современные энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей. В качестве аварийных источников надежного питания общеблочных потребителей также используют дизель генераторы.
Таблица 3.3
Потребители общеблочных секций 6 кВ, BJ, BK.
№
Присоединения
Наименование
Нагрузка BJ
Нагрузка BK
1
Насос гидростатического подъёма ротора
SC91D
315
315
2
Подпиточный насос (вспомогательный)
RL51D
800
800
3
Подпиточный насос
TK21D
800
800
4
Насос водоснабжения РДЭС
VH10D
250
250
5
Трансформатор 6/04 кВ, неответственных потребителей CJ, CK
BU31
1000
1000
6
Трансформатор 6/04 кВ, АБП (УВС)
BU17
250
—
7
Трансформатор 6/04 кВ, АБП (общеблочный)
BU18
—
250
8
Трансформатор 6/04 кВ, РДЭС
BU37
250
—
ИТОГО:
3298,5 кВ·А
3075,5 кВ·А
При обесточении одновременно двух общеблочных секций (BJ, BK) запускаются два дизель генератора (дизель генератор своего блока подключается к одной секции, дизель-генератор соседнего блока подключается через перемычку ко второй секции). В случае незапуска одного из этих генераторов или невключения соответствующего выключателя дизель генератора на одну из секций происходит включение выключателей перемычки между общеблочными секциями. Последний режим (один дизель-генератор на обе секции) принимается в качестве расчетного при выборе мощности общеблочных дизель-генераторов.
Мощность этого дизель генератора должна быть достаточна для включения ответственных общеблочных механизмов и механизмов машинного зала, обеспечивающих аварийное расхолаживание и останов основного оборудования блока. В таблице 3.4 приведен перечень механизмов, участвующих в ступенчатом пуске от общеблочного дизель генератора.
Таблица 3.4
Основные механизмы и этапы ступенчатого приема нагрузки на общеблочный дизель генератор
Очередность
пуска
Механизм
Рдв н
кВт
1
Трансформатор надежного питания выпрямительного устройства общеблочного АБП (2 единицы)
1000
1
Трансформатор надежного питания выпрямительного устройства УВС
400
1
Насос технической воды дизель-генератора
250
1
Охлаждение приводов СУЗ
110
2
Вспомогательный питательный насос
800
3
Предвключенный насос подпиточного агрегата
55
3
Масляный насос подпиточного агрегата
15
4
Подпиточный насос
800
В настоящее время на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 в качестве автономных источников питания потребителей 2 группы надежности используют автономные дизель-генераторные станции АСД-5600. АСД-5600 состоит из дизеля 78Г и синхронного генератора СБГД-6300-6МУ3. Генератор имеет следующие технические данные:
номинальная активная мощность Рн = 5600 кВт;
номинальное напряжение Uн = 6300 В;
номинальный ток статора Iн = 723 А;
номинальные обороты n = 1000 об/мин.
Генератор обеспечивает пуск асинхронных двигателей, вызывающих внезапное увеличение нагрузки до 150% с cos
. Вместе с тем, генератор в любом тепловом состоянии обеспечивает длительные перегрузки: 10% - 1час, 25% - 15 минут, 50% - 2 минуты.
4. Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
4.1 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов к.з. производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.
Рассматривать будем первую задачу, где достаточно уметь определять ток к.з., подтекающий к месту повреждения, а в некоторых случаях также распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к нему. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока к.з. для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Допущения, упрощающие расчеты, приводят к некоторому преувеличению токов к.з. (погрешность практических методов расчета не превышает 10%), что принято считать допустимым.
Расчет токов при трехфазном к.з. выполняется в следующем порядке:
а) составляется расчетная схема;
б) по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;
в) путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующая определенным значениям результирующей ЭДС Е``, были связаны с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением Хрез;
г) определяется начальное значение периодической составляющей тока к.з. Iн.о., затем ударный ток и, при необходимости, периодическую и апериодическую составляющие тока для заданного момента времени t.
Расчет токов короткого замыкания для АЭС производим на ЭВМ с помощью программы, разработанной в МЭИ г. Москва.
Расчетная схема которой приведена на рис.
4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
для надежного электроснабжения потребителей высоковольтная аппаратура и токоведущие части распределительных устройств выбирают так, чтобы они обладали:
соответствующей нагрузочной способностью, благодаря которой протекание длительных (форсированных) токов нагрузки не вызывает их повреждения, ускоренного износа изоляции, недопустимого нагрева;
термической стойкостью, т.е. способностью кратковременно противостоять термическому действию токов короткого замыкания, не перегреваясь сверх допустимых пределов;
динамической стойкостью, заключающейся в наличии таких запасов механической прочности, при которых динамические усилия, возникающие между токоведущими частями при протекании по ним ударных токов короткого замыкания, не приводят к их повреждению, самоотключению контактов аппаратов;
необходимой отключающей способностью (для выключателей высокого напряжения).
4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ
Выбранный тип выключателей: ВНВ-750-4000-40
Выбранный тип разъединителей: РЛНД-750/4000
таблица № 4.1
№№
п/п
Параметры, определяющие условия выбора
условия
выбора
Перечень условий
Значения
расчетное
гарантийное
выкл
разъед
1
Род установки выключателя
открытый
открытый
открытый
2
Наличие и вид АПВ
требуется АПВ
доп. АПВ
3
Номинальное напряжение
UНС=750 кВ
UН=750 кВ
UН=500 кВ
UНС UН
4
Максимальное рабочее напряжение
UМС=787 кВ
UМ=787 кВ
UМ=525 кВ
UМС UМ
5
Длительный ток нагрузки при температуре окружающей среды Vокр.= 35 0С
IФ= 3503 А
IН= 4000 А
IН= 4000 А
IФ IН
6
Время отключения выключателя
tо= 0,04 с
7
Собственное время отключения выключателя
tс.о.= 0,06 с
8
Время срабатывания релейной защиты
tр.з.= 0,01 с
9
Время от возникновения к.з. до начала расхождения контактов выключателя
= tр.з.+ tс.о.= 0,01+0,06=0,07с
10
Действующее значение периодической составляющей симметричного к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя