регистрация / вход

Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

Министерство образования Украины Севастопольский институт ядерной энергии и промышленности Электротехнический факультет Кафедра эксплуатации электрических станций

Министерство образования Украины

Севастопольский институт ядерной энергии и промышленности

Электротехнический факультет

Кафедра эксплуатации электрических станций

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине:

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ

Разработал: Бойко В.П.

Проверил: Сиротенко Б.Г.

2002

C одержание

Cодержание

1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС

1.1 Исходные данные задания:

1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН

1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов

1.4 Выбор АТ

1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ

1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ

1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ

1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений

1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем

1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН

1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем

2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС

2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

2.1.1 Принципы построения схемы

2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания

2.1.3 Сети и питающие напряжения

2.1.4 Источники питания

2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд

2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации

2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций

2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ

2.1.9 Схема постоянного тока

2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.2.1 Общие положения

2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4

2.2.3 Выбор трансформаторов 24/6,3-6,3 кВ

2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3-6,3 кВ

2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока

2.3.1 Основные положения

2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска

2.3.3. Расчет начального напряжения режима самозапуска

2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд

2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ

2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд

2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ

2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы

2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ

2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ

2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов

2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35

2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ

2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ

3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания

3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания

3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000

4. Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы

4.1 Расчет токов короткого замыкания

4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы

4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ

4.2.2 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ

4.2.3 Выбор выключателя нагрузки

4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ)

4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ)

4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв)

4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв)

4.2.8 Выбор трансформатора тока (330кВ)

4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ

4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ

4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ

4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ

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 7´1000 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 m ax / 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 jном.

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 / cosj = 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 Сн max / cosj = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА

Минимальная полная мощность РУ СН:

Sнг min = Р Сн min / cosj = 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 = SSГсн - Sнг min - Sсн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА

SП max = Sн max - SSГсн + Sсн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА

Sпа = Sн max - (SSГсн - Sг1 )+ Sсн = 4470,59 - (3333 - 1111)+ 166,65 = 2415,24

МВА

где:

Sсн — мощность собственных нужд;

Sг1 — мощность одного генератора;

SП min — минимальная мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН;

SП max — максимальная мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН;

Sпа — мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН при отключении одного блока;

SSГсн — суммарная мощность генераторов на СН;

Sнг min — минимальная мощность нагрузки на генераторы СН;

Sн max — максимальная мощность нагрузки на генераторы СН.

Рассматриваем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН.

SП min = SSГсн - Sнг min - Sсн = 4444 - 3764,7 – 222,2 = 457,1 МВА

SП max = Sн max - SSГсн + Sсн = 4470,59 - 4444 + 222,2 = 248,79 МВА

Sпа = Sн max - (SSГсн - Sг1 )+ Sсн = 4470,59 - (4444 - 1111)+ 222,2 = 1359,79

МВА

Рис.1 4 блока на СН и 3 блока на ВН

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:

МВт×ч/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);

tmax — время наибольших потерь (1% от ТГ ).

Определяем потери в трансформаторах блока:

Величина потерь в трехфазном двухобмоточном трансформаторе определяется по формуле:

на напряжение 330 кВ:

МВт×ч/год

на напряжение 750 кВ:

МВт×ч/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.

Кол-во соединений на РУ 750 кВ :

n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8

Кол-во соединений на РУ 330 кВ :

n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10

1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений

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 .

Зmin = Рн ´ К + И + У, (руб./год)

где: Рн = 1/Тн = 0,12 — нормативный коэффициент технической эффективности;

Тн — нормативный срок окупаемости;

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);

У — ущерб от недовыработки электроэнергии.

У = Wнед ´ Снед ,

Снед — стоимость недовыработки (= 0,12 грн/кВт ч)

РУ-330 кВ (3/2)

Зmin = Рн ´ К + И + У=

=(0.12*287200*15)+0.063*287200*15+0.025*287200*15+50828173*0.12

=6530180 грн

РУ-330 кВ (4/3)

Зmin = Рн ´ К + И + У=

=(0.12*287200*14)+0.063*287200*14+0.025*287200*14+44091056*0.12

=6127253 грн

РУ-750 кВ (3/2)

Зmin = Рн ´ К + И + У=

=(0.12*452000*12)+0.063*452000*12+0.025*452000*12+35548095*0.12

=5393963 грн

РУ-750 кВ (4/3)

Зmin = Рн ´ К + И + У=

=(0.12*452000*11)+0.063*452000*11+0.025*452000*11+32285663*0.12

=4908455 грн

На основании расчетных данных по приведенным затратам выбираем:

Þдля ОРУ-330 кВ схема 4/3;

Þдля 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

1.

YD10D01

ГЦН

ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

2.

YD20D01

ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

3.

YD30D01

ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

4.

YD40D01

ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

5.

RW51D11

конденсатный насос ТПН

4А180М-4

0,4

22

41,2

6.

RW51D21

4А180М-4

0,4

22

41,2

7.

RW52D11

4А180М-4

0,4

22

41,2

8.

RW52D21

4А180М-4

0,4

22

41,2

9.

SC10D11

маслонасос смазки турбины

4А180S-4

0,4

110

10.

SC10D21

4А180S-4

0,4

110

11.

SC10D31

4А180S-4

0,4

110

12.

CS51D41

маслонасосы регулирования ТПН

4А225М-2

0,4

55

110

13.

CS51D42

4А225М-2

0,4

55

110

14.

CS52D41

4А225М-2

0,4

55

110

15.

CS52D42

4А225М-2

0,4

55

110

16.

SE80D01

маслонасосы регулирования турбины

А03-315S-2

0,4

160

17.

SE80D02

А03-315S-2

0,4

160

18.

SE80D03

А03-315S-2

0,4

160

19.

SS11D01

насос охлаждения обмотки статора

А0101-4МУ2

0,4

125

20.

SS12D01

А0101-4МУ2

0,4

125

21.

SU11D01

маслонасосы уплотнений вала генератора

А02-81-2

0,4

40

22.

SU12D01

А02-81-2

0,4

40

23.

SU13D01

А02-81-2

0,4

40

24.

RM11D01

Конденсатный насос

(КЭН) 1-ой ступени

ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

25.

RM12D01

ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

26.

RM13D01

ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

27.

RM41D01

Конденсатный насос

(КЭН) 2-ой ступени

2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

28.

RM42D01

2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

29.

RM43D01

2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

30.

RN72D01

Сливной насос ПНД-1

АВ114-4М

6,0

320

36,7

31.

RN73D01

АВ114-4М

6,0

320

36,7

32.

RN74D01

АВ114-4М

6,0

320

36,7

33.

RN52D01

Сливной насос ПНД-3

АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

34.

RN53D01

АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

35.

RN54D01

АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

36.

ST11D01

Насос замкнутого

контура ОГЦ

А13-46-6-УХЛ4

6,0

630

73

37.

ST12D01

А13-46-6-УХЛ4

6,0

630

73

38.

SС91D01

Насос гидроподъема ротора

А12-35-6

6,0

315

38

39.

SС92D01

А12-35-6

6,0

315

38

40.

SU91D11¸61

Маслонасосы КЭН 2-ой ступени

4А90L/4

0,4

2,2

4

41.

VC20D01

Насос неответственных потребителей группы “В” (БНС)

ВАН143-41-10-У3

6,0

1000

121

42.

VC20D02

ВАН143-41-10-У3

6,0

1000

121

43.

VC10D01

(1-я скорость)

Циркуляционные насосы БНС

ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

44.

VC10D01

(2-я скорость)

ДВДА-260/99-20-24

6,0

2500

387

1

2

3

4

5

6

7

45.

VC10D02(I)

Циркуляционные насосы БНС

ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

46.

VC10D02(II)

ДВДА-260/99-20-24

6,0

2500

387

47.

VC10D03(I)

ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

48.

VC10D03(II)

ДВДА-260/99-20-24

6,0

2500

387

49.

VC21D11

Подъемный насос маслоохладителей

А12-52-8-УХЛ4

6,0

630

73

50.

VC22D11

А12-52-8-УХЛ4

6,0

630

73

51.

RL51D01

Вспомогательный

питательный насос

4АЗМ-800/6000УХЛ4

6,0

800

90

52.

RL52D01

4АЗМ-800/6000УХЛ4

6,0

800

90

53.

RU21D01

Конденсатный насос ПСВ

АВ113-4М

6,0

250

29

54.

RU22D01

АВ113-4М

6,0

250

29

55.

UM11D01

Сетевой насос (зимний)

А4-400У-4УЗ

6,0

630

73

56.

UM12D01

А4-400У-4УЗ

6,0

630

73

57.

RB61D01

Насос слива сепаратный

АОВ2-14-41УЗ

6,0

500

57

58.

RB62D01

АОВ2-14-41УЗ

6,0

500

57

59.

UJ10D01

Пожарный насос БНС

АВ113-4М

6,0

250

29

60.

UJ10D02

АВ113-4М

6,0

250

29

61.

VH10D03

Насос технической воды БНС

АВ113-4М

6,0

250

29

62.

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:

Þв первый момент исчезновения напряжения наблюдается групповой выбег агрегатов с.н., при котором из-за их взаимного влияния частота вращения снижается с одинаковой скоростью;

Þв 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:

Þсамозапуск АД одной секции в результате автоматического включения резерва от ложного отключения выключателя рабочего ввода питания собственных нужд,

Þсамозапуск 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

2

Циркуляционный насос конденсатора (двухскоростной)

1

2500/4000

3

ГЦН

1

8000

защиты с временем 2-ой ступени 0,5Uном и ниже (3¸9 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.

Рис.2.8 Расчётная схема расчёта токов к.з. на сборных шинах секции 0,4 кВ, секции CА.

Сопротивление элементов схемы:

Активное сопротивление трансформатора

где ΔPк – потери к.з. в трансформаторе;

Sном.Т – номинальная мощность трансформатора.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

Сопротивление трансформатора:

где x* - относительное сопротивление элемента;

Uном – номинальное напряжение элемента;

Sном – номинальная мощность элемента.

мОм;мОм

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

Выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод.

Таблица 2.17

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 3´70 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(3´240)

2886

5´240

121

2

BJ, BK

ЦААБнГ-3(3´240)

585

3´139

134

3

BE, BG

ЦААБнГ-4(3´240)

1360

4´240

125

4

BJ↔BK

ЦААБнГ-3(3´240)

302

3´216

142

5

BY,BW,BX,BJ,BK↔BZ01-05

ЦААБнГ-3(3´240)

675

3´161

142

Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 1000 кВ·А

6

CA, CP

ААБнГ 3´150

96,2

68,7

121

7

CB, CQ, CT, CC

ААБнГ 3´150

96,2

68,7

121

8

CM, CR

ААБнГ 3´150

96,2

68,7

116

9

CN, CD, CG

ААБнГ 3´150

96,2

68,7

117

10

CJ, CK, CU04-05

ААБнГ 3´150

96,2

68,7

145

Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 250 кВ·А

11

АБП УВС, АБП общеблочное

ААБнГ 3´150

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:

1) в шкафах вводов питания, секционных, установку выключателей или разъединителей и релейных блоков;

2) в шкафах линий возможность набора выключателей типа А3700, ВА-50 и релейных блоков в различных вариантах;

3) 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 80´10 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 jпуск 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 jном

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:

Þэлектрической прочностью (способность длительно выдерживать максимальное рабочее напряжение и противостоять кратковременным перенапряжениям);

Þсоответствующей нагрузочной способностью, благодаря которой протекание длительных (форсированных) токов нагрузки не вызывает их повреждения, ускоренного износа изоляции, недопустимого нагрева;

Þтермической стойкостью, т.е. способностью кратковременно противостоять термическому действию токов короткого замыкания, не перегреваясь сверх допустимых пределов;

Þдинамической 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;

Þнеобходимой 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 0 С

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

t= tр.з. + tс.о. = 0,01+0,06=0,07с

10

Действующее значение периодической составляющей симметричного к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя

Iн t = 18,05 кА

Iно = 40 кА

Iн t £ Iно

11

Полный ток к.з. в момент размыкания контактов выключателя

iкт =47,08 кА

iк =63 кА

12

Тепловой импульс

Вк расч. = 241,66 кА2

Вкгар. =1600 кА2

Вкгар. =1600 кА2

Вк расч £ Вк гар.

13

Ударный ток

iуд =54,37 кА

Iскв =63 кА

Iскв =160 кА

iуд £ iскв

4.2.2 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ

Выбранный тип выключателей: ВНВ-330Б-3200-40У1

Выбранный тип разъединителей: РП-330Б-2/3200УХЛ1

таблица № 4.2

№№

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 =330 кВ

UН =330 кВ

UН =330 кВ

UНС £ UН

4

Максимальное рабочее напряжение

UМС =340 кВ

UМ =363 кВ

UМ =363 кВ

UМС £ UМ

5

Длительный ток нагрузки при температуре окружающей среды Vокр. = 35 0 С

IФ = 700,5 А

IН = 3200 А

IН = 3200 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

t= tр.з. + tс.о. = 0,01+0,06=0,07с

10

Действующее значение периодической составляющей симметричного к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя

Iн t = 24,46 кА

Iно = 40 кА

Iн t £ Iно

11

Полный ток к.з. в момент размыкания контактов выключателя

iкт =58,09 кА

12

Тепловой импульс

Вк расч. = 344,88 кА2

Вк расч £ Вк гар.

13

Ударный ток

iуд =64,34 кА

iуд £ iскв

4.2.3 Выбор выключателя нагрузки

В генераторной цепи блока 1000 МВт между генератором и ответвлениями к рабочим трансформаторам собственных нужд (с.н.) устанавливаем комплекс агрегатный генераторный КАГ-24-30/30000 на напряжение 24 кВ и током отключения 30 кА.

Таблица № 4.3

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: КАГ-24-30/30000

1

Номинальное напряжение

UНС =24 кВ

UН =24 кВ

UНС £ UН

2

Длительный ток нагрузки при t окруж.среды Vокр. =350 С

Iфорс =26,8 кА

Iно = 30 кА

Iфорс £ Iно

3

Тепловой импульс

Вк расч = 54863.56 кА2 с

Вк гар =I2 но tп =108300кА2 с

Вк расч £ Вк гар

4

Ударный ток

iуд = 570.02 кА

iуд £ iскв

4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ)

таблица № 4.4

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: ТЭН-500У1

1

Номинальное напряжение

UНС =24 кВ

UН =24 кВ

UНС £ UН

2

Номинальный ток

IНг =26,8 кА

IНт = 30 кА

IНг £ IНт

3

Ударный ток

iуд =570.02 кА

iскв =570 кА

iуд £ iскв

Встроенные трансформаторы тока: ТШЛ-24Б-2000/5

Встроенные трансформаторы напряжения: ЗНОМ-24; ЗОМ-1/24

4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ)

таблица № 4.5

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: НДЕ-750

1

Род установки

открытое

открытое

2

Номинальная мощность в требуемом классе точности

Sн3 = 500 ВА

Sн3 = 600 ВА

3

Номинальное напряжение

UНС =500 кВ

UН =500 кВ

UНС £ UН

4

Класс точности

1

1

5

схема соединения

1/1-0

1/1-0

6

Вторичная нагрузка от генераторных приборов для наиболее нагруженной фазы

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

таблица № 4.6

Наименование

Тип

Мощность

Число катушек

Cosj

Sinj

Число провод.

Суммарная мощность

Р, мВт

Q,мВар

Вольтметр показывающий

Э-335

2

1

1

0

1

2,0

Ваттметр показывающий

Д-335

1,5

2

1

0

1

3,0

Варметр показывающий

Д-335

1,5

2

0

1

1

3,0

Вольтметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

Варметр регистрирующий

Н-348

10

2

0

1

1

20

Счетчик Вт-час-активной

И-675

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Счетчик ВА-реактивной

И-673М

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

SР=37

SQ=52,2

4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв)

таблица № 4.7

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: НКФ-330

1

Род установки

открытое

открытое

2

Номинальная мощность в требуемом классе точности

Sн3 = 500 ВА

3

Номинальное напряжение

UНС =330 кВ

UН =330 кВ

UНС £ UН

4

Класс точности

1

1

5

схема соединения

1/1-0

1/1-0

6

Вторичная нагрузка от генераторных приборов для наиболее нагруженной фазы

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

таблица № 4.8

Наименование

Тип

Мощность

Число катушек

Cosj

Sinj

Число провод.

Суммарная мощность

Р, мВт

Q,мВар

Вольтметр показывающий

Э-335

2

1

1

0

1

2,0

Ваттметр показывающий

Д-335

1,5

2

1

0

1

3,0

Варметр показывающий

Д-335

1,5

2

0

1

1

3,0

Вольтметр регистрирующий

Н-348

10

2

1

0

1

20

Варметр регистрирующий

Н-348

10

2

0

1

1

20

Счетчик Вт-час-активной

И-675

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Счетчик ВА-реактивной

И-673М

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

SР=37

SQ=52,2

4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв)

таблица № 4.9

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: ТРН-750У1

1

Род установки

открытое

открытое

2

Номинальное напряжение

UНС =750 кВ

UН =750 кВ

UНС £ UН

3

Длительный первичный ток нагрузки

Iф =3503 А

I =4кА

Iф £ I

4

Вторичный ток

I2 =1 А

I =1 А

I2 = I

5

Класс точности

0,5Р

0,5Р

6

Вторичная нагрузка

S2 =15,6 ВА

S2 Н =40 ВА

S2 £ S2 Н

7

Сечение соединительных проводов

Sпр »1,49 мм2 , при-нимаем = 1,5 мм2

Sв =2,5 мм2

Sпр £ Sв = Sст

8

Тепловой импульс

Вк расч. = 369.60

кА2*с

Вк гар. = 1600

кА2*с

Вк расч £ Вк гар.

9

Ударный ток

iуд =54,37 кА

Iдин =120 кА

iуд £ iскв

Вторичная нагрузка трансформатора тока

таблица № 4.10

Наименование

Тип

Нагрузка, ВА

фаза «А»

фаза «В»

фаза «С»

Амперметр показывающий

Э-335

0,2

0,2

0,2

Ваттметр показывающий

Д-335

0,2

0,2

Варметр показывающий

Д-335

0,2

0,2

Ваттметр регистрирующий

Н-348

5

5

Варметр регистрирующий

Н-348

5

5

Счетчик Вт-час-активной

И-675

2,5

2,5

2,5

Счетчик ВА-час

И-673М

2,5

2,5

2,5

S=15,6

S=5,2

S=15,6

Общее сопротивление приборов:

rконт =0,1 (Ом), где rконт — переходное сопротивление контактов.

Вторичная нагрузка:

Сопротивление проводов:

Сечение провода:

Принимаем сечение провода 1,5 мм2 .

4.2.8 Выбор трансформатора тока (330кВ)

таблица № 4.11

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: ТРН-330-У1

1

Род установки

открытое

открытое

2

Номинальное напряжение

UНС =330 кВ

UН =330 кВ

UНС £ UН

3

Длительный первичный ток нагрузки

Iф =700,5 А

I =1 кА

Iф £ I

4

Вторичный ток

I2 =1 А

I =1 А

I2 = I

5

Класс точности

0,2

0,2

6

Вторичная нагрузка

S2 =29,16 ВА

S2 Н =40 ВА

S2 £ S2 Н

7

Сечение соединительных проводов

Sпр »1,1 мм2 , при-нимаем = 1,5 мм2

Sв =2,5 мм2

Sпр £ Sв = Sст

8

Тепловой импульс

Вк расч. = 344.88 кА2

Вк расч £ Вк гар.

9

Ударный ток

iуд =64,34 кА

iуд £ iскв

Вторичная нагрузка трансформатора тока

таблица № 4.12

Наименование

Тип

Нагрузка, ВА

фаза «А»

фаза «В»

фаза «С»

Амперметр показывающий

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр показывающий

Д-335

0,5

0,5

Варметр показывающий

Д-335

0,5

0,5

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

10

Варметр регистрирующий

Н-348

10

10

Счетчик Вт-час-активной

И-675

2,5

2,5

2,5

Счетчик ВА-час

И-673М

2,5

2,5

2,5

S=26,5

S=5,5

S=26,5

Общее сопротивление приборов:

rконт =0,1 (Ом), где rконт — переходное сопротивление контактов.

Вторичная нагрузка:

Сопротивление проводов:

Сечение провода:

Принимаем сечение провода 1,5 мм2 .

4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ

таблица № 4.13

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: 3´АС-700/86

1

Форсированный ток нагрузки

IФ = 3503 А

Iдоп =3660 А

Iф £ Iдоп

2

Сечение провода по условиям нагрева длительным током нагрузки

Sвыбр = 700 мм2

Sтабл = 700 мм2

Sтабл £ Sвыбр

3

Количество проводов в фазе

nвыбр = 3

nкор = 3

nкор £ nвыбр

4

Расстояние между проводами в фазе

авыбр = 400 мм

акор = 400 мм

акор £ авыбр

4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ

таблица № 4.14

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: 5´АС-800/105

1

Максимальный рабочий ток нагрузки при нормальном режиме работы

IФ = 3503А

2

Сечение провода, определяемое по экономической плотности тока при числе часов использования максимума нагрузки и экономической плотности тока iэ =1 А/мм2

Sэ=4121 мм2

Sвыбр =5´800мм2

Sэ ~ Sвыбр

3

Сечение провода по условиям нагрева форсированным током нагрузки

Sвыбр = 800 мм2

Sтабл = 800 мм2

Sтабл £ Sвыбр

4

Количество проводов в фазе

nвыбр = 5

nкор = 5

nкор £ nвыбр

5

Расстояние между проводами в фазе

авыбр = 600 мм

акор = 600 мм

акор £ авыбр

4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ

таблица № 4.14

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: 2´АС-240/32

1

Форсированный ток нагрузки

Iф =700,5 А

Iдоп =1220 А

Iф £ Iдоп

2

Сечение провода по условиям нагрева длительным током нагрузки

Sвыбр = 210 мм2

Sтабл = 240 мм2

Sтабл £ Sвыбр

3

Сечение провода по короне

Sвыбр = 240 мм2

Sкор = 240 мм2

Sкор £ Sвыбр

4

Количество проводов в фазе

nвыбр = 2

nкор =2

nкор £ nвыбр

5

Расстояние между проводами в фазе

авыбр = 400 мм

акор = 400 мм

акор £ авыбр

4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ

таблица № 4.15

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№

п/п

Параметры, определяющие условия выбора

условия

выбора

Перечень условий

Значения

расчетное

гарантийное

Выбранный тип: 3´АС-240/32

1

Максимальный рабочий ток нагрузки при нормальном режиме работы

Iм =700,5 А

2

Сечение провода, определяемое по экономической плотности тока при числе часов использования максимума нагрузки и экономической плотности тока iэ =1 А/мм2

Sэ = 637,3

Sвыбр =3´240мм2

Sэ £ Sвыбр

3

Сечение провода по условиям нагрева форсированным током нагрузки

Sвыбр = 240 мм2

Sтабл = 240 мм2

Sтабл £ Sвыбр

4

Сечение провода по короне

Sвыбр = 240 мм2

Sкор = 2400 мм2

Sкор £ Sвыбр

5

Количество проводов в фазе

nвыбр = 3

nкор = 3

nкор £ nвыбр

6

Расстояние между проводами в фазе

авыбр = 600 мм

акор = 600 мм

акор £ авыбр


литература

1. «Электрическая часть станций и подстанций» Учебник для ВУЗов/ А.А. Васильев и др. — 2-е издание, переработанное и дополненное. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с., ил.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М.: Энергия, 1990.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебник для ВУЗов – 4-е изд., перераб. и допол. – М.: Энергоатомиздат, 1989-608 стр.

4. Двоскин П.Н. Схемы и конструкции распределительных устройств – 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985-240 стр.

5. Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрических станций и подстанций. Учебное пособие для ВУЗов /Ю.Б.Гук, В.В.Колтан, С.С.Петров. – М.: Энергоатомиздат. Ленингр.отдел, 1985-312 стр.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий