Проектирование электрической части атомных электростанций

2

СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Учебно-научный институт электротехники и энергосбережения

Кафедра Эксплуатации электрических станций

Курсовой проект по дисциплине:

«Электрические станции и подстанции»

На тему: Проектирование электрической части атомных электростанций

Руководитель Сиротенко Борис Гаврилович

Студент Пархоменко Олег Дмитриевич

Севастополь 2008г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Выбор схемы выдачи мощности АЭС

1.1 Варианты схемы выдачи мощности

1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

1.3 Определение потерь активной энергии в блочных трансформаторах и АТ связи

1.4 Определение капитальных эксплуатационных и приведенных затрат

2. Выбор электрической схемы РУ высокого напряжения

2.1 Порядок выбора схемы распределительного устройства

2.2 Составление вариантов схемы РУ повышенного напряжения

2.3 Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

3. Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд блока

3.1 Характеристика потребителей собственных нужд

3.2 Сети питания потребителей с.н.

3.3 Схемы электрических соединений с.н.

3.3.1 Схема 6 кВ для потребителей 3 группы надежности

3.3.2 Схема 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности

3.3.3 Схемы 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности

3.3.4 Схемы для потребителей 1 группы надежности

4. Выбор мощности ТСН АЭС

4.1 Выбор мощности рабочих ТСН блока ВВЭР - 1000

4.2 Выбор мощности резервных ТСН блока ВВЭР - 1000

5. Расчет режима самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд АЭС

5.1 Основные положения

5.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска

5.3 Расчет начального напряжения режима самозапуска

6. Определение мощности дизель-генераторов систем надёжного питания

6.1 Методика определения мощности ДГ систем надёжного питания

6.2 Расчёт мощности ДГ систем надёжного питания

7. Расчет токов короткого замыкания в главной схеме ЭС

7.1 Общие положения

7.2 Расчет токов КЗ в различных точках главной схемы ЭС

8. Выбор коммутационных аппаратов главной схемы выдачи мощности

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

1. ВЫБОР СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ АЭС

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд. При проектировании схемы выдачи мощности на первом этапе намечаются этапы её исполнения. На втором этапе для каждого варианта определяются перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и осуществляется их выбор, вычисляются потери энергии в них за год, находятся капитальные, эксплуатационные и приведённые затраты. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС выявляется рациональный вариант.

1.1 Варианты схемы выдачи мощности

Если мощность станции выдается на одном повышенном напряжении, то все блоки присоединяются к РУ данного напряжения, и выполняется, лишь выбор схемы исполнения блоков генератор-трансформатор.

Различают следующие схемы исполнения блоков (АЭС): генератор - трансформатор (рис.1.а), генератор-трансформатор с генераторным выключателем или выключателем нагрузки (рис.1,б), укрупненный блок (рис.1,в), объединенный блок (рис.1,г), блок генератор-автотрансформатор связи (рис.1,д), блок генератор-трансформатор с двумя выключателями (рис.1,е) и др.

Согласно нормам технологического проектирования [1] в блоке между генератором и двухобмоточным трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. В случае отсутствия выключателя на соответствующий ток отключения разрешается применение выключателя нагрузки.



При двух и более РУ повышенного напряжения варианты схемы выдачи мощности формируются путем варьирования количества блоков различного исполнения, подключаемых к разным РУ повышенного напряжения, а так же путем изменения вида связи между РУ. Связь между РУ может выполнятся с помощью трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, если мощность, отдаваемая на одном напряжении, составляет 15% и более мощности, отдаваемой на другом напряжении , а также с учетом перспективы развития нагрузок на обоих напряжениях [1].

Общее количество составленных для сравнения вариантов схемы выдачи мощности может оказаться более десяти. При ручном счете из этого множества вариантов путем логического сравнения отбираются два-три наиболее перспективных варианта. Предварительный отбор вариантов осуществляется в соответствии с заданными условиями и опытом проектирования, а также определяется здравым смыслом:

мощность блока не должна превышать резерв мощности в системе, что ограничивает область допустимых вариантов исполнения блоков;

подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи может вызвать существенное увеличение мощности автотрансформатора по сравнению с мощностью перетока, конструктивные сложности при его размещении на территории электростанции и трудности в выполнении гибких связей с РУ;

перетоки мощности через автотрансформаторы связи не должны превышать мощность блока более чем в 1,5 раза (при отсутствии транзита мощности через шины РУ станции).

Связь между РУ выполняется с помощью автотрансформаторов.

С учетом вышесказанного ниже представлены три варианта схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС.

Первый вариант: в систему ВН в систему СН

Выбирается схема «генератор-трансформатор с генераторным выключателем». Наличие генераторного выключателя снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения; пуск и останов блока выполняются с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя; снижаются требования к количеству и мощности резервных трансформаторов собственных нужд. В блоках генератор-трансформатор АЭС мощностью 1000 МВт устанавливаются аппаратные генераторные комплекты (АГК) типа КАГ - 24 - 30 / 30000.

Второй вариант: в систему ВН в систему СН

Третий вариант: в систему ВН в систему СН

1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

Выбор мощности блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи в каждом варианте схемы выдачи мощности выполняется по максимальным перетокам мощности с учетом их нагрузочной способности. На рис.2. приведена принципиальная схема выдачи мощности АЭС с произвольным числом блоков и двумя РУ повышенного напряжения. Для нахождения перетоков мощности в схеме составляется диаграмма баланса мощности (рис.3).

Максимальные перетоки мощности определяются из условий нормального и аварийного режимов работы станции. В аварийных режимах рассматриваются случаи аварийного отключения одного любого блока и одного автотрансформатора связи.

Расчет перетоков мощности ведется с нахождением активных, реактивных, и полных мощностей в аналитической форме. Перетоки мощности через блочные трансформаторы определяются по выражению

,

где Р_с.н., Q_с.н. - активная и реактивная мощность, потребляемая на собственные нужды;

Р_г, Q_г - генерируемые активная и реактивная мощности.

Согласно варианту задания, на этапе проектирования целесообразно принять:

Р_с.н.= 0.05· Р_г ; cos_с.н.=0.85;

Р_с.н. = 0.05· Р_г = 0.05 · 1000 = 50 МВт.

Q_с.н. = Р_с.н. · tgц _с.н. = 50 ·0.61 = 30.5 МВАр.

Р_г =1000МВт ; cosц_г =0.9 ;

Q_г = Р_г · tgц_г = 1000 · 0.48 = 480 Мвар;

Переток мощности через блочные трансформаторы:

S_т.бл. =1051.4 МВА

При работе электростанции в базовой части графика нагрузки энергосистемы мощность блочного трансформатора выбирается из условия

По каталогу выбираю следующие типы блочных трансформаторов:

- на стороне СН: ТНЦ - 1250000 / 330 (по 1 шт. на блок).

Его каталожные данные - Рх. = 715 кВт - мощность холостого хода;

Рк. = 2200кВт - мощность корокого замыкания.

- на стороне ВН: ОРЦ - 417000 / 750 (по 3 шт. на блок).

Его каталожные данные - Рх. = 320кВт; Рк. = 540кВт

Перетоки мощности через обмотки СH и ВH автотрансформаторов связи определяются по следующим выражениям:

-при максимальной нагрузке на шинах РУ СH

-при минимальной нагрузке на шинах РУ СH

-в аварийном режиме (отключение одного блока, подключенного к шинам РУ СH)

В этих формулах:

n - число блоков генератор - трансформатор, подключенных к РУ СН;

Р_Г, Q_Г - номинальная активная и реактивная мощности генераторов, подключенных к РУ СН;

Р_Нmax., Q_Нmax - активная и реактивная мощности нагрузки, отдаваемые с РУ СН в систему или нагрузку, подключенную к этому РУ.

Из условия: Р_Нmax = 4800 МВт и cos_с =0,9;

МВар.

Р_Нmin=4200 МВт.

Q_Нmin = МВар.

Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для

первого варианта ( n =5):

- при максимальной нагрузке на шинах РУ СН:

S₁ = 75.973 МВА;

- при минимальной нагрузке на шинах РУ СН:

S₂ = 596.386 МВА;

- в аварийном режиме (отключения одного блока, подключенного к шинам РУ СН):

S₃ = 1121.16 МВА.

Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для второго варианта (n=4):

S₁ = 1121.16 МВА;

S₂ = 455.979 МВА;

S₃ = 2172.17 МВА.

Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для третьего варианта (n=6):

S₁ = 981.784 МВА;

S₂ = 1647.97 МВА;

S₃ = 75.97 МВА.

Ориентировочно мощность автотрансформаторов связи выбирается по максимальной мощности, полученной в результате расчета нормальных режимов эксплуатации автотрансформаторов.

Выбираем по каталогу автотрансформаторы связи.

Для первого варианта схемы выдачи мощности - АОДЦТН-333000/750/330. В количестве трех штук.

Его каталожные данные - Рх = 217 кВт; Рк = 580 кВт - мощность холостого хода и короткого замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=999 МВА

Для второго варианта схемы выдачи мощности - АОДЦТН - 333000/750/330. В данном варианте берется две группы однофазных АТ связи, т.е. шесть штук (по два на каждую фазу), т.к. одна не обеспечивает необходимую мощность в нормальных режимах эксплуатации.

Его каталожные данные - Рх =217 кВт ; Рк = 580 кВт - мощность холостого хода и короткого замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=1998 МВА

Для третьего варианта схемы выдачи мощности - АОДЦТН - 333000/750/330. В данном варианте также берется две группы однофазных АТ связи, т.е. шесть штук (по два на каждую фазу), т.к. одна не обеспечивает необходимую мощность в нормальных режимах эксплуатации.

Его каталожные данные - Рх =217 кВт ; Рк = 580 кВт - мощность холостого хода и короткого замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=1998 МВА

После выбора автотрансформатора связи по справочным материалам необходимо проверить его на перегрузку в аварийных режимах.

K_n1=,

K_n2=,

где - максимальная расчётная мощность автотрансформатора в аварийном режиме (отключение одного генератора, питающего шины СН);

- наибольшая мощность, полученная в результате расчета нормальных режимов эксплуатации автотрансформаторов(S1 или S2);

- мощность автотрансформатора по каталожным данным.

Примечание:

1. K_n2 - рассчитывается только в случае использования двух параллельно включенных автотрансформаторов связи ( двух групп однофазных АТ связи). Если получен K_n2 > 1.5,то следует устанавливать одну резервную фазу, готовую к перекатке.

2. При использовании одной группы из однофазных автотрансформаторов связи резервная фаза ставится обязательно.

Вариант 1: 3·АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

K_n1=1121.16 /(3·333) = 1.122 < (1.3..1.5).

Вариант 2: 6· АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

K_n1=2172.17 /(2·3·333)= 1.087 < (1.3..1.5).

K_n2 =1121.16 /(3·333)= 1.122 < (1.3..1.5)- резервная фаза не нужна.

Вариант 3: 6· АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

K_n1=75.97 /(2·3·333)= 0.038 < (1.3..1.5).

K_n2 =1647.97 /(3·333)= 1.65 > (1.3..1.5) - необходима установка резервной фазы.

Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Перетоки мощности через резервные трансформаторы собственных нужд:

S_Р.Т.С.Н. = = = 58.568 МВА.

 По каталогу выбирается трансформатор типа ТРДНС - 32000 / 330 в количестве десяти штук (берется по паре на два блока).

Предварительный выбор выключателей

ВНВ 330А-63/4000У1; ВНВ 750А-40/4000У1;

Количество на стороне ВН выбирается по количеству блоков и еще один на АТ связи.

Количество на стороне СН выбирается по количеству блоков, один на АТ связи +0.25РТСН

1.3 Определение потерь активной энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи

При задании исходной нагрузки параметрами, характеризующими график нагрузки, потери энергии в блочном трансформаторе определяются выражением:

Д W_т.бл = Р_x · (8760 - Т_р.бл.) + Р_к · (S_т.бл. / S_т.ном.)² · ф ,

где Р_х, Р_к - потери холостого хода и короткого замыкания соответственно, приведены в каталоге для данного вида трансформатора,

Т_р.бл. - средняя продолжительность планового ремонта блока генератор - трансформатор, выбирается по справочнику,

ф - время максимальных потерь, определяется как ф = Т_г.уст

Вариант 1:

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:

ТНЦ - 1250000 / 330;

Р_х=715 кВт;

Р_к=2200 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА

ф = Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_{бл.С.Н 330.} = 715 · (8760 - 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)² · 7400= 16.68·10⁶ кВт·ч.

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:

ОРЦ - 417000 / 750.

Р_х=320 кВт,

Р_к=540 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,

ф= Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_бл.В.Н = 3·320 · (8760 - 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)² · 7400 = 16.04·10⁶ кВт·ч.

Здесь потери увеличиваются в трое т.к. блочный трансформатор набран из трех однофазных.

Потери энергии в автотрансформаторе связи:

ДW_АТ = q·Р_x ·(8760 - Т_р.АТ) + q·Р_к · (S₁ / (q·S_АТ))² ·ф _max + q·Р_к · (S₂ / (q·S_АТ))² ·ф _min,

где q - количество автотрансформаторов связи,

Т_р.АТ - продолжительность планового ремонта АТ (Т_р.АТ = 50 ч);

ф _max , ф _min - время максимальных и минимальных потерь в АТ при перетоках мощности S₁ и S₂ , определяются :

ф _max - по графику зависимости времени максимальных потерь от продолжительности использования соответствующей нагрузки ф = f (Т_max) при Тнагр_max = 6200 ч.

ф _min - по графику зависимости времени максимальных потерь от продолжительности использования соответствующей нагрузки ф = f (Т_min) при Т_min = 8760 - Тнагр_max -Tр.АТ _;

Т_min = 8760 - 6200 - 50 =2510 ч.

Т.о. по графику ф _max = 4300 ч, ф _min= 1350 ч.

Потери энергии в автотрансформаторе связи:

АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

ф _max = 4300 ч, ф _min= 1350 ч;

Т_р.АТ = 50 ч;

Р_х = 217 кВт;

Р_к = 580 кВт;

Д W_АТ = 3·217 · (8760 - 50) + 3·580 · (75.973/3 · 333)² · 4300+3·580·(596.386/3·333) ² · 1350 = 6.551·10⁶ кВт·ч.

Суммарные потери электроэнергии в основных элементах схемы выдачи мощности:

Д W_У1 = 5 · Д W_бл.с.н + 4· Д W_бл.в.н + Д W_АТ кВт·ч.

Д W_У1 = 5 · 16.68·10⁶ + 4 · 16.04·10⁶ + 3· 6.551·10⁶ = 154.111 ·10⁶ кВт·ч.

Вариант 2:

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:

ТНЦ - 1250000 / 330;

Р_х=715 кВт;

Р_к=2200 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА

ф = Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_{бл.С.Н 330.} = 715 · (8760 - 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)² · 7400= 16.68·10⁶ кВт·ч.

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:

ОРЦ - 417000 / 750.

Р_х=320 кВт,

Р_к=540 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,

ф= Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_бл.В.Н = 3·320 · (8760 - 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)² · 7400 = 16.04·10⁶ кВт·ч.

Потери энергии в автотрансформаторе связи:

АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

ф _max = 4300 ч, ф _min= 1350 ч;

Т_р.АТ = 50 ч;

Р_х = 217 кВт;

Р_к = 580 кВт;

Д W_АТ = 6·217 · (8760 - 50) + 6·580 · (1121.16/2 · 3 · 333)² · 4300+6·580·(455.979 / 2 · 3 · 333) ² · ·1350 = 16.3·10⁶ кВт·

Суммарные потери электроэнергии в основных элементах схемы выдачи мощности:

Д W_У2 = 4 · Д W_бл.с.н + 5 · Д W_бл.в.н + Д W_АТ кВт·ч.

Д W_У2 = 4 · 16.68·10⁶ + 5 · 16.04·10⁶ + 16.3·10⁶ = 163.22·10⁶ кВт·ч.

Вариант 3:

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:

ТНЦ - 1250000 / 330;

Р_х=715 кВт;

Р_к=2200 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА

ф = Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_{бл.С.Н 330.} = 715 · (8760 - 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)² · 7400= 16.68·10⁶ кВт·ч.

Потери энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:

ОРЦ - 417000 / 750.

Р_х=320 кВт,

Р_к=540 кВт,

Т_р.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,

ф= Т_г.уст=7400 ч, тогда

Д W_бл.В.Н = 3·320 · (8760 - 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)² · 7400 = 16.04·10⁶ кВт·ч.

Потери энергии в автотрансформаторе связи:

АОДЦТН - 333000 / 750 / 330

ф _max = 4300 ч, ф _min= 1350 ч;

Т_р.АТ = 50 ч;

Р_х = 217 кВт;

Р_к = 580 кВт;

Д W_АТ = 6·217 · (8760 - 50) + 6·580 · (981.784/2 · 3 · 333)² · 4300+6·580·(1647.97/ 2 · 3 · 333) ² · ·1350 = 18.15·10⁶ кВт·

Суммарные потери электроэнергии в основных элементах схемы выдачи мощности:

Д W_У3 = 6 · Д W_бл.с.н + 3 · Д W_бл.в.н + Д W_АТ кВт·ч.

Д W_У3 = 6 · 16.68·10⁶ + 3 · 16.04·10⁶ + 18.15·10⁶ = 166.35·10⁶ кВт·ч.

1.4 Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

Экономическая целесообразность различных вариантов схемы выдачи мощности определяется минимальными приведенными затратами:

З = p_н · К + И,

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. грн.;

р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. грн/год:

И = (р_а + р_о) / 100% · К + в · Д W_У · 10^-5 ,

где р_а = 6,4%, р_о = 2% - отчисления на амортизацию и обслуживание соответственно;

в = 15 коп / кВт · ч - стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии;

Д W_У - cуммарные потери электроэнергии в основных элементах схемы выдачи мощности рассматриваемого варианта.

При расчете капиталовложений учитывается стоимость блочных трансформаторов, автотрансформаторов связи, резервных трансформаторов собственных нужд (РТСН) и ячеек выключателей РУ повышенного напряжения.

Примечание: 1. На этом этапе считаем, что каждое присоединение к ОРУ подключается через один выключатель

2. Подключение РТСН производится в количестве двух штук на одно присоединение, принимается по паре на два блока, а также осуществляется резервирование в количестве двух пар от соседней станции.

Расчет капиталовложений по каждому варианту целесообразно представить в виде таблицы

Таблица 1.

Наименование оборудования	Стоимость, тыс. грн.	Кол-во, шт	Сумма, тыс. грн.
Вариант первый
Блочные трансформаторы:
ТНЦ - 1250000 / 330	4920	5	24600
ОРЦ - 417000 / 750	2700	3*4	32400
АТ связи:
АОДЦТН - 333000 / 750 / 330	2466	3+1	9864
Резервные трансформаторы с.н.:
ТРДНС - 32000 / 330	780	10	7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ - 330А-63/4000У1	1022	9	9198
ВНВ - 750А-63/4000 У1	1081	5	5405
Итого Ксуммарное	89267
Вариант второй
Блочные трансформаторы:
ТНЦ - 1250000 / 330	4920	4	19680
ОРЦ - 417000 / 750	2700	3*5	40500
АТ связи:
АОДЦТН - 333000 / 750 / 330	2466	6	14796
Резервные трансформаторы с.н.:
ТРДНС - 32000 / 330	780	10	7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ - 330А-63/4000У1	1022	8	8176
ВНВ - 750А-63/4000 У1	1081	6	6486
Итого Ксуммарное	97438
Вариант третий
Блочные трансформаторы:
ТНЦ - 1250000 / 330	4920	6	29520
ОРЦ - 417000 / 750	2700	3*3	24300
АТ связи:
АОДЦТН - 333000 / 750 / 330	2466	6+1	17262
Резервные трансформаторы с.н.:
ТРДНС - 32000 / 330	780	10	7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ - 330А-63/4000У1	1022	10	10220
ВНВ - 750А-63/4000 У1	1081	4	4320
Итого Ксуммарное	93422

Вариант первый:

Годовые эксплуатационные издержки:

И₁ = (6,4+2,0 / 100) · 89267 + 0,15· 154.111 ·10⁶ · 10^-5 = 7729.595 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З₁ = 0,12 · 89267 + 7729.595 = 18441.635 тыс.грн.

Вариант второй:

Годовые эксплуатационные издержки:

И₂ = (6,4+2,0 / 100) · 97438 + 0,15 · 163.22·10⁶ · 10^-5 = 8429.622 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З₂ = 0,12 · 97438 + 8429.622 = 20122.182 тыс.грн.

Вариант третий:

Годовые эксплуатационные издержки:

И₃ = (6,4+2,0 / 100) · 93422 + 0,15 · 166.35·10⁶ · 10^-5 = 8096.973 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З₃ = 0,12 · 93422 + 8096.973 = 19307,613 тыс.грн.

По результатам расчета приведенных затрат каждого из вариантов видим, что наиболее выгодным и рациональным по технико-экономическим параметрам является первый вариант, т.к. для него приведенные затраты наименьшие среди представленных. Данный вариант принимается в качестве основного для дальнейших расчетов.

2. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ ПОВЫШЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ

2.1 Порядок выбора схемы распределительного устройства

Схемы 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.

Выбор схемы ведется в следующей последовательности:

- намечаются варианты схемы РУ в соответствии с исходными данными и нормами технологического проектирования АЭС;

- вычисляются капитальные, эксплуатационные и приведенные затраты;

- выбирается РУ, имеющее минимальные приведенные затраты.

2.2 Составление вариантов схемы РУ повышенного напряжения

Требования к блокам мощностью 440 МВт и более АЭС:

- ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения;

отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд

- и трансформаторов связи - не более, чем 3-мя выключателями;

- отключение линии - не более, чем 2-мя выключателями;

- при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя, а также при повреждении (отказе) одного выключателя и ремонте другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;

- повреждение (отказ) любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должно приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы.

При наличии нескольких вариантов схем, предпочтение отдается:

- более простому и экономичному варианту;

- варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.

«Нормы технологического проектирования АЭС» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения, рекомендуют в РУ 330 - 750 кВ с большим количеством присоединений, применять схемы с подключением присоединений через два выключателя (схемы 4/3 и 3/2).

Схема с двумя системами шин и 3-мя выключателями на две цепи имеет на каждое присоединение «полтора» выключателя. Каждое присоединение включено через два выключателя.

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Достоинства данной схемы:

- высокая надежность схемы;

- при ревизии любого выключателя все присоединения сохраняются;

- количество операций разъединителями минимально.

Недостатки схемы «3/2»:

- относительно большое количество выключателей;

- усложнение релейной защиты;

- удорожание схемы РУ при нечетном количестве присоединений;

- отключение к. з. на линии сразу двумя выключателями.

Схема с двумя системами шин и 4-мя выключателями на 3 присоединения требует «4/3» выключателя на присоединение. Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов. Достоинства схемы «4/3»:

- имеет достоинства схемы «3/2»;

более экономична;

- надежность схемы не снизится, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо одной линии и двух трансформаторов;

- секционирование сборных шин требуется при числе присоединений более 15. Недостатки схемы «4/3» аналогичны недостаткам схемы «3/2», но имеют некоторые особенности:

- при ремонте любого из выключателей, примыкающего к шинам, отказ другого примыкающего к шинам выключателя той же цепочки приводит к потере 3-х присоединений, поэтому присоединения в одной цепочке следует делать разноименными;

- при ремонте любого из выключателей, не примыкающего к шинам, отказ примыкающего к шинам выключателя соседней цепочки приводит к отключению двух присоединений (одноименных или разноименных), поэтому рекомендуется чередовать цепочки с подключением в их середины то трансформатора, то линии, но при этом в целом по РУ число разноименных присоединений должно быть одинаково;

- при общем числе присоединений не кратном 3-м, увеличивается число выключателей, т. е. одну цепочку приходится включать по схеме «3/2» или даже «2/1»; номинальный ток выключателя определяется режимом ремонта одного из выключателей, примыкающих к шинам выключателю данной цепочки когда по второму протекает ток трех (двух) присоединений.

2.3 Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

Капитальные затраты каждого варианта схемы РУ вычисляются по укрупненным показателям стоимости ячеек высоковольтных выключателей. В эксплуатационных затратах учитываются только амортизационные отчисления и отчисления на обслуживание.

Приведенные затраты определяются по формуле:

З_пр = (Е_н + а + в) · К ,

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности, Е_н = 0,12,

а - норма амортизационных отчислений, а = 0,064,

в - норма отчислений на обслуживание, в = 0,02,

К - капитальные затраты, тыс.грн.,

У - ущерб от недостатка электроэнергии (в курсовом проектировании не учитывается).

Выбор схемы РУ ВН:

Ранее определили, что к РУ ВН присоединено 4 генератора, дано 4 ЛЭП и 1 присоединение для АТ. Т.о., РУ ВН имеет 9 присоединений.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на присоединение.

Рис 4.1. Схема 3/2 выключателя на присоединение

Нетрудно заметить, что наиболее нагруженной по току в нормальном режиме будет цепочка, состоящая из одного генератора и одной ЛЭП и ток в ней будет равен:

I_max=I_Г+I_лэп=0,809+0,924=1,733 кА

Для схемы необходимо 14 выключателей. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ - 750А-63/3150 У1. Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 1080,6 тыс.грн. Общая стоимость - К_У = 14 · 1080,6 = 15128.4 тыс.грн. Приведенные затраты: З_пр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 15128.4 = 3086.19 тыс.грн. Рассмотрим схему 4/3выключателя на присоединение.

Рис.4.2. Схема 4/3 выключателя на присоединение

I_max = I_Г +2* I_лэп = 0.809 +2* 0.924 = 2,657 кА

Для схемы необходимо 12 выключателей. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ - 750А-63/3150 У1

Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 1080,6 тыс.грн.

Общая стоимость - К_У = 12 · 1080,6 = 12967.2 тыс.грн.

Приведенные затраты: З_пр2 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 12967.2 = 2645.3 тыс.грн. Т.о. исходя из полученных значений приведенных затрат очевидно, что для схемы РУ ВН более выгодной является схема 4/3,т.к. З_пр2 < З_пр1.

Выбор схемы РУ СН:

Ранее определили, что к РУ СН присоединено 5 генераторов, дано: 5 ЛЭП и 1 присоединение для АТ, а также РТСН 3 присоединения. Т.о., РУ СН имеет 14 присоединений. Такое количество присоединений требует секционирования сборных шин РУ.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на присоединение.

Рис 4.3 Схема 3/2 выключателя на присоединение



где S_max=P_max/cosц_н=4800/0,9=5333.33 BA Очевидно, что максимальный номинальный ток в этой схеме будет в цепи содержащей один генератор и одну ЛЭП. В этом случае максимальный ток будет равен:

I_max=I_Г+I_лэп=1.839 + 1.86= 3.707 кА

Для схемы необходимо 23 выключателя. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ-330А-63/4000У1

Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 631.8 тыс.грн. Общая стоимость - К_У = 23 · 631.8 = 14531.4 тыс.грн. Приведенные затраты: З_пр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 14531.4 = 2964.405 тыс.грн. Рассмотрим схему 4/3 выключателя на присоединение. Номинальный ток выключателей определяется режимом ремонта одного из выключателей, примыкающего к шинам, когда возможно протекание по некоторым выключателям суммарного тока трёх присоединений, например, тока генератора и двух ЛЭП: I_max=I_Г +2 I_ЛЭП где

Рис.4.4. Схема 4/3 выключателя на присоединение



где S_max=P_max/cosц_н=4800/0,9=5333.33 BA

Тогда I_max = I_Г + I_ЛЭП+I _АТ= 1.839 +1.86+1.043 = 4.74 кА

Так как современная промышленность производит выключатели данного напряжения только на номинальный ток до 4 кА, то целесообразно схему 4/3 дальше не рассматривать.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА

3.1 Характеристика потребителей собственных нужд

Характерная особенность схемы электроснабжения собственных нужд (с.н.) АЭС - повышенные требования к надежности питания приводов механизмов, обеспечивающих безопасность АЭС. Механизмы с.н. АЭС относятся согласно ПУЭ к потребителям 1-ой категории и делятся на три группы:

Потребители 1 группы - это потребители, не допускающие перерыва питания более чем на доли секунды во всех режимах и требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты реактора; к ним относятся:

а) потребители, допускающие перерыв питания не более чем на доли секунды и требующие длительное время надежного питания после срабатывания АЗ реактора (системы КИП и А, приборы технологического контроля, системы дозиметрии, потребители постоянного тока и постоянно - горящая часть аварийного освещения);

б) потребители, допускающие перерыв питания не более чем доли секунды, но не требующие длительное время питания после срабатывания АЗ реактора (электроприводы задвижек и отсечной арматуры, БРУ-К);

в) потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение 2-х секунд для предотвращения срабатывания АЗ реактора (электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в заданном положении).

Потребители 2 группы

- допускают перерыв питания на время, определяемое условиями безопасности (от десятков секунд до нескольких минут) и требуют обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора (насосы аварийного охлаждения зоны, спринклерные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора). Для питания этих потребителей применяют дизель - генераторы.

Потребители 3 группы - не предъявляют к надежности более высокие требования, чем к питанию ответственных потребителей с.н. АЭС (конденсаторные и циркуляционные насосы).

3.2 Сети питания потребителей с.н.

На АЭС должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей с.н.:

а) Сети 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц надежного питания потребителей 2 группы;

б) Сеть 0,4 кВ, 50 Гц надежного питания потребителей 1 группы;

в) Сеть 220 В, 110 В, 48 В, 24 В постоянного тока для питания потребителей, не допускающих перерыв питания или допускающих кратковременный перерыв в питании;

г) Сеть 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц для питания потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию, т. е. потребителей 3 группы.

3.3 Схемы электрических соединений с.н.

Для потребителей С.Н. АЭС должно предусматриваться нормальное рабочее и резервное питание от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд и аварийных источников питания. В качестве аварийных источников питания применяются:

аккумуляторные батареи (АБ) и АБ со статическими преобразователями;

автоматизированные дизель - генераторы (ДГ) и газотурбинные установки.

3.3.1 Схема электрических соединений 6 кВ для потребителей 3 группы надежности

Сборные шины 6 кВ для потребителей 3 группы разделены на секции, количество которых выбирается, в зависимости от количества ГЦН первого контура и от количества трансформаторов с.н. (ТСН). Каждая секция присоединяется к рабочему источнику через свой выключатель. Для реакторной установки ВВЭР - 1000 устанавливают 4 таких секции - ВА, ВВ, ВС, ВД. Рабочее питание этих секций осуществляется от ТСН, в качестве которых целесообразно использовать трансформаторы с расщепленными обмотками низкого напряжения. На каждую из этих секций предусматривается ввод от магистралей резервного питания BL, BM, BN, BP, подключенных к резервным ТСН.

3.3.2 Схема электрических соединений 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности

Потребители секции 0,4 кВ 3 группы надежности получают питание от шин 6 кВ 3 группы надежности через понижающие трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. Мощность этих трансформаторов не должна превышать 1000 кВ*А при U_к = 8%. Каждая из секций 0,4 кВ должна иметь два источника питания: рабочий и резервный. В качестве рабочего источника используется отдельный трансформатор или общий для двух секций. В качестве резервного источника - либо отдельный резервный трансформатор, либо взаимное резервирование 2-х рабочих трансформаторов. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат с АВР.

3.3.3 Схемы электрических соединений 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности

На АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и автономные системы надежного питания на напряжениях 6 кВ и 0,4 кВ, включающие распределительные устройства и автономные источники питания (ДГ).

Питание потребителей 6 кВ второй группы надежности (система безопасности)

Для питания потребителей 6 кВ и трансформаторов 6 / 0,4 кВ, 6 / 0,23 кВ 2 группы надежности предусмотрены секции 6 кВ, количество которых должно соответствовать числу каналов системы безопасности: для ВВЭР - 1000 - 3 секции (BV, BW, BX). Каждая из этих секций подключается к рабочему источнику питания (блочной секции 6 кВ 3 группы надежности) через два выключателя. Основные потребители секций BV, BW, BX: насосы аварийного охлаждения зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т. п.

В случае исчезновения напряжения на этих секциях, питание на них подается от ДГ мощностью 5600 кВт каждый. Между тремя секциями 6 кВ надежного питания и ДГ не предусматривается взаимное резервирование. Каждая из секций способна по мощности обеспечить аварийное расхолаживание при любой аварии. При возникновении аварийной ситуации сигнал на запуск ДГ должен подаваться независимо на каждый из них; набор нагрузки осуществляется автоматически, ступенями. ДГ постоянно находятся в режиме «горячего резерва».

Питание общеблочных потребителей 6 кВ 2 группы надежности

Для обеспечения надежным питанием механизмов, отвечающих за сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения, энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей 2 группы в режиме обесточения. В составе системы надежного питания общеблочных потребителей 6 кВ:

две общеблочные секции 6кВ BJи BK, связанные перемычкой c 2 выключателями;

автономный ДГ с системами питания его собственных нужд.

При нарушении электроснабжения шин надежного питания 6кВ общеблочных потребителей предусмотрены следующие режимы:

при обесточении 1-ой секции - включаются секционные выключатели;

при обесточении 2-х секций - запускаются два ДГ (своего и соседнего блоков).

Питание потребителей 0,4 кВ второй группы надежности (система безопасности)

От каждой секции надежного питания 6 кВ питаются две секции 0,4 кВ через понижающие трансформаторы. Состав механизмов, подключенных к секциям 0,4 кВ и мощность трансформаторов, должны быть рассчитаны на 100% нагрузку потребителей 0,4 кВ в одной системе безопасности.

Питание общеблочных потребителей 0,4 кВ 2 группы надежности

Потребители этой группы получают питание от секций CJ, CK, каждая из которых питается через понижающий трансформатор 6,3 / 0,4 кВ от секций BJ и BK. Секции CJ, CK связаны перемычкой с 2-мя выключателями вводов резервного питания, на которые должна быть предусмотрена подача напряжения от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ от секции CR. Секции CJ, CK секционированы. При нарушении электроснабжения секций должна быть предусмотрена возможность подачи питания от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ соседнего блока.

3.3.4 Схемы для потребителей 1 группы надежности

Для питания потребителей этой группы используются сети постоянного тока и сети переменного тока 0,4 кВ.

Схемы для потребителей 1 группы системы безопасности

Система постоянного тока должна быть разделена на отдельные установки, число которых равно числу каналов системы безопасности. Каждая установка постоянного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройств и распределительного щита. АБ должна работать в режиме постоянного подзаряда через выпрямительные устройства, подключенные через понижающие трансформаторы к секциям потребителей 2 группы надежности.

АБ каналов системы безопасности выбираются из условия их автономной работы в режиме обесточения по допустимому уровню напряжения при максимальной толчковой нагрузке, включая суммарную нагрузку сети потребителей переменного тока 1 группы надежности, с учетом пускового тока двигателей.

Зарядное и подзарядное устройства могут быть совмещены в одном устройстве (ТППС - 800). Для питания потребителей переменным током заряда и подзаряда, используются агрегаты бесперебойного питания (АБП), состоящие из выпрямителя и инвертора. Число АБП должно быть не меньше числа каналов системы безопасности.

Схемы для общеблочных потребителей 1 группы

Система постоянного тока питания общеблочных потребителей 1 группы разделена на 3 установки (2 общеблочных и 1 - для питания информационно - вычислительного комплекса).

Каждая установка постоянного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройства и распределительного щита. Постоянный подзаряд АБ осуществляется через выпрямительные устройства и понижающие трансформаторы от блочных секций 6 кВ потребителей 2 группы, и от секций 0,4 кВ 3 группы. АБ выбираются по 2-м показателям:

допустимому уровню напряжения при максимальной толчковой нагрузке в начале аварии;

величине разрядной емкости в 30-минутном режиме разряда.

АБ оборудуется элементным коммутатором. Для питания потребителей 1 группы переменным током, а также заряда и подзаряда, используются АБП, которые должны обеспечить питание КИП и А машинного зала, автоматики системы управления турбиной (АСУТ), управляющей вычислительной системы.

Схемы для приводов системы управления и защиты (СУЗ)

Среди потребителей 1 группы существуют потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение 2-х секунд (для предотвращения срабатывания АЗ реактора), но не требующие питания в режиме обесточения и после срабатывания АЗ реактора. Это электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в заданном положении.

В нормальном режиме электромагниты привода СУЗ должны получать питание от секции 0,4 кВ через трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. В схеме электроснабжения с.н. устанавливается не менее 2-х таких секций и трансформаторов для взаиморезервирования питания нагрузки СУЗ - это секции CE и CF. Во избежание погашения реактора при посадках напряжения до 2-х секунд на шинах 6 кВ 3 группы надежности, должно предусматриваться переключение приводов СУЗ на специально установленную АБ напряжением 110 В. Батарея должна работать в режиме постоянного подзаряда от подзарядного агрегата. Подзарядный агрегат получает питание от шин 0,4 кВ нормальной эксплуатации (3 группы надежности)

4. ВЫБОР МОЩНОСТИ ТСН АЭС

4.1 Выбор мощности рабочих ТСН блока ВВЭР - 1000

Мощность рабочих ТСН выбирается по расчетной нагрузке секций. При выборе мощности ТСН необходимо иметь в виду, что многие механизмы являются резервными, часть потребителей работает периодически, а также то, что мощность электродвигателей завышается из-за ухудшения условий пуска, а выбор мощности по каталогу также приводит к завышению мощности электродвигателей. При проектировании электрической части АЭС, определение расчетной нагрузки основного ТСН на напряжении 6 кВ целесообразно проводить в табличной форме (таблица 4.1). Распределение потребителей по секциям необходимо производить равномерно, чтобы расщепленные обмотки и сами ТСН были нагружены примерно одинаково.

Определяем расчетную мощность рабочего ТСН:

S_расч.т = К_расч * S_max = 0,9 * 52290 = 47061 КВА,

где К_расч - расчетный переводной коэффициент,

S_max - максимальная нагрузка на один из ТСН (из таблицы 2.1).

По каталогу выбираем трансформатор типа ТРДНС - 63000 / 35:

S_ном = 63 МВА, U_в / U_н = 27 / 6,3 - 6,3 кВ.

Мощность выбранного трансформатора несколько завышена в целях обеспечения успешности самозапуска.

Таблица 4.1 Расчетная нагрузка основного ТСН

Наименование прибора	Число	Р,S кВт кВА	кпд	k коэф заг	Расчетная нагруз на трансфор	Распределение нагрузки на секции
	Уст	Раб					BA-BJ-BV	BB-BW	BC-BX	BD-BK
							nуст	SкВА	nуст	SкВА	nуст	SкВА	nуст	SкВА
ГЦН	5	4	8000	97,5	0,67	5497,43	1	5497	1	5497	1	5497	1	5497
ЦН 1-й скорос	4	3	2500	97	0,88	2268,04	1		1		1
ЦН 2-й скорос	4	3	4000	96,9	0,88	3632,61			1	3633	1	3633	1	3633
Конденс Н 1 ст	3	2	1000	95,5	0,62	649,21	1	650					1	650
Конденс Н 2 ст	6	2	1600	96,5	0,62	1027,97	1	1028					1	1028
Подъемный Н	2	1	320	91	0,64	225,05	1	225
Н замкнутого цикла ОГЦ	2	1	630	95,5	0,64	422,19	1	422
Слив Н ПНД1	3	2	315	93,7	0,64	215,15	1	215					1	215
Сетевой Н	4	2	680	94,1	1,0	722,63	1	723					1	723
Н неотв потреб	2	1	1000	95,5	1,0	1047,12	1	1047
Н градирен	4	2	4000	96,9	0,45	3632,61	1	3632					1	3632
Подпиточн Н	3	3	800	96	0,93	775			1	775	1	775	1	775
Слив Н ПНД3	3	2	500	94,4	0,6	317,8			1	318	1	318
Н гидростатич подъема ротора	2	1	250	94,5	0,5	132,27			1	133
Конденсат Н ПСВ	2	1	250	94,5	0,64	169,31					1	170
Н технич воды ответственных потребителей	6	3	630	95,5	0,64	329,84	1	330	1	330	1	330
Н промыв воды элмагнт фильтр	2	2	250	94,5	0,9	238,09			1	238	1	238
Эд хим водо очистки	5	5	250	94,5	0,9	238,09	1	238	2	238	1	238	1	238
Т-р 2-й ступени	30	30	1000	95,5	1,0	1047,12	7	1047	8	1047	8	1047	7	1047
Т-р АБП	5	5	400	95,3	1,0	419.72	1	420	1	420	2	420	1	420
Н сепаратора	2		1000	95,5	0,62	649.21466			1	650	1	650
Н подъемный	4		400	95,3	0,64	268,62	1	270	1	270	1	270	1	270
Н авар впрск Br	3		800	96	0,95	791,67	1		1		1
ПН аварии	3		800	96	0,95	791,67			1		1		1
Н авар расхола	3		800	96	0,95	791,67	1		1		1
Н сплинкерный	3		500	94,4	0,85	450,21			1		1		1
Н технич воды	9		800	96	0,65	541,67	2	542	3	542	2	542	2	542
Т-р ДЭС	3		400	95,3	1,0	419.72	1	420	1	420	1	420
ТСН общбл ДГ	1		400	95,3	1,0	419.72					1	420
Н вспомогатель	2		800	96	0,95	791,67			1	792	1	792
ТСН общбл ДГ	1		250	94,5	1,0	264,55							1	265
Н пожарный	2		250	94,5	0,8	211,64	1	212					1	212
Суммарная мощность каждой ячейки					26010	26222	26319	25971
Суммарная мощность каждого из трансформатора					52232	52290

4.2 Выбор мощности резервных ТСН блока ВВЭР - 1000

Определение расчетной нагрузки на резервный ТСН производится аналогично рабочему ТСН. При отсутствии генераторных выключателей резервный ТСН должен обеспечить длительную замену рабочего и одновременно пуск или останов другого реакторного блока. При наличии генераторных выключателей мощность резервного ТСН должна обеспечить останов реакторного блока, в том числе и при объединенных или укрупненных блоках генератор - трансформатор.

Для реакторов с одним блоком генератор - трансформатор мощность резервного ТСН, как правило, принимаются равной мощности рабочего ТСН блока. Поэтому в качестве резервного ТСН выбираю трансформатор типа:

ТРДНС - 63000 / 330.

S_ном = 63 МВА, U_в / U_н = 330 / 6,3 - 6,3 кВ.

Резервный ТСН питается от ОРУ 330 кВ.

5. РАСЧЁТ РЕЖИМА САМОЗАПУСКА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС

5.1 Основные положения

Самозапуск - это процесс автоматического восстановления нормального режима работы электродвигателей механизмов с.н. после кратковременного нарушения электроснабжения, вызванного исчезновением или глубоким снижением питающего напряжения. После отключения питания или глубокой посадки напряжения происходит снижение частоты вращения электродвигателей под действием момента сопротивления. Этот процесс можно разделить на две стадии:

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

в дальнейшем в соответствии с механическими характеристиками происходит индивидуальный выбег агрегатов с.н.

При подаче напряжения питания осуществляется режим собственно самозапуска электродвигателей, когда частота вращения возрастает. Самозапуск будет успешным, если агрегаты с.н. развернутся до рабочей частоты вращения за время, не превышающее допустимую величину. Успешность самозапуска зависит от времени перерыва питания, параметров питающей сети, суммарной мощности неотключенных электродвигателей и их загрузки, а также от механических характеристик механизмов и других факторов.

5.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска

При расчетах режима самозапуска электродвигателей с.н. должны использоваться конкретные данные и реальные режимы работы оборудования. Время перерыва питания с.н. для АЭС выбирают равным 0,7 ч 2 секунды. Продолжительность самозапуска не должна превышать 20 секунд для блочных электростанций с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более.

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 ч 0,65) U_ном.

В качестве режима самозапуска от резервного ТСН принимаем самозапуск одновременно с четырех секций в результате отключения энергоблока и посадки стопорных клапанов турбины. По окончании самозапуска электродвигателей 4-х секций должно восстанавливаться напряжение на шинах с.н. для обеспечения нормального останова блока.

Для обеспечения успешного самозапуска в тяжелых режимах на АЭС предусматривается отключение некоторых электродвигателей, не влияющих на технологический режим работы блока.

Проектными организациями определен перечень механизмов, участвующих в самозапуске. В этом перечне определена группа механизмов, подлежащих отключению для облегчения самозапуска. Основные механизмы этого перечня представлены в таблице 5.1

Таблица 5.1

Наименование механизма	Кол-во	S, кВА	Примечание
Циркуляционный насос (градирня) Циркуляционный насос конденсатора (2 -х скоростной) Насос замкнутого контура ОГЦ Насос гидростатического подъема ротора Итого	4 3/3 2 2	4000 2500/4000 630 250 37260	Отключение не предус-мотрено
ГЦН Вспомогательный питательный насос Конденсатные насосы 1 и 2 ступеней Подпиточный насос Сетевой насос Сливной насос ПНД - 1 Сливной насос ПНД - 3 Трансформатор 6,3 / 0,4 (0,22) кВ Насос технич. воды ответственных потребителей Насос откачки сепаратора	4 2 3/3 3 2 3 3 20 6 2	8000 800 1000/1600 800 630 315 500

Подобные документы

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт

  Особенности проектирования электрической части ТЭЦ и подбор основного оборудования. Разработка главной электрической схемы станции, конструкции распределительного устройства. Выбор схемы выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 24.12.2011
  

• Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

  Роль Щекинской ГРЭС в электрической сети. Определение расчётных электрических нагрузок. Выбор мощности трансформаторов. Разработка схемы питания электродвигателей механизмов, общестанционных трансформаторов электрических сборок собственных нужд блока.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 14.02.2016
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

  Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.
  
  дипломная работа [9,0 M], добавлен 11.06.2014
  

• Внедрение районной электрической сети

  Разработка электрической схемы электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии от электростанции, которая входит в состав энергетической системы. Технико-экономическое обоснование выбранной схемы электроснабжения и ее расчет при разных режимах.
  
  курсовая работа [785,0 K], добавлен 17.07.2014
  

• Проектирование электрической части электростанции

  Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012
  

• Разработка блока питания

  Разработка структурно-функциональной, принципиальной электрической схемы блока питания. Расчёт выпрямителей переменного тока, сглаживающего фильтра, силового трансформатора. Проектирование логической схемы в интегральном исполнении по логической функции.
  
  курсовая работа [28,2 K], добавлен 26.04.2010
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам