Вибір схем видачі потужності електростанції типу АЕС

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати


Міністерство освіти України

Севастопольський інститут ядерної енергії та промисловості

Електротехнічний факультет

Кафедра експлуатації електричних станцій

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

З дисципліни:

ЕЛЕКТРИЧНІ СТАНЦІЇ І ПІДСТАНЦІЇ

Розробив: Бойко В.П.

Перевірив: Сиротенко Б.Г.

2002

C одержание

Зміст

1. Вибір схеми видачі потужності електростанції типу АЕС

1.1 Вихідні дані завдання:

1.2 Розподіл генераторів між РУ ВН і РУ СН

1.3 Вибір генераторів і блокових трансформаторів

1.4 Вибір АТ

1.5 Визначення втрат у трансформаторах блоків і АТ

1.6 Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ

1.7 Кількість з'єднань на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ

1.8 Вибір варіантів схем РУ всіх напруг

1.9 Техніко-економічний аналіз варіантів схем

1.9.1 Визначення втрат електроенергії від потоків відмов елементів схем РУ СН

1.9.2 Техніко-економічне зіставлення варіантів розглянутих схем

2. Проектування електропостачання власних потреб блоку АЕС

2.1 Схеми електропостачання споживачів власних потреб

2.1.1 Принципи побудови схеми

2.1.2 Класифікація споживачів за надійністю живлення

2.1.3 Мережі і живлять напруги

2.1.4 Джерела живлення

2.1.5 Приєднання трансформаторів власних потреб

2.1.6 Живлення споживачів III групи секцій нормальної експлуатації

2.1.7 Живлення споживачів II групи надійності общеблочних секцій

2.1.8 Живлення споживачів I групи надійного живлення 0,4 кВ

2.1.9 Схема постійного струму

2.2 Вибір трансформаторів власних потреб

2.2.1 Загальні положення

2.2.2 Вибір трансформаторів 6/0.4

2.2.3 Вибір трансформаторів 24 / 6,3-6,3 кВ

2.2.4 Вибір резервних трансформаторів власних потреб 330 / 6,3-6,3 кВ

2.3 Розрахунок самозапуску електродвигунів власних потреб на 6 кВ блоку

2.3.1 Основні положення

2.3.2 Розрахункові і допустимі умови режиму самозапуску

2.3.3. Розрахунок початкової напруги режиму самозапуску

2.4 Розрахунок струмів КЗ на шинах власних потреб

2.4.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кВ

2.4.2 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 0,4 кВ

2.5 Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин РУ власних потреб

2.5.1 Елементи КРУ 6 кВ

2.5.2 Розрахункові умови для вибору провідників і апаратів за тривалим режимам роботи

2.5.3 Вибір КРУ-6 кВ

2.5.4 Вибір вимикачів КРУ-6 кВ

2.5.5 Вибір вимірювальних трансформаторів

2.5.6 Вибір струмоведучих частин у колі трансформатора ТРДНС-63000/35

2.5.7 Вибір кабелів 6 кВ

2.5.8 Вибір елементів КРУ 0,4 кВ

3. Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення

3.1 Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення

3.2 Особливості визначення потужності дизель генераторів систем надійного живлення блоків з ВВЕР-1000

4. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання

4.2 Вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми

4.2.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 750 кВ

4.2.2 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 330 кВ

4.2.3 Вибір вимикача навантаження

4.2.4 Вибір струмопроводу генератор-трансформатор (24 кВ)

4.2.5 Вибір трансформатора напруги (750 кВ)

4.2.6 Вибір трансформатора напруги (330кВ)

4.2.7 Вибір трансформатора струму (750 Кв)

4.2.8 Вибір трансформатора струму (330кВ)

4.2.9 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-750 кВ

4.2.10 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-750 кВ

4.2.11 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-330 кВ

4.2.12 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-330 кВ

1. Вибір схеми видачі потужності електростанції типу АЕС

1.1 Вихідні дані завдання:

Виконати проект зміни електричної частини Запорізької АЕС.

вихідні дані завдання зведені в таблицю № 1.

Тип електростанції і число встановлених на ній генераторів

Дані РУ вищої напруги

Дані РУ середньої напруги



напруга, кВ

потужність к.з. від системи, МВА

Напряже

ня, кВ

навантаження, МВт

потужність к.з. від системи, МВА

АЕС 7 '1000 МВт

750

14000

330

3800/3200

12000

Кількість ЛЕП на напругу 750 кВ - 4, довжиною 300 км.

Кількість ЛЕП на напругу 330 кВ - 5, довжиною 30 км.

Час використання максимального навантаження Т нагр.мах = 6000 годин.

Час використання встановленої потужності генераторів Т м.Усть. = 7200 годин.

Максимальна активна потужність, що віддається в енергосистему - 7000 МВт.

1.2 Розподіл генераторів між РУ ВН і РУ СН

Схема видачі потужності визначає розподіл генераторів між РУ різних напруг, трансформаторну і автотрансформаторного зв'язок між РУ, спосіб з'єднання генераторів з блочними: трансформаторами, точки підключення пускорезервні і резервних трансформаторів власних потреб.

Зазвичай до РУ середньої напруги (СН) підключається стільки генераторів, скільки необхідно, щоб покрити навантаження в максимальному режимі. Решта підключаються до РУ високої напруги (ВН), тобто:

n р-сн = Р нг m ax / Р р = 3800/1000 »4

де: РНГ m ax - максимальне навантаження РУ СН;

Рг - потужність одного генератора;

n р-сн - кількість генераторів, підключених до РУ СН.

1.3 Вибір генераторів і блокових трансформаторів

Згідно завдання вибираємо генератори проектованої станції (вибираються за активної потужності):

Вибираємо за (Л.3) генератор ТВВ-1000-4

Генератор

Ном. частота обертання, об / хв

Номінальна потужність

Ном. напруга, кВ

Cos j ном.

Ном. струм, кА

х "

Т а



S, МВА

Р, МВт






ТВВ-1000-4

1500

1111

1000

24

0,9

26,73

0,324

0,25

Згідно завдання вибираємо по (Л.3) блочні трансформатори:

S бл. розр. = 1,05 S р = 1,05 '1111 = 1166,55 МВА

За літературі (3) вибираємо ОРЦ-417000/750 і ТЦ-1250000/330

Тип трансформатора

S н, МВА

Р хх, кВт

Р к, кВт

НН, кВ

u КВН-ПН,%

u КСН-ПН,%

I хх

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 Вибір АТ

Вихідні дані для розрахунку наведені в таблиці № 1.

Повна потужність генератора S р дорівнює:

S г = Р р / cos j = 1000 / 0,9 = 1111 МВА

Так як навантаження власних потреб (с.н.) S сн не задана, то ставимо її самі з розрахунку 4-6% від потужності генератора:

S сн = S р '5% / 100% = 1111' 5% / 100% = 55,55 МВА

Максимальна повна потужність РУ СН:

S н max = Р С н max / cos j = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА

Мінімальна повна потужність РУ СН:

S нг min = Р З н min / cos j = 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА

Розглянемо два варіанти схем:

Рис.1 3 блоки на СН і 4 блоки на ВН

Розглядаємо 1-й варіант: 3 блоки на СН і 4 блоки на ВН.



S П min = S S ДБН - S нг min - S сн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА

S П max = S н max - S S ДБН + S сн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА

S па = S н max - (S S ДБН - S г1) + S сн = 4470,59 - (3333 - 1111) + 166,65 = 2415,24

МВА

де:

S сн - потужність власних потреб;

S г1 - потужність одного генератора;

S П min - мінімальна потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН;

S П max - максимальна потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН;

S па - потужність перетоків РУ СН ® РУ ВН при відключенні одного блоку;

S S ДБН - сумарна потужність генераторів на СН;

S нг min - мінімальна потужність навантаження на генератори СН;

S н max - максимальна потужність навантаження на генератори СН.

Розглядаємо 2-й варіант: 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН.

S П min = S S ДБН - S нг min - S сн = 4444 - 3764,7 - 222,2 = 457,1 МВА

S П max = S н max - S S ДБН + S сн = 4470,59 - 4444 + 222,2 = 248,79 МВА

S па = S н max - (S S ДБН - S г1) + S сн = 4470,59 - (4444 - 1111) + 222,2 = 1359,79

МВА

Рис.1 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН

Вибираємо 2-й варіант: 4 блоки на СН і 3 блоки на ВН, тому що згідно розрахунку в другому варіанті максимальні потужності перетоків РУ СН «РУ ВН в аварійному режимі (відключення одного блоку) виявилися нижчими майже вдвічі за значенням по відношенню до першого варіанту, що обумовлює вибір АТ із Л.3.

Розраховуємо потужність АТ:

S ат розр. = 1359,79 МВА

За літературі (3) вибираємо 1 групу однофазних АТ: АОДЦТН-417000/750/330

S н = 3 '417 МВА; ВН = 750 / кВ; СН = 330 / кВ

1.5 Визначення втрат у трансформаторах блоків і АТ

Визначаємо втрати в автотрансформатори.

Розмір втрат у трифазній групі однофазних двообмоткових трансформаторів визначається за формулою:

МВт × год / рік

де:

n - кількість паралельно працюючих трансформаторів;

S n - номінальна потужність трансформатора;

S nmax - максимальне навантаження трансформатора по графіку;

Р хх, Р кз - втрати потужності одного трансформатора потужністю S n;

Т Г - число годин використання потужності (7200 годин);

t max - час найбільших втрат (1% від Т Г).

Визначаємо втрати в трансформаторах блоку:

Розмір втрат у трифазні двохобмотувальні трансформаторі визначається за формулою:

на напругу 330 кВ:

МВт × год / рік

на напругу 750 кВ:

МВт × год / рік

1.6 Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ

Вибір провідників для ЛЕП на РУ-330 кВ:

де: n - кількість ліній.

За Л.3 вибираємо сталеалюміневий провідник АС 400/51

I доп. = 835 А.

Вибір провідників для ЛЕП на РУ-750 кВ:

де: n - кількість ліній.

За Л.3 вибираємо сталеалюміневий провідник АС 400/51

I доп. = 835 А.

1.7 Кількість з'єднань на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ

З причини того, що групи РТСН живляться від ВРП-330 і 150 кВ Запорізької ТЕС, що знаходиться в 2-х км від АЕС, то на РУ-330 кВ і РУ-750 кВ АЕС ми їх не враховуємо.

Кількість з'єднань на РУ 750 кВ:

n = n ЛЕП + n г + n пртсн + n секц. + n ат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8

Кількість з'єднань на РУ 330 кВ:

n = n ЛЕП + n г + n пртсн + n секц. + n ат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10

1.8 Вибір варіантів схем РУ всіх напруг

Схеми розподільчих пристроїв (РУ) підвищених напруг електричних станцій вибираються по номінальному напрузі, числу приєднань, призначенням і відповідальності РУ в енергосистемі, а також з урахуванням схеми прилеглої мережі, черговості та перспективи розширення.

Схеми РУ напругою 35 - 750 кВ повинні виконуватися з урахуванням вимог і норм технологічного проектування.

За наявності декількох варіантів схем задовольняють перерахованим вище вимогам перевага віддається:

  • більш простому і економічному варіанту;

  • варіанту, за яким потрібно найменшу кількість операцій з вимикачами а роз'єднувачами РУ підвищеної напруги при режимних перемиканнях виведення в ремонт окремих ланцюгів і при відключенні пошкоджених ділянок в аварійних режимах.

Розглянемо основні види схем, які застосовуються в схемах РУ330/750 кВ.

Схема № 1. Схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги (3 / 2).

Схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги (сх.1). У розподільних пристроях 330 - 750 кВ застосовується схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два ланцюги. Кожне приєднання включено через два вимикача У нормальному режимі всі вимикачі включені, обидві системи шин знаходяться під напругою Для ревізії будь-якого вимикача відключають його і роз'єднувачі, встановлені по обидва боки вимикача Кількість операцій для виведення у ревізію - мінімальне, роз'єднувачі служать тільки для відділення вимикача при ремонті , ніяких оперативних перемиканні ними не виробляють Переваги розглянутої схеми:

  • при ревізії будь-якого вимикача всі приєднання залишаються в роботі;

  • висока надійність схеми;

  • випробування вимикачів проводиться без операцій з роз'єднувачами. Ремонт шин, очищення ізоляторів, ревізія шинних роз'єднувачів проводяться без порушення роботи ланцюгів;

  • кількість необхідних операцій роз'єднувачами протягом року для виведення в ревізію по черзі всіх вимикачів, роз'єднувачів і збірних шин значно менше, ніж у схемі з двома робітниками і обхідний системами шин.

Недоліки даної схеми:

  • відключення КЗ на лінії двома вимикачами, що збільшує загальну кількість ревізій вимикачів;

  • дорожчання конструкції РУ при непарному числі приєднань, так як один ланцюг повинна приєднуватися через два вимикачі;

  • зниження надійності схеми, якщо кількість ліній не відповідає числу трансформаторів. У даному випадку до одному ланцюжку з трьох вимикачів приєднуються два однойменних елемента, тому можливо аварійне відключення одночасно двох ліній;

  • ускладнення релейного захисту;

  • збільшення кількості вимикачів в схемі.

Схема № 2. Схема з двома системами шин і чотирма вимикачами на три ланцюги.

Схема з двома системами шин і з чотирма вимикачами на три приєднання (сх.2). Найкращі показники схема має, якщо число ліній в 2 рази менше або більше числа трансформаторів.

Переваги схеми:

  • схема 4 / 3 вимикача на приєднання має всі достоїнства властиві полуторної схемі;

  • схема економічніша в порівнянні з полуторною схемою (1,33 вимикача на приєднання замість 1,5);

  • секціонування збірних шин потрібно тільки при 15 приєднання і більше;

  • надійність схеми практично не знижується, якщо до однієї ланцюжку будуть приєднані дві лінії і один трансформатор замість двох трансформаторів і однієї лінії;

  • конструкція ОРУ по розглянутій схемі досить економічна і зручна в обслуговуванні.

1.9 Техніко-економічний аналіз варіантів схем

1.9.1 Визначення втрат електроенергії від потоків відмов елементів схем РУ СН

Розрахунок проводимо за допомогою комп'ютерної програми, розробленої випускником УІПА 2000 Путілін А.М.

Розрахунок показників надійності головної схеми РУ СН (3 / 2)

Тип станції - АЕС; Uном, кВ - 330; Топ, год - 2,0

Обладнання

Параметр потоку відмов, 1/год

Час восст. після відмови Тв, ч.

Час на пл. ремонт Тр, год / рік

Вимикачі

0,2500

75

271

Система шин

0,0130

5

3

Одержано результати для вимикачів та систем шин:

Відмова

У період ремонту

W, 1/год

ВП / Тв

ОВ

Wнед, МВт год

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

Всього

50828,1736404471

Подальший розрахунок робимо аналогічно.

Розрахунок показників надійності головної схеми РУ СН (4 / 3)



Тип станції - АЕС; Uном, кВ - 330; Топ, год - 2,0

Обладнання

Параметр потоку відмов 1/год

Час восст. після відмови Тв, ч.

Час на пл. ремонт Тр, год / рік

Вимикачі

0,2500

75

271

Система шин

0,0130

5

3

Одержано результати для вимикачів та систем шин:

Відмова

У період ремонту

W, 1/год

ВП / Тв

ОВ

Wнед, МВт год

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

Всього

44091,0562127092

Розрахунок показників надійності головної схеми РУ ВН (3 / 2)

Тип станції - АЕС; Uном, кВ - 750; Топ, год - 2,0

Обладнання

Параметр потоку відмов, 1/год

Час восст. після відмови Тв, ч.

Час на пл. ремонт Тр, год / рік

Вимикачі

0,2500

75

271

Система шин

0,0100

6

5

Одержано результати для вимикачів та систем шин:

Відмова

У період ремонту

W, 1/год

ВП / Тв

ОВ

Wнед, МВт год

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

Всього

35548,0950403431

Розрахунок показників надійності головної схеми РУ ВН (4 / 3)



Тип станції - АЕС; Uном, кВ - 750; Топ, год - 2,0

Обладнання

Параметр потоку відмов, 1/год

Час восст. після відмови Тв, ч.

Час на пл. ремонт Тр, год / рік

Вимикачі

0,2500

75

271

Система шин

0,0100

6

5

Одержано результати для вимикачів та систем шин:

Відмова


W, 1/год

ВП / Тв

ОВ

Wнед, МВт год

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

Всього

32285,6627673157

1.9.2 Техніко-економічне зіставлення варіантів розглянутих схем.

Основним критерієм оптимальності обраного варіанту є мінімум приведених витрат З min.

З min = Р н + І + У, (грн. / рік)

де: Р н = 1 / Т н = 0,12 - нормативний коефіцієнт технічної ефективності;

Т н - нормативний термін окупності;

К - капітальні вкладення, необхідні для здійснення схеми, що визначаються за укрупненими показниками вартості обладнання (укрупнена вартість осередків РУ);

І - щорічні експлуатаційні витрати;

І = 0,063 К + 0,025 К + І піт. (Грн. / рік)

0,063 К - щорічні амортизаційні відрахування, які приймаються рівними 6,3% від капітальних вкладень (грн. / рік);

0,025 К - щорічні річні витрати на поточні ремонти і зарплату експлуатаційного персоналу, які приймаються рівними 2,5% від капітальних вкладень (грн. / рік);

І піт. - Річні витрати, викликані втратами електроенергії в електроустановках (грн. / рік);

У - збиток від недовиробіток електроенергії.

У = W тижнів тиж,

З тижнів - вартість недовиробіток (= 0,12 грн / кВт год)

РУ-330 кВ (3 / 2)

З min = Р н + І + У =

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

= 6530180 грн

РУ-330 кВ (4 / 3)

З min = Р н + І + У =

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

= 6127253 грн

РУ-750 кВ (3 / 2)

З min = Р н + І + У =

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

= 5393963 грн

РУ-750 кВ (4 / 3)

З min = Р н + І + У =

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

= 4908455 грн

На підставі розрахункових даних за приведеними витратами вибираємо:

  • для ОРУ-330 кВ схема 4 / 3;

  • для ОРУ-750 кВ схема 4 / 3.



2. Проектування електропостачання власних потреб блоку АЕС

2.1 Схеми електропостачання споживачів власних потреб

2.1.1 Принципи побудови схеми

Принципово новою, притаманною тільки ядерній енергетиці проблемою забезпечення розхолоджування, при експлуатації АЕС особливо в умовах аварійного забезпечення та порушення зв'язку з енергосистемою. При цьому надійне функціонування всього комплексу пристроїв нормальної експлуатації, захисних і локалізують пристроїв істотно залежить від побудови електричної частини АЕС та надійності використовуваного електрообладнання.

Характерною особливістю АЕС, яка надає першорядний вплив на принцип побудови схем електропостачання споживачів с.н., вибір джерел живлення і кратності їх резервування, є наявність залишкових тепловиділень в активній зоні після спрацьовування навіть самої швидкодіючої аварійного захисту. Ці тепловиділення обумовлені наявністю запізнілих нейтронів, радіоактивним витратою продуктів поділу, що накопичилися в процесі роботи реактора, і енергією, акумульованої в ядерному пальному, теплоносії, сповільнювачі і в елементах конструкції. Незалежно від причини аварійної зупинки реактора його розхолоджування повинно здійснюватися безвідмовно, включаючи і випадки зникнення напруги в мережі с.н. від основних та резервних джерел електропостачання, пов'язаних з мережею енергосистеми.

2.1.2 Класифікація споживачів за надійністю живлення

За вимогами, пред'явленими до надійності електропостачання, споживачі власних потреб АЕС поділяються на три групи:

Перша група - споживачі, що пред'являють підвищені вимоги до надійності електропостачання, що не допускають за умовами безпеки перерв харчування більш ніж на частки секунди у всіх режимах, включаючи режим повного зникнення напруги змінного струму від робочих і резервних трансформаторів власних потреб. Споживачі першої групи вимагають обов'язкового харчування після спрацьовування аварійного захисту (АЗ) реактора.

До споживачів першої групи відносяться системи контрольно-вимірювальних приладів і автоматики; прилади технологічного контролю реактора і його систем; система центрального контролю за технологічним процесом блоку; деякі системи радіаційного контролю; електроприводи швидкодіючих каналів і відсічною апаратури, що забезпечують вступ в роботу систем розхолоджування і локалізації аварії , а також частина аварійного освітлення; оперативні ланцюга управління, захисту та сигналізації; аварійні маслонасоси турбогенератора і ущільнення вала генератора.

Друга група - споживачі, які не пред'являють підвищених вимог до надійності електропостачання, що допускає перерву в харчування на час автоматичного введення резерву (АВР), і не потребує обов'язкової наявності харчування після спрацювання АЗ реактора.

До споживачів другої групи відносяться механізми, що забезпечують розхолодження реактора і локалізацію аварії в різних режимах, включаючи режим максимальної проектної аварії (МПА) і охолоджуючі ГЦН, частина спецвентіляціі та аварійного освітлення, частина споживачів туброгенераторов, що забезпечують їх надійний останов і збереження при аварійному знеструмленими, системи біологічної і технологічної дозиметрії.

Третя група споживачів на АЕС еквівалентна звичайним споживачам першої категорії за правилами улаштування електроустановок.

До споживачів третьої групи відносяться електроприводи ГЦН, а також велика частина навантаження власних потреб АЕС, що забезпечують основний технологічний процес на блоці.

Згідно роз'яснення «Харьковенергопроект» № 15-20/3836 від 25.06.98г. «Про класифікацію електроприймачів власних потреб АЕС за групами і категоріями» зазначається наявна взаємна проблема діючих нормативних документів у частині визначень категорій і груп споживачів с.н. АЕС. Вона пов'язана, в основному, з нечіткістю визначення споживачів першої і другої групи в п.10.13 «Правил технологічного проектування АЕС з ВВЕР», згідно з яким всі споживачі першої та другої груп однозначно віднесені до системи, що забезпечує безпеку. Оскільки чіткий поділ на групи споживачів з / потреб нормальної експлуатації в нормативних документах відсутня. Принципи класифікації споживачів, прийняті у проектній практиці «Харьковенергопроект»:

1. За класифікацією ПУЕ всі споживачі с.н. АЕС відносяться до I категорії електропостачання, а частина споживачів, що забезпечується живленням від автономних джерел (перша і друга групи), відноситься до особливої ​​групи I категорії.

2. Основною ознакою, по якому виробляється поділ споживачів с.н. АЕС на групи, є допустимий перерву електропостачання.

До першої групи належать споживачі систем постійного струму і безперебійного живлення змінного струму, для яких проектними рішеннями забезпечується перерву харчування не більше, ніж на частки секунди.

До другої групи належать споживачі систем надійного електропостачання, для яких забезпечується перерву харчування не більше, ніж на десятки секунд, в тому числі і при знеструмленому блоку.

До третьої групи належать споживачі, для яких допускаються перерву харчування на час АВР і втрата харчування при знеструмленому блоку.

3. Залежно від призначення, споживачі і живлять їх системи с.н. діляться на споживачів систем безпеки, що живляться від системи аварійного електропостачання (САЕ), і споживачів с.н. нормальної експлуатації.

4. Таким чином, на АЕС можуть бути:

  • споживачі першої групи САЕ;

  • споживачі другої групи САЕ;

  • споживачі першої групи нормальної експлуатації;

  • споживачі другої групи нормальної експлуатації (тільки для блоків, що мають РДЕСО);

  • споживачі третьої групи нормальної експлуатації.

5. Крім того, споживачі с.н. класифікуються за впливом на безпеку відповідно до ОПБ-88.

2.1.3 Мережі і живлять напруги

На електростанції передбачається наступні мережі електропостачання споживачів власних потреб:

  • мережі 6 кВ і 380/220 В, 50 Гц надійного живлення другої групи для живлення споживачів, терплять перерву в харчування на час від 15 с до кількох хвилин;

  • мережі 380/220, 50Гц надійного харчування першої групи для живлення споживачів, що не допускають перерви живлення або допускають короткочасної перерви в харчуванні;

  • мережа 6 кВ, 50 Гц для живлення інших споживачів, які не пред'являють спеціальних вимог до харчування;

  • мережа 380/220 В, 50 Гц для живлення інших споживачів, які не пред'являють спеціальних вимог до харчування.

Електродвигуни потужністю 200 кВт і вище, а також знижують трансформатори 6 / 0, 4 кВ підключаються до відповідних мереж 6 кВ. Електродвигуни менше 200 кВт, а також мережі зварювання, освітлення та електродвигуни засувок підключаються до мережі 0,4 - 0,23 кВ.



2.1.4 Джерела живлення

Для споживачів власних потреб АЕС першої, другої і третьої груп передбачається номінальне робітники і резервне живлення від двох незалежних джерел живлення, пов'язаних з мережею енергосистеми, від робітників і резервних трансформаторів власних потреб.

Для споживачів першої і другої груп, крім перерахованих джерел, в аварійному режимі передбачається додаткове електропостачання від спеціально встановлених аварійних джерел, не пов'язаних з мережею енергосистеми (дизель-генератори і акумуляторні батареї).

2.1.5 Приєднання трансформаторів власних потреб

Для споживачів власних потреб здійснюється від трансформаторів, підключених до відгалуження блоку генератор - трансформатор. Ця схема з безпосередньою електричної зв'язком власних потреб з мережею енергосистеми, є найбільш простим рішенням, яке отримало широке поширення. Недоліком такої схеми є залежність напруги і частоти в схемі власних потреб від режиму енергосистеми. Надійність і стійкість даної схеми забезпечується:

Широким застосуванням у системі власних потреб асинхронних електродвигунів з короткозамкненим ротором, пуском їх від повного напруги в мережі без всяких регулюючих пристроїв;

Успішним самозапуск електродвигунів при відновленні напруги після відключення коротких замикань в системі та в мережі власних потреб;

Застосуванням швидкодіючих релейних захистів і вимикачів на всіх елементах системи та приєднання власних потреб;

Широким впровадженням пристроїв системної автоматики (автоматична частотна розвантаження, автоматичне введення резервного живлення і резервних механізмів власних потреб, автоматичне регулювання і Формування збудження генераторів.)

Рис.2.1. Схема живлення власних потреб від генератора та енергосистеми

Резервні трансформатори власних потреб приєднуються до постійного джерела живлення розташованому поблизу АЕС напругу 330 кВ.

2.1.6 Живлення споживачів III групи секцій нормальної експлуатації

Розподільні пристрої власних потреб виконуються з одного секціонованими системою збірних шин і одним вимикачем на приєднання.

Число секцій збірних шин власних потреб нормальної експлуатації вибирається залежно від числа ГЦН, потужності і числа робочих трансформаторів власних потреб. Приймаються чотири секції 6 кВ BA, BB, BC, BD.

Кожна робоча секція має введення від резервної магістралі 6 кВ секцій BL, BM, BP, BN від резервного трансформатора власних потреб (РТСН).

Мережа 380/220 В передбачена з заземленою нейтраллю. На блок передбачається п'ятнадцять секцій 0,4 кВ нормальної експлуатації. З них:

  • чотири секції блокові CA, CB, CM, CN;

  • дві секції - компенсатора об'єму CC, CD;

  • шість секцій - нормальної експлуатації реакторного відділення CPI (II), CQI (II), CTI (II);

  • дві секції - силового навантаження СУЗ - CE, CF;

  • одна секція харчування випрямлячів общеблочних АБП CG.

Для живлення даних секцій встановлюються трансформатори напруга 6 / 0, 4 кВ.

Резервне живлення блокових секцій 0,4 кВ забезпечується від резервного трансформатора 6 / 0, 4 кВ утворить секцію CR. При цьому резервний трансформатор даного блоку отримує харчування з секції 6 кВ іншого блоку.

2.1.7 Живлення споживачів II групи надійності общеблочних секцій

Живлення секцій 6 кВ общеблочних споживачів (секції B J і B K) здійснюється в нормальному режимі від секцій нормальної експлуатації BA і BD.

Секції 0,4 кВ CJ, CK заживлені від секцій B J і B K через відповідні їм робочі трансформатори BU31, BU34.

2.1.8 Живлення споживачів I групи надійного живлення 0,4 кВ

Споживачі 0,4 кВ I групи надійності отримують живлення від щитів постійного струму 220 В, через статичні агрегати безперебійного живлення (АБП) напругою 380/220 В.

При цьому, в нормальному режимі харчування здійснюється через випрямний пристрій, підключений до мережі 6 кВ через понижуючий трансформатор силовий 6 / 0, 4 - 0,23, а в аварійному режимі від акумуляторної батарей. Для живлення споживачів 0,4 кВ I групи надійності в машинному залі встановлюється два АБП.

Секції споживачів I групи збираються з шаф терісторних ключів вимикаючих з природною комутацією (ТКЕО) і переключающих (ТКЕП).

ТКЕО і ТКЕП отримують живлення від інверторів. Резервне живлення споживачів ТКЕП отримують від секції 0,4 кВ нормальної експлуатації.

2.1.9 Схема постійного струму

На блок передбачаються акумуляторні батареї з номінальним напруга 220 В (на кожен АБП одна батарея). Батареї служать для забезпечення живлення аварійної навантаження. Кожна з батарей розрахована на забезпечення 100% навантаження споживачів даного щита постійного струму ЩПС. Взаємні зв'язку передбачені між ЩПС общеблочнимі і УВС.

Акумуляторні батареї працюють в режимі постійного підзаряду. При цьому на кожному елементі підтримується напруга 2,15 ¸ 2,2 В. підзаряд акумуляторних батарей забезпечується через випрямляч, який є складовою частиною АБП.

Для відшукання "землі" на кожному щиті передбачається окреме випрямний пристрій (ВАЗП).

2.2 Вибір трансформаторів власних потреб

2.2.1 Загальні положення

Потужність робочого трансформатора власних потреб блоку вибирається на підставі підрахунку дійсної навантаження секцій, що живляться цим трансформатором, з урахуванням як блокової, так і загальностанційне навантаження.



Рис.2.2 Схема електропостачання споживачів 3-групи секцій нормальної експлуатації 6 і 0,4 кВ блоку

Рис.2.3 Схема живлення споживачів 2-групи надійного живлення общеблочних секцій 6 і 0,4 кВ

Рис.2.4 Схема надійного живлення 0,4 / 0,23 кВ 1-групи надійності



Багато механізмів власних потреб є резервними, як, наприклад, дубльовані конденсатні насоси, резервні живильні електронасоси. Частина механізмів працює періодично: насос кислотної промивки, протипожежні, крани, зварювання, освітлення. Крім того, потужність двигунів механізмів вибирається з деяким запасом з урахуванням погіршення властивостей агрегатів у процесі експлуатації каталожні потужності електродвигунів також зазвичай більше розрахункових, необхідних на валу

У результаті визначення дійсної навантаження трансформатора власних потреб виявляється дуже складним, і назвати їх реальне навантаження можна лише на підставі досвіду експлуатації. Тому для визначення потужності трансформаторів власних потреб користуємося наближеним методом [3], згідно з яким перехід від потужності механізму до потужності трансформатора проводиться шляхом множення сумарної потужності всіх механізмів на усереднені коефіцієнти перерахунку, прийняті інститутом "Теплоенергопроект" (м. Москва) на основі досвіду експлуатації і проведених випробувань.

2.2.2 Вибір трансформаторів 6/0.4

У сумарній потужності механізмів враховуються і потужності всіх резервних і нормально працюючих механізмів і трансформаторів. Відповідно до цього потужність трансформаторів власних потреб 6 / 0, 4 кВ визначимо за формулою:

де ΣP 'дв, ΣP "дв - суми потужностей, кВт, електродвигунів потужністю більше 75 і менше 75 кВт відповідно, підключених до трансформатора;

Σ P задв - сума потужностей електродвигунів засувок і колонок дистанційного управління, кВт;

Σ P осв - сумарне навантаження приладів освітлення та електронагрівачів, кВт.

Для живлення споживачів 0,4 кВ секції надійного живлення 2-категорії (CV01) приймаємо до установки трансформатор ТСЗС-1000/10: трифазний, з сухою ізоляцією, з природним повітряним охолодженням при захищеному виконанні, потужністю 1000 кВ · А. Каталожні дані трансформатора наведені в таблиці

Таблиця 2.1

Дані трансформатора

Тип

S ном,

кВ · А

Напруга обмотки, кВ

P Х.Х.

P К.З.

U кз,%

I хх,%



ВН

НН





ТСЗС-1000/10

1000

6

0,4

3000

12000

8

2

2.2.3 Вибір трансформаторів 24 / 6,3-6,3 кВ

Знаючи значення потужностей трансформаторів 6 / 0, 4 кВ та електродвигунів 6 кВ, визначимо розрахункове навантаження секцій 6 кВ за формулою:

де Σ P дв, 6 - сума розрахункових потужностей на валу всіх встановлених механізмів з електродвигунами 6 кВ.

Σ S Т.0, 4 - сума всіх приєднаних потужностей трансформаторів 6 / 0, 4 кВ включаючи резервні і нормально працюють.

Результати розрахунків зводимо в таблицю

Таблиця 2.2

Вибір трансформаторів власних потреб 6 / 0, 4 кВ

п.п.

Оперативне найменування

Приєднання

Розрахункова потужність, кВт

Каталожна потужність трансформатора, кВ · А

Трансформатори блоку

1

BU 01

Секція CA

916,3

1000

2

BU 02

Секція CB

903,2

1000

3

BU 03

Секція CM

908,4

1000

4

BU 04

Секція CN

910,6

1000

5

BU 05

Секція CV 01

833,3

1000

6

BU 06

Секція CW 01

896,5

1000

7

BU 07

Секція CX 01

824,7

1000

8

BU 08

Секція CC

836,6

1000

9

BU 09

Секція CD

848,4

1000

10

BU 10

Секція CR

916,3

1000

11

BU 11

Секція CE

307,2

400

12

BU 12

Секція CF

312,4

400

13

BU 14

АБП 2-с.б.

334,6

400

14

BU 15

АБП 3-с.б.

334,6

400

15

BU 16

АБП 1-с.б.

334,6

400

16

BU 17

АБП УВС

170,3

250

17

BU 18

АБП общ.блоч.

210,9

250

18

BU 19-1

Секція CP -1

743,5

1000

19

BU 19-2

Секція CP -2

750,1

1000

20

BU 21-1

Секція CQ -1

742,3

1000

21

BU 21-2

Секція CQ -2

749,1

1000

22

BU 22-1

Секція CT -1

754,4

1000

23

BU 22-2

Секція CT -2

756,6

1000

24

BU 23

Секція CU 01

824,5

1000

25

BU 24

Секція CU 02

824,5

1000

26

BU 25

Секція CU 03

824,5

1000

27

BU 26

Секція CV 02

836,7

1000

28

BU 27

Секція CW 02

889,6

1000

29

BU 28

Секція CX 02

832,1

1000

30

BU 29

Секція CG

746,2

1000

31

BU 31

Секція CJ 01

719,7

1000

32

BU 32

АБП общ.блоч.

180,4

250

33

BU 34

Секція CK01

705,3

1000

34

BU 37

Секція CU 04

196,2

250

Таблиця 2.3

Споживачі общеблочних секцій 6 кВ, BJ, BK.

Приєднання

Найменування

Навантаження BJ

Навантаження BK

1

Насос гідростатичного підйому ротора

SC 91 D

315

315

2

Підживлюючий насос (допоміжний)

RL 51 D

800

800

3

Підживлюючий насос

TK 21 D

800

800

4

Насос водопостачання РДЕС

VH 10 D

250

250

5

Трансформатор 6 / 04 кВ, невідповідальних споживачів CJ, CK

BU 31

1000

1000

6

Трансформатор 6 / 04 кВ, АБП (УВС)

BU 17

250

-

7

Трансформатор 6 / 04 кВ, АБП (общеблочний)

BU 18

-

250

8

Трансформатор 6 / 04 кВ, РДЕС

BU 37

250

-

РАЗОМ:

3298,5 кВ · А

3075,5 кВ · А

1. Вибір трансформатора 24 / 6,3 - 6,3 кВ

Для забезпечення надійної роботи устаткування машинного залу АЕС необхідно звертати особливу увагу на експлуатацію ЕД, важливих для збереження основного технологічного устаткування АЕС. Перелік ЕД, що впливають на збереження основного технологічного устаткування АЕС, наведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4

Електродвигуни, що впливають на збереження основного технологічного устаткування АЕС

Операт. наимен.

найменування

тип

U н, кВ

Р н, кВт

I н, А

1

2

3

4

5

6

7

YD 10 D 01

ГЦН

ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

YD 20 D 01


ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

YD 30 D 01


ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

YD 40 D 01


ВАЗ-215/109-6АМ05

6,0

8000

880

RW 51 D 11

конденсатний насос ТПН

4А180М-4

0,4

22

41,2

RW 51 D 21


4А180М-4

0,4

22

41,2

RW 52 D 11


4А180М-4

0,4

22

41,2

RW 52 D 21


4А180М-4

0,4

22

41,2

SC 10 D 11

маслонасос змащення турбіни

4А180 S -4

0,4

110


SC 10 D 21


4А180 S -4

0,4

110


SC 10 D 31


4А180 S -4

0,4

110


CS 51 D 41

маслонасоси регулювання ТПН

4А225М-2

0,4

55

110

CS 51 D 42


4А225М-2

0,4

55

110

CS 52 D 41


4А225М-2

0,4

55

110

CS 52 D 42


4А225М-2

0,4

55

110

SE 80 D 01

маслонасоси регулювання турбіни

А 03-315S-2

0,4

160


SE80D02


А 03-315S-2

0,4

160


SE80D03


А 03-315S-2

0,4

160


SS11D01

насос охолодження обмотки статора

А0101-4МУ2

0,4

125


SS 12 D 01


А0101-4МУ2

0,4

125


SU 11 D 01

маслонасоси ущільнень вала генератора

А02-81-2

0,4

40


SU 12 D 01


А02-81-2

0,4

40


SU 13 D 01


А02-81-2

0,4

40


RM 11 D 01

Конденсатний насос

(КЕН) 1-го ступеня

ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

RM 12 D 01


ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

RM 13 D 01


ВАН118/51-8УЗ

6,0

1000

119

RM 41 D 01

Конденсатний насос

(КЕН) 2-го ступеня

2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

RM 42 D 01


2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

RM 43 D 01


2АЗМ-1600/6000УХЛ4

6,0

1800

180

R N 72 D 01

Зливний насос ПНД-1

АВ114-4М

6,0

320

36,7

R N 73 D 01


АВ114-4М

6,0

320

36,7

R N 74 D 01


АВ114-4М

6,0

320

36,7

R N 52 D 01

Зливний насос ПНД-3

АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

R N 53 D 01


АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

R N 54 D 01


АОВ2-14-41У3

6,0

500

57

ST 11 D 01

Насос замкнутого

контуру ОГЦ

А13-46-6-УХЛ4

6,0

630

73

ST 12 D 01


А13-46-6-УХЛ4

6,0

630

73

S С91 D 01

Насос гідроподйому ротора

А12-35-6

6,0

315

38

S С92 D 01


А12-35-6

6,0

315

38

SU 91 D 11 ¸ 61

Маслонасоси КЕН 2-го ступеня

4А90 L / 4

0,4

2,2

4

VC 20 D 01

Насос невідповідальних споживачів групи "В" (БНС)

ВАН143-41-10-У3

6,0

1000

121

VC 20 D 02


ВАН143-41-10-У3

6,0

1000

121

VC 10 D 01

(1-я швидкість)

Циркуляційні насоси БНС

ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

VC 10 D 01

(2-а швидкість)


ДВДА -260/99-20-24

6,0

2500

387

1

2

3

4

5

6

7

VC10D02 (I)

Циркуляційні насоси БНС

ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

VC 10 D 02 (II)


ДВДА -260/99-20-24

6,0

2500

387

VC10D03 (I)


ДВДА-260/99-20-24

6,0

4000

580

VC 10 D 03 (II)


ДВДА-260/99-20-24

6,0

2500

387

VC 21 D 11

Підйомний насос маслоохолоджувачів

А12-52-8-УХЛ4

6,0

630

73

VC 22 D 11


А12-52-8-УХЛ4

6,0

630

73

RL 51 D 01

Допоміжний

живильний насос

4АЗМ-800/6000УХЛ4

6,0

800

90

RL 52 D 01


4АЗМ-800/6000УХЛ4

6,0

800

90

RU 21 D 01

Конденсатний насос ПСВ

АВ113-4М

6,0

250

29

RU 22 D 01


АВ113-4М

6,0

250

29

UM 11 D 01

Мережевий насос (зимовий)

А4-400У-4УЗ

6,0

630

73

UM 12 D 01


А4-400У-4УЗ

6,0

630

73

RB 61 D 01

Насос зливу сепаратний

АОВ2-14-41УЗ

6,0

500

57

RB 62 D 01


АОВ2-14-41УЗ

6,0

500

57

UJ 10 D 01

Пожежний насос БНС

АВ113-4М

6,0

250

29

UJ 10 D 02


АВ113-4М

6,0

250

29

VH 10 D 03

Насос технічної води БНС

АВ113-4М

6,0

250

29

VH 10 D 04


АВ113-4М

6,0

250

29

Знаючи значення потужностей трансформаторів 6 / 0, 4 кВ та електродвигунів 6 кВ, визначимо розрахункове навантаження секції 6 кВ за формулою:

S Т6 = 0,9 (ΣР дв6 + ΣS т.0, 4)

де ΣР дв6 - сума розрахункових потужностей на валу всіх встановлених механізмів з електродвигунами 6кВ;

Σ S т.0, 4 - сума всіх приєднаних потужностей трансформаторів 6 / 0, 4 кВ включаючи резервні і номінально не працюють.

Результати розрахунків зводимо в таблицю № 2.5

Таблиця № 2.5


Найменування устаткування

Р д.ном, кВт

S ном.т, кВА

Секції нормальної експлуатації.

Секція ВА

1

Головний циркуляційний насос

8000


2

Насос тих. Води не відп. споживачів

1000


3

Насос подачі води на градирню

4000


4

Насос підйомний

320


5

Зливний насос

500


6

Мережевий насос

630


7

Трансформатор секції CP -1 і CP -2


1000

8

Трансформатор секції СА


1000


Сумарна потужність

14450

2000

Секція ВВ

1

Головний циркуляційний насос

8000


2

Насос подачі води на градирню

4000


3

Насос циркуляційний двошвидкісний

4000


4

Конденсатний насос першого ступеня

1000


5

Конденсатний насос другого ступеня

1600


6

Зливний насос ПНД-3

500


7

Зливний насос ПНД-1

315


8

Підйомний насос

320


9

Мережевий насос

630


10

Трансформатор секції СТ-1 та СТ-2


1000

11

Трансформатор секції СУЗ (РЄ)


400

12

Трансформатор секцій CQ -1 і CQ -2


1000

13

Трансформатор секції СС


1000

14

Трансформатор секції СВ


1000


Сумарна потужність

20365

4400

Секція НД

1

Головний циркуляційний насос

8000


2

Насос подачі води на градирню

4000


3

Циркуляційний насос двухскоросной

4000


4

Конденсатний насос першого ступеня

1000


5

Конденсатний насос другого ступеня

1600


6

Зливний насос ПНД-3

500


7

Зливний насос ПНД-1

315


8

Насос замкнутого контуру ОГЦ

630


9

Насос тих. води не відп. споживачів

1000


10

Конденсатний насос ПСВ

850


11

Підживлюючий насос

800


12

Зливний насос сепаратора турбіни

300


13

Трансформатор секції СТ-1 ІСТ-2


1000

14

Трансформатор секції СМ


1000

15

Трансформатор секції CR


1000


Сумарна потужність

22995

3000

Секція ВД

1

Головний циркуляційний насос

8000


2

Насос подачі води на градирню

4000


3

Конденсатний насос першого ступеня

1000


4

Конденсатний насос другого ступеня

1600


5

Зливний насос ПНД-1

315


6

Насос замкнутого контуру ОГЦ

630


7

Насос тих. води не відп. споживачів

1000


8

Конденсатний насос ПСВ

850


9

Зливний насос сепаратора турбіни

300


10

Циркуляційний насос

4000


11

Трансформатор секції СУЗ (С F)


400

12

Трансформатор секції З G


1000

13

Трансформатор секції СД


1000

14

Трансформатор секцій З Q -1 і З Q -2


1000

15

Трансформатор секцій СР-1 ІСР-2


1000

16

Трансформатор секції З N


1000


Сумарна потужність

21695

5400

Секції надійного живлення общеблочних споживачів

Секція BJ

1

Насос гідростатичного підйому ротора

250


2

Насос підживлюючий

800


3

Допоміжний живильний насос

850


4

Трансформатор секції З J


1000

5

Трансформатор общеблочного АБП


250


Сумарна потужність

1900

1250

Секція ВК

1

Насос гідростатичного. підйому ротора

250


2

Насос підживлюючий

800


3

Трансформатор АБП УВС


250

4

Трансформатор секції СК


1000

5

Трансформатор общеблочного АБП


250


Сумарна потужність

1050

1500

Секції систем безпеки реакторного відділення

Секції BV (BW, BX)


Сумарна потужність

4330

2630

Таблиця № 2.6

Розподіл навантажень трансформаторів власних потреб блоку

№ №

Найменування струмоприймача

Каталожна потужність

К-сть приєднань

Розподіл навантажень





Секція BE

Секція BF

Секція BG

Секція BH




Раб.

Рез.

К-сть

Потужність

К-сть

Потужність

К-сть

Потужність

К-сть

Потужність

1

Зливний насос ПНД3

500

2

1

1

500

-

-

1

500

1

500

2

Зливний насос ПНД1

315

2

1

-

-

1

315

1

315

1

315

3

Підйомний насос

320

1

1

1

320

-

-

1

320

-

-

4

Насос замкнутого контуру

630

1

1

-

-

1

630

-

-

1

630

5

Насос тих. води неответств. споживачів

1000

1

1

1

1000

-

-

-

-

1

1000

6

Конденсатний насос 2-го ступеня

1600

2

1

1

1600

-

-

1

1600

1

1600

7

Конденсатний насос 1-го ступеня

1000

2

1

1

1000

1

1000

1

1000

-

-

8

Зливний насос сепаратора турбіни.

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

Конденсатний насос ПСВ

850

1

1

1

850

-

-

1

850

-

-

12

Мережевий насос

630

1

1

-

-

1

630

-

-

1

630

13

Підживлюючий насос

800

1

-

-

-

-

-

-

-

1

800

14

Секції 6 кВ надійного живлення С.Б. РВ

6960

3

-

1

6960

1

6960

1

6960

-

-

15

Общеблочние секції 6 кВ надійного живлення BJ, BK

3665

2

-

1

3665

-

-

-

-

1

3665

16

Трансформатори 6 / 0, 4 кВ секції CP, CQ, CT

1000

6

-

1

1000

2

1000

1

1000

2

1000

17

Трансформатори 6 / 0, 4 кВ, секції на М.З. CA, CB, CM, CN, CR

1000

4

1

2

1000

1

1000

1

1000

1

1000

18

Трансформатори 6 / 0, 4 кВ, секції CC, CD

1000

2

-

-

-

1

400

-

-

1

400

19

Трансформатори СУЗ

400

2

-

-

-

1

400

-

-

1

400

20

Трансформатори 6 / 0, 4 кВ, секції общ.АБП

1000

1

-

-

-

-

-

1

1000

-

-

21

Секції 6 кВ BE, BG

1250 /

8150

2

-

-

-

1

8250

-

-

1

8250

Разом на секцію

31195

34185

30845

33440

Розрахункове навантаження на секцію

28075,5

30766,5

27760,5

30096

Розрахункове навантаження на трансформатор

58842

57856,5

Потужність 63000кВА; U ВН = 24 кВ; U ПН = 6,3 - 6,3 кВ.

За умовами обмеження струмів К.З. у мережі власних потреб трансформатор прийнятий з розщепленою обмоткою низької напруги.

Застосування трансформаторів меншої потужності неможливо тому перенавантаження трансформаторів власних потреб неприпустима.

Таблиця 2.7

Дані трансформатора ТРДНС-63000/35

Тип

S ном, МВ · А

Напруга обмотки, кВ

P Х.Х.

P К.З.

U кз,%

I хх,%



ВН

НН





ТРДНС-63000/35

63

36,75

6,3-6,3

44

250

12,7

0,45

За умовами обмеження струмів к.з. у мережі власних потреб прийнятий до установки трансформатор з розщепленою обмоткою низької напруги. Застосування трансформаторів меншої потужності не можливо, тому що перевантаження трансформаторів власних потреб не припустима.

2.2.4 Вибір резервних трансформаторів власних потреб 330 / 6,3-6,3 кВ

Залежно від числа блоків генератор-трансформатор і наявності генераторних вимикачів регламентується число резервних трансформаторів власних потреб. Згідно / 5 / при числі блоків дорівнює чотирьом і наявності генераторних вимикачів приймаємо два резервних трансформатора власних потреб.

Приймаються до установки трансформатор типу ТРДНЦ - 63000/330, трифазний з розщепленою обмоткою нижнього напруги, з пристроєм РПН.

Каталожні та технічні дані трансформатора ТРДНЦ - 63000/330 зведені в таблицю 2.8

Таблиця 2.8

Дані трансформатора ТРДНЦ - 63000/330

Тип

S ном, МВ · А

Напруга обмотки, кВ

P х.х.

P к.з.

U кз,%

I хх,%



ВН

НН





ТРДНЦ-63000/330

63

330

6,3-6,3

100

230

11

0,8

2.3 Розрахунок самозапуску електродвигунів власних потреб на 6 кВ блоку

2.3.1 Основні положення

Під самозапуск розуміють процес автоматичного відновлення нормального режиму роботи електродвигунів механізмів власних потреб після короткочасного порушення електропостачання, викликаного зникненням або глибоким зниженням напруги живлення. Короткочасна перерва живлення електродвигунів спостерігається при відключенні робочого живлення і перехід на резервне джерело. Короткочасне глибоке зниження напруги виникає при близьких кз до системи власних потреб електростанції.

Після відключення живлення або глибокої посадки напруги відбувається зниження частоти обертання електродвигунів під дією моменту опору. При чому цей процес можна розділити на кілька стадій:

  • в перший момент зникнення напруги спостерігається груповий вибіг агрегатів с.н., при якому з-за їх взаємного впливу частота обертання знижується з однаковою швидкістю;

  • надалі відповідно з механічними характеристиками відбувається індивідуальний вибіг агрегатів власних потреб.

При подачі напруги харчування здійснюється режим власне самозапуску електродвигунів, коли частота обертання зростає, самозапуск буде успішним, якщо агрегати власних потреб, що беруть участь в цьому режимі, розгорнуться до робочої частоти обертання за допустимий час.

Успішність самозапуску залежить від часу перерви живлення, параметрів мережі живлення, сумарної потужності не відключених електродвигунів і їх завантаження, механічних характеристик механізмів та інших факторів.

2.3.2 Розрахункові і допустимі умови режиму самозапуску

При розрахунках режиму самозапуску електродвигунів механізмів власних потреб повинні використовуватися конкретні дані і реальні режими роботи устаткування

Час перерви живлення власних потреб для АЕС вибирається, як правило, дорівнює:

0,7 секунд - при відключенні робочого джерела живлення дією швидкодіючої релейного захисту або в разі помилкового відключення його оперативним персоналом,

1,5 сек - при відключенні робочого джерела дією його максимального струмового захисту,

2,0 сек - при відключенні трансформатора с.н., що має на стороні низької напруги дві і більше обмоток, дією максимального струмового захисту встановленої на стороні високої напруги

Тривалість самозапуску, як правило, не повинна перевищувати для блокових електростанцій з турбогенераторами потужністю 160МВт і більше, а до таких належать АЕС, 20 секунд. Ця величина визначається умовами збереження технологічного режиму блоку.

Неуспішність самозапуску механізмів власних потреб супроводжується спрацьовуванням технологічних захистів через зниження від нормованих значень технологічних параметрів: витрат в 1 і 2 контурах, тиску в другому контурі, витрат циркуляційної води в конденсаторах турбіни, тиску масла в системах змащення турбін, генератора, живильного насоса, ГЦН і т.д.

У проектах електростанцій виявлення успішності самозапуску електродвигунів напругою 6 кВ здійснюється за методом пов'язаному з визначенням початкової напруги на висновках електродвигунів в перший момент власне режиму самозапуску. Приймається, що самозапуск буде успішним, якщо початкова напруга на електродвигунах після включення резервного джерела живлення складе не менш 0.6-0,65 U ном.

Якщо в результаті розрахунку виявилося, що початкова напруга нижче мінімально допустимого, то необхідно провести розрахунок успішності самозапуску, із залученням більш точних методів.

Для забезпечення успішності самозапуску електродвигунів с.н. рекомендується в якості додаткових заходів:

відключення електродвигунів невідповідальних механізмів власних потреб:

вибір підвищеної напруги на низькій стороні ТСН (I. IUnoм);

зниження напруги к.з. ТСН;

використання пристрою форсировки напруги на період самозапуску.

Для АЕС з реакторами ВВЕР-1000 визначено найбільш ймовірні режими самозапуску від резервного трансформатора власних потреб:

  • самозапуск АТ однієї секції в результаті автоматичного включення резерву від помилкового відключення вимикача робочого вводу живлення власних потреб,

  • самозапуск одночасно з чотирьох секцій в результаті відключення енергоблоку та посадки стопорних клапанів турбіни.

При цьому РТСН або ПРТСН може мати включений навантаження.

Самозапуск АТ одночасно трьох секцій може бути лише у випадку відмови у включенні одного з вимикачів резервного живлення при АВР одночасно чотирьох секцій Цей випадок не є розрахунковим.

Самозапуск одночасно з двох секцій малоймовірний оскільки виключається можливість помилкового відключення одночасно двох вимикачів робочого живлення, а пошкодження в трансформаторі робочого живлення С.Н призводить до відключення енергоблоку та самозапуск 4 секцій.

Після закінчення самозапуску електродвигунів однієї секції повинен бути відновлений нормальний режим роботи блоку

Після закінчення самозапуску електродвигунів 4 - х секцій, повинно відновлюватися напруга на шинах власних потреб для забезпечення нормального зупинки блоку. Для забезпечення успішного самозапуску у важких режимах, на АЕС передбачається відключення деяких електродвигунів. Відключенню підлягають найбільші електродвигуни, які не впливають на технологічний режим роботи блоку. Відключення, що беруть участь в самозапуск, механізмів проводиться від групового захисту мінімальної напруги з часом 2 ступені (3 ... 9 сек) при напрузі 0.5U ном і нижче.

Проектними організаціями визначено перелік механізмів с.н. блоку АЕС, які беруть участь у самозапуск. У цьому переліку визначена група механізмів, які підлягають відключенню для полегшення самозапуску при його затягуванні. Розглянемо основні механізми цього переліку:

п / п

Назва механізму

Кількість

S, кВт

Примітка

1

Циркуляційний насос (градирня)

1

4000

Відключення від захисту мінімальної напруги не передбачається

2

Циркуляційний насос конденсатора (двошвидкісний)

1

2500/4000












3

ГЦН

1

8000

захисту з часом 2-го ступеня 0,5 U ном і нижче (3 ¸ 9 сек)

2.3.3 Розрахунок початкової напруги режиму самозапуску

Розрахунок виконаний в математичному редакторі "Mathcad-8"

Номінальна напруга

Кратність пускового струму

Потужність

Коефіцієнт потужності

Провідність

Tрансформатор СН:

Tрансформатор блочний 330 кВ:

Tрансформатор блочний 750 кВ:

Розрахунок показує, що самозапуск електродвигунів буде успішним (Usz> 0,6 Un)

Розмірність величин, використовуваних при розрахунку:

Потужність Вт

Тока

СопротівленіеОм

Напруга

Проводімость1/Ом

2.4 Розрахунок струмів КЗ на шинах власних потреб

При короткому замиканні (к.з.) у системі власних потреб істотний вплив на характер процесу і значення струму надають групи електродвигунів включених поблизу місця пошкодження.

Для приводу механізмів власних потреб застосовуються в основному асинхронні електродвигуни з короткозамкненим ротором. При близькому короткому замиканні напруга на висновках двигунів виявляється менше їх ЕРС. Електродвигуни переходять в режим генератора, що посилає струм в місце пошкодження.

2.4.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кВ

Розрахунок струмів к.з. на збірних шинах 6 кВ ведемо за програмою GTCURR розробленої кафедрою електричних станцій МЕІ.

Виконуємо розрахунок струмів к.з. для всіх можливих схем живлення споживачів власних потреб.

а) Харчування секцій власних потреб від трансформатора власних потреб;

б) Харчування секцій власних потреб від резервних трансформаторів власних потреб;

2.4.2 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 0,4 кВ

У розрахунку струмів к.з. в електричних мережах до 1000 В необхідно враховувати активні опору кола, а саме активні опори струмових обмоток автоматичних вимикачів, контактів комутаційної апаратури і т.д.

Рис. 2.5 Розрахункова схема, харчування секції власних потреб від ТСН

в) Харчування секцій власних потреб від дизель-генераторів.

Рис. 2.6 Розрахункова схема, харчування секції власних потреб від РТСН

Рис. 2.7 Розрахункова схема, харчування секції власних потреб від дизель генератора.

Активний опір впливає на апериодических складову струмів к.з.

Зробимо розрахунок струмів к.з. на шинах секції CV01.

Рис.2.8 Розрахункова схема розрахунку струмів к.з. на збірних шинах секції 0,4 кВ, секції Cа.

Опір елементів схеми:

Активний опір трансформатора

де ΔP до - втрати к.з. в трансформаторі;

S ном.Т - номінальна потужність трансформатора.

Індуктивний опір трансформатора:

Опір трансформатора:

де x * - відносне опір елемента;

U ном - номінальна напруга елемента;

S ном - номінальна потужність елемента.

мОм; мОм

Опір шин знаходимо при среднегеометрической відстані між фазами:

Перехідний опір контактів рубильника визначимо по / 7 таб.5-12 /, r р = 0,06

Схема заміщення ланцюга для розрахунку к.з. в точці складається з ряду послідовно включених опорів, сумарний опір ланцюга становить:



Струм короткого замикання:

де U с.ном - номінальна напруга мережі.

Визначимо ударний струм к.з. від віддаленого турбогенератора,

при x Σ / r Σ = 14,68 / 3,236 = 4,536.

Ударний коефіцієнт - k уд = 1,52.

Тоді ударний струм в точці к.з. від генератора складе:

Визначимо ударний струм к.з. з урахуванням електродвигунів 0,4 кВ. Опору елементів ланцюга від електродвигунів до точки к.з. на шинах не враховуються, номінальний струм двигунів:

де ΣP - сумарна потужність електродвигунів одержують харчування від даної секції (), згідно таблиці № Х, ΣP = 610 кВт;

k пд - коефіцієнт корисної дії електродвигунів, рівний 0,94;

cos φ - коефіцієнт потужності електродвигунів, рівний 0,91.

сумарне значення ударного струму к.з. з урахуванням електродвигунів:



Таблиця 2.9

Розрахунок струмів к.з. на збірних шинах секцій 0,4 кВ блоку

п / п

Оперативне найменування секцій 0,4 кВ

Струм трифазного короткого замикання, I до, кА

Ударний струм к.з., i уд, кА

1

Секція CA

14,8

37,5

2

Секція CB

14,8

37,5

3

Секція CM

13,5

35,1

4

Секція CN

13,5

35,1

5

Секція CV 01

15,4

39,59

6

Секція CW 01

14,7

38,2

7

Секція CX 01

15,3

39,8

8

Секція CC

14,8

38,5

9

Секція CD

14,6

37,9

10

Секція CR

14,8

38,5

11

Секція CE

13,7

35,6

12

Секція CF

13,6

35,4

13

Секція CP -1

14,9

38,8

14

Секція CP -2

14,0

36,4

15

Секція CQ -1

14,5

37,7

16

Секція CQ -2

14,7

38,2

17

Секція CT -1

14,8

38,5

18

Секція CT -2

15,1

39,3

19

Секція CU 01-05

7,4

19,2

20

Секція CV 02

15,6

40,6

21

Секція CW 02

15,9

41,3

22

Секція CX 02

15,8

41,1

23

Секція CG

6,9

17,9

24

Секція CJ 01

15,6

40,6

25

Секція CK 01

15,7

40,8

26

Секція CJ 02

15,6

40,6

27

Секція CK 02

15,7

40,8



2.5 Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин РУ власних потреб

Всі елементи розподільного пристрою електричної станції повинні надійно працювати в умовах тривалих нормальних режимів, а також володіти достатньої термічної і динамічної стійкістю при виникненні найважчих коротких замикань.

2.5.1 Елементи КРУ 6 кВ

Вимикачі є основним комутаційним апаратом і служать для відключення і включення ланцюгів в різних режимах роботи.

Для електропостачання споживачів 6 кВ власних потреб вибираємо до установки комплектні розподільні пристрої (КРУ) серії КЕ-6.

Розрахунки за вибором КРУ представлені в таблиці № Х, КРУ серії КЕ-6 виконано у вигляді окремих металевих шаф, що складаються з трьох основних частин: каркас, висувна візок з вимикачем, релейний шафа КРУ укомплектовані викатними елементами.

Для живлення ланцюгів захисту мінімальної напруги, МТЗ з блокуванням по напрузі, схеми АВР секцій 6 кВ, на кожній секції 6 кВ встановлено трансформатори напруги типу НОЛ 08-6. Для живлення ланцюгів захистів і блокувань ГЦН встановлені трансформатори напруги типу ЗНОЛ 0.6. Заземлюючі ножі встановлені в комірці КЕ-6.

2.5.2 Розрахункові умови для вибору провідників і апаратів за тривалим режимам роботи

Тривалий режим роботи електротехнічного пристрою - це режим, який триває не менше, ніж необхідно для досягнення сталої температури його частин при незмінній температурі охолоджуючої середовища.

Найбільш важкими тривалими режимами є:

  • Ремонтний режим - це режим планових профілактичних та капітальних ремонтів. У ремонтному режимі частина елементів електроустановки відключена, тому на що залишилися в роботі елементи лягає підвищене навантаження.

  • Післяаварійний режим - це режим, в якому частина елементів електроустановки вийшла з ладу або виведено в ремонт в слідстві аварійного відключення. При цьому режимі можливе перевантаження залишилися в роботі елементів електроустановки струмом.

Розрахункові струми тривалих режимів секцій, безпосередньо живляться від ТСН, РТСН визначаємо за формулою:

Струми тривалих режимів інших секцій визначаємо за формулою:

Для секцій, де можливе введення харчування від дизель-генератора:

де P ном.г - номінальна активна потужність дизель-генератора;

0,95 - коефіцієнт враховує можливість роботи генератора при зниженні напруги на 5%.



2.5.3 Вибір КРУ-6 кВ

Таблиця 2.10

Вибір КРУ - 6 кВ (система збірних шин одинарна з нерозділеним фазами і відгалуженнями).

п / п

Оперативне найменування секції для якої вибирається КРУ

Координати розрахункової точки к.з.

Тип КРУ, каталожні дані

Параметри





Номінальна напруга

Тривалий номінальний струм

Електродинамічна стійкість

Термічна стійкість





Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані



схеми

точки к.з.


U вуст

U ном

I дл.н.

I ном

i уд

I дин

B до






U вуст ≤ U ном

I дл.н. ≤ I ном

i уд ≤ I дин

B до






кВ

кА

кА

кА 2 ∙ з

1

BA, (BB, BC, BD, BL, BM, BP, BN)

2.3.2

K1-K4

КЕ -6

6

6

2886

3200

91,59

128

1408

31,5 2 ∙ 3 = 2577

2

BV, (BW, BX, BJ, BK)

2.3.2

К5-К7, К9-К10

КЕ -6

6

6

675,5

2000

50,94

128

590,5

31,5 2 ∙ 3 = 2577

3

BE, (BF, BG, BH)

2.3.2

К8, К11

КЕ-6

6

6

1360

2000

48,26

81

600,6

31,5 2 ∙ 3 = 2577

4

BZ 01, (BZ 02-05)

2.3.3

К1-К4

КЕ-6

6

6

675,5

2000

18,76

81

56,2

31,5 2 ∙ 3 = 2577

2.5.4 Вибір вимикачів КРУ-6 кВ

Вибір вимикачів КРУ-6 кВ. Таблиця 2.11

п / п

Оперативне найменування секції 6 кВ, для якої вибираються апарати

Координати точки к.з.

Призначення апарату

Тип апарату, каталожні дані

Параметри






Номінальна напруга

Тривалий номінальний струм

Симетричний струм відключення

Відключення апериодической складової

Включаю-щая здатність

Електродинамічна стійкість

Термічна стійкість



схеми

точки к.з.



Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані







U вуст

U ном

I дл.н.

I ном

i уд

I дин

β ном

I по

i вкл.ном

i уд

I дин

B до







U вуст ≤ U ном

I дл.н. ≤ I ном

i уд ≤ I дин

ββ ном

I по ≤ i вкл.ном

i уд ≤ I дин

B до







кВ

А

кА

%

кА

кА

кА 2 ∙ з

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

Вимикач робочого і резервного вводу

VD-4, 3150/31.5

6

6

2886

3150

30,47

31,5

29,8

38

35,57

80,2

93,3

100

1401

31,5 2 ∙ 3 = 2977

2

BB

2.3.2

K2

Вимикач робочого і резервного вводу

VD-4, 3150/31.5

6

6

2886

3150

29,89

31,5

29,5

38

34,54

80,2

89,05

100

1408

31,5 2 ∙ 3 = 2977

3

BC

2.3.2

K3

Вимикач робочого і резервного вводу

VD-4, 3150/31.5

6

6

2886

3150

29,06

31,5

30,9

38

36,24

80,2

93,29

100

1353

31,5 2 ∙ 3 = 2977

2.5.5 Вибір вимірювальних трансформаторів

Вимірювальні трансформатори призначені для зменшення первинних струмів і напруг до значень, найбільш зручних для підключення вимірювальних приладів, реле захисту, пристроїв автоматики.

Трансформатори напруги.

Розрахунок вторинної навантаження трансформаторів напруги представлені в таблиці № Х. Перелік необхідних вимірювальних приладів складений відповідно до рекомендацій / 6, стр.177 /. Згідно / 1 / щитові показують і реєструють прилади повинні мати клас точності не нижче 2,5, а лічильники 0,5.

Вибираємо трансформатор напруги НОЛ 08-6, технічні та каталожні дані зведені в таблицю 2.12

Таблиця 2.12

Технічні та каталожні дані трансформатора напруги НОЛ 08-6

Тип

Клас напруги, кВ

Номінальна напруга обмоток, У

Номінальна потужність, В ∙ А, в класі точності

Максимальна потужність,

В ∙ А








Первинною

Основний вторинної

Додатковою вторинної

0,5

1

3


НОЛ 08-6

6

6

100

-

50

75

200

400

Порівнюючи дані розрахунків і номінальні дані вторинної навантаження НОЛ 08-6 можна зробити висновок, що прийняті трансформатори напруги будуть працювати в обраному класі точності.

Кількість трансформаторів напруги на секцію приймаємо відповідно до необхідності повного і надійного виконання обсягу захистів.



Трансформатори струму

Вторинна навантаження трансформаторів струму складається з опору проводів перехідного опору контактів.

Перелік необхідних приладів обраний по / 6 /. Згідно довідковим даними прийняті до установки трансформатори струму внутрішньої установки типу ТВЛМ-6. Технічні та каталожні дані трансформатора струму зведені в таблицю 2.14

Таблиця 2.14

Технічні та каталожні дані трансформатора струму ТВЛМ-6

Тип

Номінальна напруга, кВ

Найбільша робоча напруга, кВ

Номінальний струм, А

Електродинамічна стійкість, кА

Термічна стійкість, кА / допустимий час, з




Первинний

Вторинний



ТВЛМ-6

6

7,2

10-400

5

3,5-52

0,64 / 1-20,5 / 1

Для перевірки трансформаторів струму з вторинної навантаженні, користуючись каталожними даними приладів, визначаємо навантаження по фазах для найбільш завантаженого трансформатора (таблиця № Х.)

Опір приладів:

де ΣS приб - сумарне навантаження приладів;

I 2 - вторинний номінальний струм приладів, I 2 = 5 А.

Опір вторинної навантаження трансформатора струму:

де r конт-перехідний опору контактів приладів, (при кількості приладів більше 3 х, r конт = 0,1 Ом);

r пров - опір проводів.

де ρ - питомий опір матеріалу проводу, (для проводів з мідними жилами ρ = 0,0175):

l розр - 60 м, орієнтовна довжина проводів;

g-перетин жив, (g = 4 мм 2)

Вибір трансформаторів струму секцій і вводів 6 кВ Таблиця 2.16

2.5.6 Вибір струмоведучих частин у колі трансформатора ТРДНС-63000/35

Вибираємо комплектний пофазно-екранований струмопровід.

Таблиця 2.17

Вибір комплектного пофазно-екранованого струмопроводу.

Тип струмопроводу

Координати точки к.з.

Умови вибору

Параметри


схеми

точки


Розрахункові дані

Каталожні дані

ТКЗП 6/3200-125

2.3.2

К3

U мережі ≤ U ном

I дл.ном ≤ I ном

i уд ≤ i

U мережі = 6 кВ

I дл.ном = 2886 А

i уд = 94,9 кА

U ном = 6 кВ

I ном = 3200 А

i дин = 125 кА

2.5.7 Вибір кабелів 6 кВ

Кабелі, що живлять споживачів 6 кВ власних потреб АЕС, прокладаються в кабельних напівповерху і кабельних шахтах. Щоб забезпечити пожежну безпеку у виробничих приміщеннях АЕС, рекомендується застосовувати кабелі, у яких ізоляція, оболонка і покриття виконані з не запалюють матеріалів.

Для зазначених способів прокладки з урахуванням вимог пожежної безпеки, для живлення трансформаторів 6 / 0, 4 кВ застосовують кабель ААБнлГ, секцій 6 кВ застосовують кабель ЦААБнГ.

Вибір кабелю 6 кВ живлення трансформаторів секції CV 01 (BU 05).

Кабель марки ААБнлГ, трижильний. Визначимо номінальний струм трансформатора:

Визначимо економічний перетин:

де j е - нормована щільність струму для кабелів з ​​паперовою ізоляцією і алюмінієвими жилами, згідно / 6 /.

Приймаються трижильний кабель 3 '70 мм 2, I доп = 135 А. Поправочний коефіцієнт на температуру повітря k = 0,93.

Тоді тривало допустимий струм на кабель складе:

Перевірка по термічній стійкості кабелю:

Номінальна перетин по термічній стійкості визначимо за формулою:

де B k - тепловий імпульс струму к.з.

c = 92, згідно / 6 табл.3.14 /, для кабелів з ​​паперовою ізоляцією і алюмінієвими жилами.

Висновок для прокладки вибираємо кабель перетином 150 мм 2.

Вибір кабелів живлять інші трансформатори 6 / 0, 4 кВ та секцій 6 кВ аналогічний. Розрахунок зведений в таблицю.

Таблиця 2.18

Вибір кабелів, що живлять трансформатори 6 / 0, 4 кВ та секції 6 кВ.

Живляться секції 6 кВ і трансформатори 6 / 0, 4 кВ

Тип кабелю

Номінальний струм, А

Вибір перетину кабелю





Економічне перетин жили, мм 2

Термічна стійкість, мм 2

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

Секції 0,4 кВ живляться від трансформаторів потужністю 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, CU 04-05

ААБнГ 3 '150

96,2

68,7

145

Секції 0,4 кВ живляться від трансформаторів потужністю 250 кВ · А


11

АБП УВС, АБП общеблочное

ААБнГ 3 '150

24,1

17,2

119



2.5.8 Вибір елементів КРУ 0,4 кВ

Для постачання споживачів 0,4 кВ застосовуємо комплектні трансформаторні підстанції типу КТПСН. КТП даного типу виконуються з двостороннім обслуговуванням і складаються з силових і релейних осередків. У силові вічка встановлюються висувні автоматичні вимикачі. У релейні осередку встановлюються висувні блоки із змонтованої на них апаратурою.

Конструкція шаф передбачають:

  1. в шафах вводів живлення, секційних, установку вимикачів або роз'єднувачів і релейних блоків;

  2. в шафах ліній можливість набору вимикачів типу А3700, ВА-50 та релейних блоків у різних варіантах;

  3. взаємозамінність однотипних блоків.

Вибір збірних шин КТПСН 0,4 кВ.

Вибір шин за довго допустимому току:

Тривало допустимий струм для прямокутних шин визначимо за формулою:

приймаємо до установки алюмінієві шини розміром 80 '10 мм (I доп = 2410 А).

Перевіримо прийняті розміри по термічній стійкості.



де B k - тепловий імпульс;

с - коефіцієнт, рівний з = 88.

Умова термічної стійкості виконано.

Електродинамічна стійкість шин.

Шафи вводів живлення та секційні шафи комплектуємо вимикачами серії «електрон», призначеними для установки в ланцюгах з номінальною напругою змінного струму до 660 В частотою 50 Гц. Як приклад наводимо розрахунки за вибором вимикача робочого (резервного) живлення секції 0,4 кВ нормальної експлуатації CA.

Таблиця 2.19

Вибір вимикачів робітника (резервного) введення секції CA.

Тип вимикача

Параметри


Номінальна напруга

Тривалий номінальний струм

Динамічна стійкість

Здатність, яка відключає


Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані


U вуст

U ном

I дл.н.

I ном

i уд

I дин

I по

I вимк


U вуст ≤ U ном

I дл.н. ≤ I ном

i уд ≤ I дин

I по ≤ I вимк


кВ

А

кА

кА

Е16 У

0,4

0,4

1443

1600

14,8

40

38,5

84

Введення харчування на секції 2-категорії 0,4 кВ систем безпеки і секції компенсаторів обсягу виконується рубильником виходячи з умов необхідної надійності живлення секцій даних споживачів.



Таблиця 2.20

Вибір рубильника введення харчування на секції систем безпеки.

Тип рубильника

Параметри


Номінальна напруга

Тривалий номінальний струм

Динамічна стійкість

Термічна стійкість


Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані

Розрахункові дані

Каталожні дані


U вуст

U ном

I дл.н.

I ном

i уд

I дин

I по


U вуст ≤ U ном

I дл.н. ≤ I ном

i уд ≤ I дин

I по


кВ

А

кА

кА 2 · з

Р-2315

0,4

0,4

1443

1600

40,3

50

48

900



3. Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення

3.1 Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення

Потужність дизель-генератора при ступінчастому пуску асинхронної навантаження вибирають за потужністю, споживаної (Р потр i) електродвигунами, підключеними до секції надійного живлення, і зростаючої з пуском чергової сходинки. Повинно виконуватися умова

(3.1)

де n ст - число ступенів пуску; Р н ДГ - номінальне навантаження дизель-генератора.

Значення Р потр визначається за номінальною потужності двигуна Р дв н, його коефіцієнту завантаження і ККД

(3.2)

За формулами (3.1), (3.2) визначаються потужності, споживані двигунами по завершенні операції пуску відповідної ступені. У той же час в процесі пуску черги, особливо при проходженні окремими електродвигунами критичного ковзання, величина навантаження на дизель-генератор може короткочасно збільшитися в порівнянні з сталим режимом. Для дизелів існують заводські характеристики допустимих граничних навантажень.

Визначення навантаження в процесі пуску асинхронних двигунів створює складну і трудомістку задачу. Пускову потужність двигуна можна оцінити на основі потужності, споживаної в сталому номінальному режимі , Коефіцієнтів потужності номінального режиму , При пуску і кратності пускового струму До i

(3.3)

Тоді пускова потужність на кожній із ступенів пуску визначається як сума потужностей, споживаних в усталеному режимі раніше запущеними двигунами, і пусковий потужності двигунів, що запускаються в даному ступені. Повинно виконуватися умова

(3.4)

де Р доп ДГ - навантаження, що допускається на дизель-генератор в перехідному процесі, як правило, Р доп ДГ Р н ДГ.

Значення cos j пуск визначається з формули

(3.5)

де К п - кратність пускового моменту.

Слід зазначити, що пускова потужність, яка визначається за формулою (3.3), є величиною умовною, оскільки в процесі пуску напруга знижується.

Розрахунок потужності дизель-генератора доцільно вести в табличній формі. Приклад розрахунку наведений у таблиці 3.1.

Таблиця 3.1

Черговість пуску

Механізм

Р дв н

кВт

Р потр

кВт

Cos j ном

Р пуск

кВт

Встановлена ​​потужність щаблі

Пускова потужність

+

+ Р пуск j

1

Еквівалентний трансформатор надійність. харчування АБП.

1000

800

0,3

1500

800

1500

2

Еквівалентний трансформатор піт. навантаження 0,4 кВ

1000

800

0,3

1500

1600

3000

3

Еквівалентний трансформатор піт. навантаження 0,4 кВ

1000

800

0,3

1500

2400

4500

4

Насос технічної води

1250

1170

0,22

2080

3570

2880

5

Насос аварійного вприскування бору

800

560

0,3

1680

4130

4560

6

Аварійний живильний насос

800

560

0,3

1680

4690

6240

7

Насос спринклерний реактора

500

362

0,3

1006

5052

7246

З таблиці 3.1 видно, що до установки може бути прийнятий дизель-генератор номінальною потужністю Р н ДГ = 5600 кВт, що допускає перевантаження 6200 кВт протягом 1 години.



3.2 Особливості визначення потужності дизель генераторів систем надійного живлення блоків з ВВЕР-1000

У відповідності з основною концепцією безпеки експлуатації атомних електростанцій на АЕС мають бути передбачені автономні системи безпеки в технологічній частині і відповідно автономні системи надійного живлення, що включають в тому числі й автономні джерела живлення - дизель генератори. Вимоги до проектування автономних систем надійного харчування визначаються ПРАВИЛАМИ ПРОЕКТУВАННЯ СИСТЕМ АВАРІЙНОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ АТОМНИХ СТАНЦІЙ. Для блоку з реактором ВВЕР-1000 число таких систем прийнято три. Основними споживачами цих систем є електродвигуни механізмів, що забезпечують розхолодження реактора і локалізацію аварії в аварійних різних режимах з повною втратою змінного струму (насоси системи аварійного охолодження зони, аварійні живильні насоси, спринклерні насоси тощо). У випадку зникнення напруги на секції 6 кВ надійного живлення другої групи або при появі імпульсу з технологічного параметру характеризує «велику» або «малу» течі в першому контурі або розрив паропроводу другого контуру, харчування на секції надійного живлення подається від автоматично підключаються до них дизель генераторів . Кожна з цих систем надійного живлення повинна бути здатна по потужності підключених дизель-генераторів і складу механізмів забезпечити аварійне розхолодження реактора при будь-якому вигляді аварії. У таблиці 3.2 наведено перелік механізмів, що беруть участь в ступінчастому пуску від дизель-генератора системи безпеки.



Таблиця 3.2

Черговість

пуску

Механізм

Р дв н

кВт

Час включення

1

2

3

4

1

Трансформатор харчування випрямляча АБП каналу безпеки

1000

0

1

Приплив пневмокостюми і система охолодження

7

0

2

Насос подачі бору високого тиску

55

5

2

Насос аварійного вприскування бору

800

5

2

Насос аварійного розхолоджування

800

5

3

Насос технічної води відповідальних споживачів (2 одиниці)

630

10

4

Рециркуляционная система охолодження боксу

110

20

4

Рециркуляционная система охолодження центрального залу

110

20

4

Рециркуляционная система охолодження шахти апарату

110

20

4

Насос організованих протікань

75

20

5

Спринклерний насос

500

30

5

Насос промконтуру

110

30

6

Аварійний живильний насос

800

40

Коефіцієнт завантаження До згр механізмів з цієї таблиці доцільно прийняти К згр = 0,7-0,8.

Разом з тим, при проектуванні схеми електропостачання власних потреб АЕС має бути забезпечено надійне живлення механізмів забезпечують збереження основного устаткування машинного залу і реакторного відділення блоку. Для вирішення цього завдання сучасні енергоблоки оснащуються системою надійного живлення общеблочних споживачів. В якості аварійних джерел надійного живлення общеблочних споживачів також використовують дизель генератори.

Таблиця 3.3

Споживачі общеблочних секцій 6 кВ, BJ, BK.

Приєднання

Найменування

Навантаження BJ

Навантаження BK

1

Насос гідростатичного підйому ротора

SC 91 D

315

315

2

Підживлюючий насос (допоміжний)

RL 51 D

800

800

3

Підживлюючий насос

TK 21 D

800

800

4

Насос водопостачання РДЕС

VH 10 D

250

250

5

Трансформатор 6 / 04 кВ, невідповідальних споживачів CJ, CK

BU 31

1000

1000

6

Трансформатор 6 / 04 кВ, АБП (УВС)

BU 17

250

-

7

Трансформатор 6 / 04 кВ, АБП (общеблочний)

BU 18

-

250

8

Трансформатор 6 / 04 кВ, РДЕС

BU 37

250

-

РАЗОМ:

3298,5 кВ · А

3075,5 кВ · А

При знеструмленому одночасно двох общеблочних секцій (BJ, BK) запускаються два дизель генератора (дизель генератор свого блоку підключається до однієї секції, дизель-генератор сусіднього блоку підключається через перемичку до другої секції). У разі незапуска одного з цих генераторів або невключення відповідного вимикача дизель генератора на одну із секцій відбувається включення вимикачів перемички між общеблочнимі секціями. Останній режим (один дизель-генератор на обидві секції) приймається як розрахунковий при виборі потужності общеблочних дизель-генераторів.

Потужність цього дизель генератора повинна бути достатня для включення відповідальних общеблочних механізмів і механізмів машинного залу, що забезпечують аварійне розхолодження і останов основного устаткування блоку. У таблиці 3.4 наведено перелік механізмів, що беруть участь в ступінчастому пуску від общеблочного дизель генератора.



Таблиця 3.4

Основні механізми та етапи ступеневої прийому навантаження на общеблочний дизель генератор

Черговість

пуску

Механізм

Р дв н

кВт

1

Трансформатор надійного живлення випрямного пристрої общеблочного АБП (2 одиниці)

1000

1

Трансформатор надійного живлення випрямного пристрої УВС

400

1

Насос технічної води дизель-генератора

250

1

Охолодження приводів СУЗ

110

2

Допоміжний живильний насос

800

3

Попередньо включений насос підживлювальної агрегату

55

3

Масляний насос підживлювальної агрегату

15

4

Підживлюючий насос

800

В даний час на АЕС з реакторами ВВЕР-1000 в якості автономних джерел живлення споживачів 2 групи надійності використовують автономні дизель-генераторні станції АСД-5600. АСД-5600 складається з дизеля 78Г і синхронного генератора СБГД-6300-6МУ3. Генератор має наступні технічні дані:

Генератор забезпечує пуск асинхронних двигунів, що викликають раптове збільшення навантаження до 150% з cos . Разом з тим, генератор в будь-якому тепловому стані забезпечує тривалі перевантаження: 10% - 1 год, 25% - 15 хвилин, 50% - 2 хвилини.

4. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахунок струмів к.з. проводиться для вибору або перевірки параметрів електрообладнання, а також для вибору або перевірки уставок релейного захисту та автоматики.

Розглядати будемо першу задачу, де достатньо вміти визначати струм к.з., підтікає до місця пошкодження, а в деяких випадках також розподіл струмів у вітках схеми, що безпосередньо примикають до нього. При цьому основна мета розрахунку полягає у визначенні періодичної складової струму к.з. для найбільш важкого режиму роботи мережі. Облік апериодической складової виробляють приблизно, допускаючи при цьому, що вона має максимальне значення у розглянутій фазі. Допущення, що спрощують розрахунки, призводять до деякого перебільшення струмів к.з. (Похибка практичних методів розрахунку не перевищує 10%), що прийнято вважати допустимим.

Розрахунок струмів при трифазному к.з. виконується в наступному порядку:

а) складається розрахункова схема;

б) за розрахунковою схемою складається електрична схема заміщення;

в) шляхом поступового перетворення наводять схему заміщення до найбільш простого увазі так, щоб кожне джерело живлення або група джерел, характеризує певним значенням результуючої ЕРС Е ``, були пов'язані з точкою к.з. одним результуючим опором Х рез;

г) визначається початкове значення періодичної складової струму к.з. I Н.О., потім ударний струм і, при необхідності, періодичну і апериодических складові струму для заданого моменту часу t.

Розрахунок струмів короткого замикання для АЕС виробляємо на ЕОМ за допомогою програми, розробленої в МЕІ м. Москва.

Розрахункова схема якої наведена на рис.

4.2 Вибір високовольтного обладнання та струмоведучих частин головної схеми

для надійного електропостачання споживачів високовольтна апаратура і струмоведучі частини розподільних пристроїв вибирають так, щоб вони володіли:

4.2.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 750 кВ

Обраний тип вимикачів: ВНВ-750-4000-40

Обраний тип роз'єднувачів: РЛНД-750/4000

таблиця № 4.1

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне





викл

роз'їдаючи


1

Рід установки вимикача

відкритий

відкритий

відкритий


2

Наявність та вид АПВ

потрібно АПВ

доп. АПВ



3

Номінальна напруга

U НС = 750 кВ

U Н = 750 кВ

U Н = 500 кВ

U НС £ U Н

4

Максимальна робоча напруга

U МС = 787 кВ

U М = 787 кВ

U М = 525 кВ

U МС £ U М

5

Тривалий струм навантаження при температурі навколишнього середовища V окр. = 35 0 С

I Ф = 3503 А

I Н = 4000 А

I Н = 4000 А

I Ф £ I Н

6

Час відключення вимикача


t о = 0,04 с



7

Власний час відключення вимикача


t с.о. = 0,06 з



8

Час спрацювання релейного захисту

t р.з. = 0,01 с




9

Час від виникнення к.з. до початку розбіжності контактів вимикача

t = t р.з. + t с.о. = 0,01 +0,06 = 0,07 с




10

Діюче значення періодичної складової симетричного к.з. в момент початку розбіжності контактів вимикача

I н t = 18,05 кА

I та = 40 кА


I н t £ I але

11

Повний струм к.з. в момент розмикання контактів вимикача

i кт = 47,08 кА

i до = 63 кА


12

Тепловий імпульс

В до розр. = 241,66 кА 2 * з

У кгар. = 1600 кА 2 * з

У кгар. = 1600 кА 2 * з

В до розр £ В до гар.

13

Ударний струм

i уд = 54,37 кА

I вкв = 63 кА

I вкв = 160 кА

i уд £ i вкв

4.2.2 Вибір вимикачів і роз'єднувачів 330 кВ

Обраний тип вимикачів: ВНВ-330Б-3200-40У1

Обраний тип роз'єднувачів: РП-330Б-2/3200УХЛ1

таблиця № 4.2

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне





викл

роз'їдаючи


1

Рід установки вимикача

відкритий

відкритий

відкритий


2

Наявність та вид АПВ

потрібно АПВ

доп. АПВ



3

Номінальна напруга

U НС = 330 кВ

U Н = 330 кВ

U Н = 330 кВ

U НС £ U Н

4

Максимальна робоча напруга

U МС = 340 кВ

U М = 363 кВ

U М = 363 кВ

U МС £ U М

5

Тривалий струм навантаження при температурі навколишнього середовища V окр. = 35 0 С

I Ф = 700,5 А

I Н = 3200 А

I Н = 3200 А

I Ф £ I Н

6

Час відключення вимикача


t о = 0,04 с



7

Власний час відключення вимикача


t с.о. = 0,06 з



8

Час спрацювання релейного захисту

t р.з. = 0,01 с




9

Час від виникнення к.з. до початку розбіжності контактів вимикача

t = t р.з. + t с.о. = 0,01 +0,06 = 0,07 с




10

Діюче значення періодичної складової симетричного к.з. в момент початку розбіжності контактів вимикача

I н t = 24,46 кА

I та = 40 кА


I н t £ I але

11

Повний струм к.з. в момент розмикання контактів вимикача

i кт = 58,09 кА


12

Тепловий імпульс

В до розр. = 344,88 кА 2 * з

В до розр £ В до гар.

13

Ударний струм

i уд = 64,34 кА

i уд £ i вкв

4.2.3 Вибір вимикача навантаження

У генераторної ланцюга блоку 1000 МВт між генератором та відгалуженнями до робочих трансформаторів власних потреб (с.н.) встановлюємо комплекс агрегатний генераторний КАГ-24-30/30000 на напругу 24 кВ і струмом відключення 30 кА.

Таблиця № 4.3

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: КАГ-24-30/30000

1

Номінальна напруга

U НС = 24 кВ

U Н = 24 кВ

U НС £ U Н

2

Тривалий струм навантаження при t окруж.среди V окр. = 35 0 С

I форс = 26,8 кА

I та = 30 кА

I форс £ I але

3

Тепловий імпульс

В до розр = 54863.56 кА 2 з

В до гар = I 2 та t п = 108300кА 2 з

В до розр £ В до гар

4

Ударний струм

i уд = 570.02 кА

i уд £ i вкв

4.2.4 Вибір струмопроводу генератор-трансформатор (24 кВ)

таблиця № 4.4

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: ТЕН-500У1

1

Номінальна напруга

U НС = 24 кВ

U Н = 24 кВ

U НС £ U Н

2

Номінальний струм

I Нг = 26,8 кА

I Нт = 30 кА

I Нг £ I Нт

3

Ударний струм

i уд = 570.02 кА

i вкв = 570 кА

i уд £ i вкв

Вбудовані трансформатори струму: ТШЛ-24Б-2000 / 5

Вбудовані трансформатори напруги: ЗНОМ-24; ЗОМ-1/24

4.2.5 Вибір трансформатора напруги (750 кВ)

таблиця № 4.5

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: НДЕ-750

1

Рід установки

відкрите

відкрите


2

Номінальна потужність в необхідному класі точності

S Н3 = 500 ВА

S Н3 = 600 ВА


3

Номінальна напруга

U НС = 500 кВ

U Н = 500 кВ

U НС £ U Н

4

Клас точності

1

1


5

схема з'єднання

1/1-0

1/1-0


6

Вторинна навантаження від генераторних приладів для найбільш навантаженої фази

Вторинна навантаження трансформатора напруги

таблиця № 4.6

Найменування

Тип

Потужність

Число котушок

Cos j

Sin j

Число провід.

Сумарна потужність








Р, мВт

Q, МВАр

Вольтметр показує

Е-335

2

1

1

0

1

2,0

-

Ватметрів показує

Д-335

1,5

2

1

0

1

3,0

-

Варметри показує

Д-335

1,5

2

0

1

1

-

3,0

Вольтметр реєструючий

Н-348

10

2

1

0

1

20

-

Варметри реєструючий

Н-348

10

2

0

1

1

-

20

Лічильник Вт-годину-активної

І-675

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Лічильник ВА-реактивної

І-673М

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6


S Р = 37

S Q = 52,2

4.2.6 Вибір трансформатора напруги (330кВ)

таблиця № 4.7

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: НКФ-330

1

Рід установки

відкрите

відкрите


2

Номінальна потужність в необхідному класі точності

S Н3 = 500 ВА


3

Номінальна напруга

U НС = 330 кВ

U Н = 330 кВ

U НС £ U Н

4

Клас точності

1

1


5

схема з'єднання

1/1-0

1/1-0


6

Вторинна навантаження від генераторних приладів для найбільш навантаженої фази




Вторинна навантаження трансформатора напруги

таблиця № 4.8

Найменування

Тип

Потужність

Число котушок

Cos j

Sin j

Число провід.

Сумарна потужність








Р, мВт

Q, МВАр

Вольтметр показує

Е-335

2

1

1

0

1

2,0

-

Ватметрів показує

Д-335

1,5

2

1

0

1

3,0

-

Варметри показує

Д-335

1,5

2

0

1

1

-

3,0

Вольтметр реєструючий

Н-348

10

2

1

0

1

20

-

Варметри реєструючий

Н-348

10

2

0

1

1

-

20

Лічильник Вт-годину-активної

І-675

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Лічильник ВА-реактивної

І-673М

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6


S Р = 37

S Q = 52,2

4.2.7 Вибір трансформатора струму (750 Кв)

таблиця № 4.9

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: ТРН-750У1

1

Рід установки

відкрите

відкрите


2

Номінальна напруга

U НС = 750 кВ

U Н = 750 кВ

U НС £ U Н

3

Тривалий первинний струм навантаження

I ф = 3503 А

I = 4кА

I ф £ I

4

Вторинний струм

I 2 = 1 А

I = 1 А

I 2 = I

5

Клас точності

0,5 Р

0,5 Р


6

Вторинна навантаження

S 2 = 15,6 ВА

S 2 Н = 40 ВА

S 2 £ S 2 Н

7

Перетин з'єднувальних проводів

S пр »1,49 мм 2, при умові оплати = 1,5 мм 2

S в = 2,5 мм 2

S пр £ S в = S ст

8

Тепловий імпульс

В до розр. = 369.60

КА2 * з

В до гар. = 1600

КА2 * з

В до розр £ В до гар.

9

Ударний струм

i уд = 54,37 кА

I дин = 120 кА

i уд £ i вкв

Вторинна навантаження трансформатора струму

таблиця № 4.10

Найменування

Тип

Навантаження, ВА



фаза «А»

фаза «В»

фаза «С»

Амперметр показує

Е-335

0,2

0,2

0,2

Ватметрів показує

Д-335

0,2

-

0,2

Варметри показує

Д-335

0,2

-

0,2

Ватметрів реєструючий

Н-348

5

-

5

Варметри реєструючий

Н-348

5

-

5

Лічильник Вт-годину-активної

І-675

2,5

2,5

2,5

Лічильник ВА-годину

І-673М

2,5

2,5

2,5



S = 15,6

S = 5,2

S = 15,6

Загальний опір приладів:

r конт = 0,1 (Ом), де r конт - перехідний опір контактів.

Вторинна навантаження:

Опір проводів:

Перетин дроту:

Приймаються перетин дроту 1,5 мм 2.

4.2.8 Вибір трансформатора струму (330кВ)

таблиця № 4.11

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: ТРН-330-У1

1

Рід установки

відкрите

відкрите


2

Номінальна напруга

U НС = 330 кВ

U Н = 330 кВ

U НС £ U Н

3

Тривалий первинний струм навантаження

I ф = 700,5 А

I = 1 кА

I ф £ I

4

Вторинний струм

I 2 = 1 А

I = 1 А

I 2 = I

5

Клас точності

0,2

0,2


6

Вторинна навантаження

S 2 = 29,16 ВА

S 2 Н = 40 ВА

S 2 £ S 2 Н

7

Перетин з'єднувальних проводів

S пр »1,1 мм 2, при умові оплати = 1,5 мм 2

S в = 2,5 мм 2

S пр £ S в = S ст

8

Тепловий імпульс

В до розр. = 344.88 кА 2 * з

В до розр £ В до гар.

9

Ударний струм

i уд = 64,34 кА

i уд £ i вкв

Вторинна навантаження трансформатора струму

таблиця № 4.12

Найменування

Тип

Навантаження, ВА



фаза «А»

фаза «В»

фаза «С»

Амперметр показує

Е-335

0,5

0,5

0,5

Ватметрів показує

Д-335

0,5

-

0,5

Варметри показує

Д-335

0,5

-

0,5

Ватметрів реєструючий

Н-348

10

-

10

Варметри реєструючий

Н-348

10

-

10

Лічильник Вт-годину-активної

І-675

2,5

2,5

2,5

Лічильник ВА-годину

І-673М

2,5

2,5

2,5



S = 26,5

S = 5,5

S = 26,5

Загальний опір приладів:

r конт = 0,1 (Ом), де r конт - перехідний опір контактів.

Вторинна навантаження:

Опір проводів:

Перетин дроту:

Приймаються перетин дроту 1,5 мм 2.

4.2.9 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-750 кВ

таблиця № 4.13

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: 3 'АС-700/86

1

Форсований струм навантаження

I Ф = 3503 А

I доп = 3660 А

I ф £ I доп

2

Перетин дроту за умовами нагрівання тривалим струмом навантаження

S вики = 700 мм 2

S табл = 700 мм 2

S табл £ S вики

3

Кількість проводів у фазі

n вики = 3

n кор = 3

n кор £ n вики

4

Відстань між проводами у фазі

а вики = 400 мм

а кор = 400 мм

а кор £ а вики

4.2.10 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-750 кВ

таблиця № 4.14

Розрахунок проводиться за найбільшим параметрами струмів і напруг:

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: 5 'АС-800/105

1

Максимальний робочий струм навантаження при нормальному режимі роботи

I Ф = 3503А



2

Перетин дроту, визначається з економічної щільності струму при числі годин використання максимуму навантаження та економічної щільності струму i е = 1 А / мм 2

S е = 4121 мм 2

S вики = 5 '800мм 2

S е. ~ S вики

3

Перетин дроту за умовами нагріву форсованим струмом навантаження

S вики = 800 мм 2

S табл = 800 мм 2

S табл £ S вики

4

Кількість проводів у фазі

n вики = 5

n кор = 5

n кор £ n вики

5

Відстань між проводами у фазі

а вики = 600 мм

а кор = 600 мм

а кор £ а вики

4.2.11 Вибір сталеалюміневих гнучких збірних шин ВРП-330 кВ

таблиця № 4.14

Розрахунок проводиться за найбільшим параметрами струмів і напруг:

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: 2 'АС-240/32

1

Форсований струм навантаження

I ф = 700,5 А

I доп = 1220 А

I ф £ I доп

2

Перетин дроту за умовами нагрівання тривалим струмом навантаження

S вики = 210 мм 2

S табл = 240 мм 2

S табл £ S вики

3

Перетин дроту по короні

S вики = 240 мм 2

S кор = 240 мм 2

S кор £ S вики

4

Кількість проводів у фазі

n вики = 2

n кор = 2

n кор £ n вики

5

Відстань між проводами у фазі

а вики = 400 мм

а кор = 400 мм

а кор £ а вики

4.2.12 Вибір сталеалюміневих гнучких шин для осередків ОРУ-330 кВ

таблиця № 4.15

Розрахунок проводиться за найбільшим параметрами струмів і напруг:

№ №

п / п

Параметри, що визначають умови вибору

у слова

вибору


Перелік умов

Значення




розрахункове

гарантійне



Обраний тип: 3 'АС-240/32

1

Максимальний робочий струм навантаження при нормальному режимі роботи

I м = 700,5 А



2

Перетин дроту, визначається з економічної щільності струму при числі годин використання максимуму навантаження та економічної щільності струму i е = 1 А / мм 2

S е = 637,3

S вики = 3 '240мм 2

S е. £ S вики

3

Перетин дроту за умовами нагріву форсованим струмом навантаження

S вики = 240 мм 2

S табл = 240 мм 2

S табл £ S вики

4

Перетин дроту по короні

S вики = 240 мм 2

S кор = 2400 мм 2

S кор £ S вики

5

Кількість проводів у фазі

n вики = 3

n кор = 3

n кор £ n вики

6

Відстань між проводами у фазі

а вики = 600 мм

а кор = 600 мм

а кор £ а вики

література

  1. «Електрична частина станцій та підстанцій» Підручник для вузів / А.А. Васильєв та ін - 2-е видання, перероблене і доповнене. - М.: Вища школа, 1990. - 576 с., Іл.

  2. Рожкова Л.Д., Козулін В.С. Електрообладнання станцій та підстанцій. Підручник для технікумів. М.: Енергія, 1990.

  3. Неклепаев Б.М., Крючков Н.П. Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. Підручник для вузів - 4-е вид., Перераб. і додат. - М.: Вища школа, 1989-608 стор

  4. Двоскін П.М. Схеми і конструкції розподільних пристроїв - 3-е вид. М.: Вища школа, 1985-240 стор

  5. Гук Ю.Б. та ін Проектування електричних станцій та підстанцій. Навчальний посібник для ВНЗ / Ю. Б. Гук, В. В. Колтан, С. С. Петров. - К.:. Ленінгр.отдел, 1985-312 стор

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Курсова
713.5кб. | скачати


Схожі роботи:
Вибір схеми видачі потужності електростанції типу АЕС
Визначення потужності дизель-генераторів систем надійного живлення на АЕС
Вибір складу релейного захисту блоку генератор-трансформа електростанції забезпечує його
Вибір і розрахунок схем електропостачання заводу
Вибір і розр т схем електропостачання заводу
Розрахунок підсилювача потужності типу ПП2
Вибір і обгрунтування структурної і принципової електричних схем
Розрахунок потужності і вибір двигунів натискного пристрою
Вибір та обгрунтування типу систем кондиціонування повітря
© Усі права захищені
написати до нас