(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части атомных электростанций
СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Учебно-научный институт электротехники и энергосбережения
Кафедра Эксплуатации электронных станций
Курсовой проект по дисциплине:
«Электронные станции и подстанции»
На тему: Проектирование электронной части атомных электростанций
Управляющий Сиротенко Борис Гаврилович
Студент Пархоменко Олег Дмитриевич
Севастополь 2008г.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Выбор схемы выдачи мощности АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
1.1 Варианты схемы выдачи мощности
1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор
1.3 Определение утрат активной энергии в блочных трансформаторах и АТ связи
1.4 Определение серьезных эксплуатационных и приведенных издержек
2. Выбор электронной схемы РУ высочайшего напряжения
2.1 порядок выбора схемы распределительного устройства
2.2 Составление вариантов схемы РУ завышенного напряжения
2.3 Определение серьезных, эксплуатационных и приведенных издержек
3. Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд блока
3.1 Черта потребителей собственных нужд
3.2 Сети питания потребителей с.н.
3.3 Схемы электронных соединений с.н.
3.3.1 Схема 6 кВ для потребителей 3 группы надежности
3.3.2 Схема 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности
3.3.3 Схемы 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности
3.3.4 Схемы для потребителей 1 группы надежности
4. Выбор мощности ТСН АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
4.1 Выбор мощности рабочих ТСН блока ВВЭР — 1000
4.2 Выбор мощности запасных ТСН блока ВВЭР — 1000
5. Расчет режима самозапуска электродвигателей устройств собственных нужд АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
5.1 Главные положения
5.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
5.3 Расчет исходного напряжения режима самозапуска
6. Определение мощности дизель-генераторов систем надёжного питания
6.1 методика определения мощности ДГ систем надёжного питания
6.2 Расчёт мощности ДГ систем надёжного питания
7. Расчет токов недлинного замыкания в главной схеме ЭС
7.1 Общие положения
7.2 Расчет токов КЗ в разных точках главной схемы ЭС
8. Выбор коммутационных аппаратов главной схемы выдачи мощности
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
приложение А
1. ВЫБОР СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
Схема выдачи мощности описывает распределение генераторов меж РУ различных напряжений, автотрансформаторную связь меж РУ, метод соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения запасных трансформаторов собственных нужд. При проектировании схемы выдачи мощности на первом шаге намечаются этапы её выполнения. На втором шаге для всякого варианта определяются перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и осуществляется их выбор, рассчитываются утраты энергии в их за год, находятся серьезные, эксплуатационные и приведённые Издержки. В итоге сопоставления вариантов схемы выдачи мощности АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) выявляется оптимальный вариант.
1.1 Варианты схемы выдачи мощности
Если мощность станции выдается на одном завышенном напряжении, то все блоки присоединяются к РУ данного напряжения, и производится, только выбор схемы выполнения блоков генератор-трансформатор.
Различают последующие схемы выполнения блоков (АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)): генератор — трансформатор (рис.1.а), генератор-трансформатор с генераторным выключателем либо выключателем перегрузки (рис.1,б), укрупненный блок (рис.1,в), объединенный блок (рис.1,г), блок генератор-автотрансформатор связи (рис.1,д), блок генератор-трансформатор с 2-мя выключателями (рис.1,е) и др.
Согласно нормам технологического проектирования [1] в блоке меж генератором и двухобмоточным трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. В случае отсутствия выключателя на соответственный ток отключения разрешается применение выключателя перегрузки.
При 2-ух и наиболее РУ завышенного напряжения варианты схемы выдачи мощности формируются методом варьирования количества блоков различного выполнения, подключаемых к различным РУ завышенного напряжения, а так же методом конфигурации вида связи меж РУ. Связь меж РУ может выполнятся при помощи трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, если мощность, отдаваемая на одном напряжении, составляет 15% и наиболее мощности, отдаваемой на другом напряжении , также с учетом перспективы развития нагрузок на обоих напряжениях [1].
Общее количество составленных для сопоставления вариантов схемы выдачи мощности может оказаться наиболее 10. При ручном счете из этого огромного количества вариантов методом логического сопоставления отбираются два-три более многообещающих варианта. Подготовительный отбор вариантов осуществляется в согласовании с данными критериями и опытом проектирования, также определяется здравым смыслом:
мощность блока не обязана превосходить резерв мощности в системе, что ограничивает область допустимых вариантов выполнения блоков;
подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи может вызвать существенное повышение мощности автотрансформатора по сопоставлению с мощностью перетока, конструктивные трудности при его размещении на местности электростанции и трудности в выполнении гибких связей с РУ;
перетоки мощности через автотрансформаторы связи не должны превосходить мощность блока наиболее чем в 1,5 раза (при отсутствии транзита мощности через шины РУ станции).
Связь меж РУ производится при помощи автотрансформаторов.
С учетом вышесказанного ниже представлены три варианта схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор).
1-ый вариант: в систему ВН в систему СН
Выбирается схема «генератор-трансформатор с генераторным выключателем». наличие генераторного выключателя понижает количество операций с выключателями в РУ завышенного напряжения; запуск и останов блока производятся при помощи рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя; понижаются требования к количеству и мощности запасных трансформаторов собственных нужд. В блоках генератор-трансформатор АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) мощностью 1000 МВт инсталлируются аппаратные генераторные комплекты (АГК) типа КАГ — 24 — 30 / 30000.
2-ой вариант: в систему ВН в систему СН
3-ий вариант: в систему ВН в систему СН
1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор
Выбор мощности блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи в любом варианте схемы выдачи мощности производится по наибольшим перетокам мощности с учетом их нагрузочной возможности. На рис.2. приведена принципная схема выдачи мощности АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) с произвольным числом блоков и 2-мя РУ завышенного напряжения. Для нахождения перетоков мощности в схеме составляется диаграмма баланса мощности (рис.3).
Наибольшие перетоки мощности определяются из критерий обычного и аварийного режимов работы станции. В аварийных режимах рассматриваются случаи аварийного отключения 1-го хоть какого блока и 1-го автотрансформатора связи.
Расчет перетоков мощности ведется с нахождением активных, реактивных, и полных мощностей в аналитической форме. Перетоки мощности через блочные трансформаторы определяются по выражению
,
где Рс.н., Qс.н. — активная и реактивная мощность, потребляемая на собственные нужды;
Рг, Qг — генерируемые активная и реактивная мощности.
Согласно варианту задания, на шаге проектирования целенаправлено принять:
Рс.н.= 0.05· Рг ; cosс.н.=0.85;
Рс.н. = 0.05· Рг = 0.05 · 1000 = 50 МВт.
Qс.н. = Рс.н. · tgц с.н. = 50 ·0.61 = 30.5 МВАр.
Рг =1000МВт ; cosцг =0.9 ;
Qг = Рг · tgцг = 1000 · 0.48 = 480 Мвар;
Переток мощности через блочные трансформаторы:
Sт.бл. =1051.4 МВА
При работе электростанции в базисной части графика перегрузки энергосистемы мощность блочного трансформатора выбирается из условия
По каталогу выбираю последующие типы блочных трансформаторов:
— на стороне СН: ТНЦ — 1250000 / 330 (по 1 шт. на блок).
Его каталожные данные — Рх. = 715 кВт — мощность холостого хода;
Рк. = 2200кВт — мощность корокого замыкания.
— на стороне ВН: ОРЦ — 417000 / 750 (по 3 шт. на блок).
Его каталожные данные — Рх. = 320кВт; Рк. = 540кВт
Перетоки мощности через обмотки СH и ВH автотрансформаторов связи определяются по последующим выражениям:
-при наибольшей перегрузке на шинах РУ СH
-при малой перегрузке на шинах РУ СH
-в аварийном режиме (отключение 1-го блока, присоединенного к шинам РУ СH)
В этих формулах:
n — число блоков генератор — трансформатор, присоединенных к РУ СН;
РГ, QГ — номинальная активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к РУ СН;
РНmax., QНmax — активная и реактивная мощности перегрузки, отдаваемые с РУ СН в систему либо нагрузку, присоединенную к этому РУ.
Из условия: РНmax = 4800 МВт и cosс =0,9;
МВар.
РНmin=4200 МВт.
QНmin = МВар.
Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для
первого варианта ( n =5):
— при наибольшей перегрузке на шинах РУ СН:
S1 = 75.973 МВА;
— при малой перегрузке на шинах РУ СН:
S2 = 596.386 МВА;
— в аварийном режиме (отключения 1-го блока, присоединенного к шинам РУ СН):
S3 = 1121.16 МВА.
Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для второго варианта (n=4):
S1 = 1121.16 МВА;
S2 = 455.979 МВА;
S3 = 2172.17 МВА.
Определение перетоков мощности через автотрансформатор связи для третьего варианта (n=6):
S1 = 981.784 МВА;
S2 = 1647.97 МВА;
S3 = 75.97 МВА.
Приблизительно мощность автотрансформаторов связи выбирается по наибольшей мощности, приобретенной в итоге расчета обычных режимов эксплуатации автотрансформаторов.
Избираем по каталогу автотрансформаторы связи.
Для первого варианта схемы выдачи мощности — АОДЦТН-333000/750/330. В количестве 3-х штук.
Его каталожные данные — Рх = 217 кВт; Рк = 580 кВт — мощность холостого хода и недлинного замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=999 МВА
Для второго варианта схемы выдачи мощности — АОДЦТН — 333000/750/330. В данном варианте берется две группы однофазных АТ связи, т.е. 6 штук (по два на каждую фазу), т.к. одна не обеспечивает нужную мощность в обычных режимах эксплуатации.
Его каталожные данные — Рх =217 кВт ; Рк = 580 кВт — мощность холостого хода и недлинного замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=1998 МВА
Для третьего варианта схемы выдачи мощности — АОДЦТН — 333000/750/330. В данном варианте также берется две группы однофазных АТ связи, т.е. 6 штук (по два на каждую фазу), т.к. одна не обеспечивает нужную мощность в обычных режимах эксплуатации.
Его каталожные данные — Рх =217 кВт ; Рк = 580 кВт — мощность холостого хода и недлинного замыкания соответственно. Sном=333 МВА; Sсуммарное=1998 МВА
Опосля выбора автотрансформатора связи по справочным материалам нужно проверить его на перегрузку в аварийных режимах.
Kn1=,
Kn2=,
где — наибольшая расчётная мощность автотрансформатора в аварийном режиме (отключение 1-го генератора, питающего шины СН);
— большая мощность, приобретенная в итоге расчета обычных режимов эксплуатации автотрансформаторов(S1 либо S2);
— мощность автотрансформатора по каталожным данным.
Примечание:
1. Kn2 — рассчитывается лишь в случае использования 2-ух параллельно включенных автотрансформаторов связи ( 2-ух групп однофазных АТ связи). Если получен Kn2 > 1.5,то следует устанавливать одну запасную фазу, готовую к перекатке.
2. При использовании одной группы из однофазных автотрансформаторов связи запасная фаза ставится непременно.
Вариант 1: 3·АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
Kn1=1121.16 /(3·333) = 1.122 < (1.3..1.5).
Вариант 2: 6· АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
Kn1=2172.17 /(2·3·333)= 1.087 < (1.3..1.5).
Kn2 =1121.16 /(3·333)= 1.122 < (1.3..1.5)- запасная фаза не нужна.
Вариант 3: 6· АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
Kn1=75.97 /(2·3·333)= 0.038 < (1.3..1.5).
Kn2 =1647.97 /(3·333)= 1.65 > (1.3..1.5) — нужна установка запасной фазы.
Выбор запасных трансформаторов собственных нужд
Перетоки мощности через запасные трансформаторы собственных нужд:
SР.Т.С.Н. = = = 58.568 МВА.
По каталогу выбирается трансформатор типа ТРДНС — 32000 / 330 в количестве 10 штук (берется по паре на два блока).
Подготовительный выбор выключателей
ВНВ 330А-63/4000У1; ВНВ 750А-40/4000У1;
количество на стороне ВН выбирается по количеству блоков и еще один на АТ связи.
Количество на стороне СН выбирается по количеству блоков, один на АТ связи +0.25РТСН
1.3 Определение утрат активной энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи
При задании начальной перегрузки параметрами, характеризующими график перегрузки, утраты энергии в блочном трансформаторе определяются выражением:
Д Wт.бл = Рx · (8760 — Тр.бл.) + Рк · (Sт.бл. / Sт.ном.)2 · ф ,
где Рх, Рк — утраты холостого хода и недлинного замыкания соответственно, приведены в каталоге для данного вида трансформатора,
Тр.бл. — средняя длительность планового ремонта блока генератор — трансформатор, выбирается по справочнику,
ф — время наибольших утрат, определяется как ф = Тг.уст
Вариант 1:
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:
ТНЦ — 1250000 / 330;
Рх=715 кВт;
Рк=2200 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА
ф = Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.С.Н 330. = 715 · (8760 — 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)2 · 7400= 16.68·106 кВт·ч.
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:
ОРЦ — 417000 / 750.
Рх=320 кВт,
Рк=540 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,
ф= Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.В.Н = 3·320 · (8760 — 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)2 · 7400 = 16.04·106 кВт·ч.
тут утраты растут в трое т.к. блочный трансформатор набран из 3-х однофазных.
Утраты энергии в автотрансформаторе связи:
ДWАТ = q·Рx ·(8760 — Тр.АТ) + q·Рк · (S1 / (q·SАТ))2 ·ф max + q·Рк · (S2 / (q·SАТ))2 ·ф min,
где q — количество автотрансформаторов связи,
Тр.АТ — длительность планового ремонта АТ (Тр.АТ = 50 ч);
ф max , ф min — время наибольших и малых утрат в АТ при перетоках мощности S1 и S2 , определяются :
ф max — по графику зависимости времени наибольших утрат от длительности использования соответственной перегрузки ф = f (Тmax) при Тнагрmax = 6200 ч.
ф min — по графику зависимости времени наибольших утрат от длительности использования соответственной перегрузки ф = f (Тmin) при Тmin = 8760 — Тнагрmax -Tр.АТ ;
Тmin = 8760 — 6200 — 50 =2510 ч.
Т.о. по графику ф max = 4300 ч, ф min= 1350 ч.
Потери энергии в автотрансформаторе связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
ф max = 4300 ч, ф min= 1350 ч;
Тр.АТ = 50 ч;
Рх = 217 кВт;
Рк = 580 кВт;
Д WАТ = 3·217 · (8760 — 50) + 3·580 · (75.973/3 · 333)2 · 4300+3·580·(596.386/3·333) 2 · 1350 = 6.551·106 кВт·ч.
Суммарные утраты электроэнергии в главных элементах схемы выдачи мощности:
Д WУ1 = 5 · Д Wбл.с.н + 4· Д Wбл.в.н + Д WАТ кВт·ч.
Д WУ1 = 5 · 16.68·106 + 4 · 16.04·106 + 3· 6.551·106 = 154.111 ·106 кВт·ч.
Вариант 2:
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:
ТНЦ — 1250000 / 330;
Рх=715 кВт;
Рк=2200 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА
ф = Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.С.Н 330. = 715 · (8760 — 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)2 · 7400= 16.68·106 кВт·ч.
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:
ОРЦ — 417000 / 750.
Рх=320 кВт,
Рк=540 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,
ф= Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.В.Н = 3·320 · (8760 — 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)2 · 7400 = 16.04·106 кВт·ч.
Потери энергии в автотрансформаторе связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
ф max = 4300 ч, ф min= 1350 ч;
Тр.АТ = 50 ч;
Рх = 217 кВт;
Рк = 580 кВт;
Д WАТ = 6·217 · (8760 — 50) + 6·580 · (1121.16/2 · 3 · 333)2 · 4300+6·580·(455.979 / 2 · 3 · 333) 2 · ·1350 = 16.3·106 кВт·
Суммарные утраты электроэнергии в главных элементах схемы выдачи мощности:
Д WУ2 = 4 · Д Wбл.с.н + 5 · Д Wбл.в.н + Д WАТ кВт·ч.
Д WУ2 = 4 · 16.68·106 + 5 · 16.04·106 + 16.3·106 = 163.22·106 кВт·ч.
Вариант 3:
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне СН:
ТНЦ — 1250000 / 330;
Рх=715 кВт;
Рк=2200 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 330 кВ и Sт.ном > 80МВА
ф = Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.С.Н 330. = 715 · (8760 — 50) + 2200 · (1051,4/ 1250)2 · 7400= 16.68·106 кВт·ч.
Утраты энергии в блочном трансформаторе на стороне ВН:
ОРЦ — 417000 / 750.
Рх=320 кВт,
Рк=540 кВт,
Тр.бл=50 ч для напряжения 750 кВ и Sт.ном > 80МВА,
ф= Тг.уст=7400 ч, тогда
Д Wбл.В.Н = 3·320 · (8760 — 50) +3 ·540 · (1051,4/ 3 · 417)2 · 7400 = 16.04·106 кВт·ч.
Утраты энергии в автотрансформаторе связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
ф max = 4300 ч, ф min= 1350 ч;
Тр.АТ = 50 ч;
Рх = 217 кВт;
Рк = 580 кВт;
Д WАТ = 6·217 · (8760 — 50) + 6·580 · (981.784/2 · 3 · 333)2 · 4300+6·580·(1647.97/ 2 · 3 · 333) 2 · ·1350 = 18.15·106 кВт·
Суммарные утраты электроэнергии в главных элементах схемы выдачи мощности:
Д WУ3 = 6 · Д Wбл.с.н + 3 · Д Wбл.в.н + Д WАТ кВт·ч.
Д WУ3 = 6 · 16.68·106 + 3 · 16.04·106 + 18.15·106 = 166.35·106 кВт·ч.
1.4 Определение серьезных, эксплуатационных и приведенных издержек
Финансовая необходимость разных вариантов схемы выдачи мощности определяется минимальными приведенными затратами:
З = pн · К + И,
где К — финансовложения на сооружение электроустановки, тыс. грн.;
рн — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;
И — годичные эксплуатационные Издержки, тыс. грн/год:
И = (ра + ро) / 100% · К + в · Д WУ · 10-5 ,
где ра = 6,4%, ро = 2% — отчисления на амортизацию и сервис соответственно;
в = 15 коп / кВт · ч — стоимость 1 кВт·ч утрат электроэнергии;
Д WУ — cуммарные утраты электроэнергии в главных элементах схемы выдачи мощности рассматриваемого варианта.
При расчете финансовложений учитывается стоимость блочных трансформаторов, автотрансформаторов связи, запасных трансформаторов собственных нужд (РТСН) и ячеек выключателей РУ завышенного напряжения.
Примечание: 1. На этом шаге считаем, что каждое присоединение к ОРУ подключается через один выключатель
2. Подключение РТСН делается в количестве 2-ух штук на одно присоединение, принимается по паре на два блока, также осуществляется резервирование в количестве 2-ух пар от примыкающей станции.
Расчет финансовложений по любому варианту целенаправлено представить в виде таблицы
Таблица 1.
Наименование оборудования
Стоимость, тыс. грн.
Кол-во, шт
Сумма, тыс. грн.
Вариант 1-ый
Блочные трансформаторы:
ТНЦ — 1250000 / 330
4920
5
24600
ОРЦ — 417000 / 750
2700
3*4
32400
АТ связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
2466
3+1
9864
Запасные трансформаторы с.н.:
ТРДНС — 32000 / 330
780
10
7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ — 330А-63/4000У1
1022
9
9198
ВНВ — 750А-63/4000 У1
1081
5
5405
Итого Ксуммарное
89267
Вариант 2-ой
Блочные трансформаторы:
ТНЦ — 1250000 / 330
4920
4
19680
ОРЦ — 417000 / 750
2700
3*5
40500
АТ связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
2466
6
14796
Запасные трансформаторы с.н.:
ТРДНС — 32000 / 330
780
10
7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ — 330А-63/4000У1
1022
8
8176
ВНВ — 750А-63/4000 У1
1081
6
6486
Итого Ксуммарное
97438
Вариант 3-ий
Блочные трансформаторы:
ТНЦ — 1250000 / 330
4920
6
29520
ОРЦ — 417000 / 750
2700
3*3
24300
АТ связи:
АОДЦТН — 333000 / 750 / 330
2466
6+1
17262
Запасные трансформаторы с.н.:
ТРДНС — 32000 / 330
780
10
7800
Ячейки выключателей ОРУ:
ВНВ — 330А-63/4000У1
1022
10
10220
ВНВ — 750А-63/4000 У1
1081
4
4320
Итого Ксуммарное
93422
Вариант 1-ый:
Годичные эксплуатационные Издержки:
И1 = (6,4+2,0 / 100) · 89267 + 0,15· 154.111 ·106 · 10-5 = 7729.595 тыс.грн.
Приведенные Издержки:
З1 = 0,12 · 89267 + 7729.595 = 18441.635 тыс.грн.
Вариант 2-ой:
Годичные эксплуатационные Издержки:
И2 = (6,4+2,0 / 100) · 97438 + 0,15 · 163.22·106 · 10-5 = 8429.622 тыс.грн.
Приведенные Издержки:
З2 = 0,12 · 97438 + 8429.622 = 20122.182 тыс.грн.
Вариант 3-ий:
Годичные эксплуатационные Издержки:
И3 = (6,4+2,0 / 100) · 93422 + 0,15 · 166.35·106 · 10-5 = 8096.973 тыс.грн.
Приведенные Издержки:
З3 = 0,12 · 93422 + 8096.973 = 19307,613 тыс.грн.
По результатам расчета приведенных издержек всякого из вариантов лицезреем, что более прибыльным и оптимальным по технико-экономическим характеристикам является 1-ый вариант, т.к. для него приведенные Издержки меньшие посреди представленных. Данный вариант принимается в качестве основного для последующих расчетов.
2. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ ПОВЫШЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ
2.1 порядок выбора схемы распределительного устройства
Схемы РУ завышенных напряжений электронных станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, предназначению и ответственности РУ в энергосистеме, также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.
Выбор схемы ведется в последующей последовательности:
— намечаются варианты схемы РУ в согласовании с начальными данными и нормами технологического проектирования АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор);
— рассчитываются серьезные, эксплуатационные и приведенные Издержки;
— выбирается РУ, имеющее малые приведенные Издержки.
2.2 Составление вариантов схемы РУ завышенного напряжения
Требования к блокам мощностью 440 МВт и наиболее АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор):
— ремонт хоть какого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть вероятен без отключения присоединения;
отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд
— и трансформаторов связи — не наиболее, чем 3-мя выключателями;
— отключение полосы — не наиболее, чем 2-мя выключателями;
— при повреждении либо отказе секционного либо шиносоединительного выключателя, также при повреждении (отказе) 1-го выключателя и ремонте другого допускается отключение 2-ух реакторных блоков и такового числа линий, которое допустимо по условию стойкости энергосистемы;
— повреждение (отказ) хоть какого выключателя, не считая секционного либо шиносоединительного, не обязано приводить к отключению наиболее 1-го реакторного блока и такового числа линий, которое допустимо по условию стойкости работы энергосистемы.
При наличии нескольких вариантов схем, предпочтение отдается:
— наиболее обычному и экономному варианту;
— варианту, по которому требуется меньшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при выключении покоробленных участков в аварийных режимах.
«Нормы технологического проектирования АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)» при составлении вариантов схемы РУ для сопоставления, советуют в РУ 330 — 750 кВ с огромным количеством присоединений, использовать схемы с подключением присоединений через два выключателя (схемы 4/3 и 3/2).
Схема с 2-мя системами шин и 3-мя выключателями на две цепи имеет на каждое присоединение «полтора» выключателя. Каждое присоединение включено через два выключателя.
В обычном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Плюсы данной схемы:
— высочайшая надежность схемы;
— при ревизии хоть какого выключателя все присоединения сохраняются;
— количество операций разъединителями мало.
Недочеты схемы «3/2»:
— относительно огромное количество выключателей;
— усложнение релейной защиты;
— удорожание схемы РУ при нечетном количестве присоединений;
— отключение к. з. на полосы сходу 2-мя выключателями.
Схема с 2-мя системами шин и 4-мя выключателями на 3 присоединения просит «4/3» выключателя на присоединение. Лучшие характеристики схема имеет, если число линий в 2 раза меньше либо больше числа трансформаторов. Плюсы схемы «4/3»:
— имеет плюсы схемы «3/2»;
наиболее экономна;
— надежность схемы не снизится, если к одной цепочке будут присоединены две полосы и один трансформатор заместо одной полосы и 2-ух трансформаторов;
— секционирование сборных шин требуется при числе присоединений наиболее 15. Недочеты схемы «4/3» подобны недочетам схемы «3/2», но имеют некие индивидуальности:
— при ремонте хоть какого из выключателей, примыкающего к шинам, отказ другого примыкающего к шинам выключателя той же цепочки приводит к потере 3-х присоединений, потому присоединения в одной цепочке следует созодать разноименными;
— при ремонте хоть какого из выключателей, не примыкающего к шинам, отказ примыкающего к шинам выключателя примыкающей цепочки приводит к отключению 2-ух присоединений (одноименных либо разноименных), потому рекомендуется чередовать цепочки с подключением в их середины то трансформатора, то полосы, но при всем этом в целом по РУ число разноименных присоединений обязано быть идиентично;
— при общем числе присоединений не кратном 3-м, возрастает число выключателей, т. е. одну цепочку приходится включать по схеме «3/2» либо даже «2/1»; номинальный ток выключателя определяется режимом ремонта 1-го из выключателей, примыкающих к шинам выключателю данной цепочки когда по второму протекает ток 3-х (2-ух) присоединений.
2.3 Определение серьезных, эксплуатационных и приведенных издержек
Серьезные Издержки всякого варианта схемы РУ рассчитываются по укрупненным показателям цены ячеек высоковольтных выключателей. В эксплуатационных издержек учитываются лишь амортизационные отчисления и отчисления на сервис.
Приведенные Издержки определяются по формуле:
Зпр = (Ен + а + в) · К ,
где Ен — нормативный коэффициент эффективности, Ен = 0,12,
а — норма амортизационных отчислений, а = 0,064,
в — норма отчислений на сервис, в = 0,02,
К — серьезные Издержки, тыс.грн.,
У — вред от недочета электроэнергии (в курсовом проектировании не учитывается).
Выбор схемы РУ ВН:
Ранее обусловили, что к РУ ВН присоединено 4 генератора, дано 4 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и 1 присоединение для АТ. Т.о., РУ ВН имеет 9 присоединений.
Разглядим схему 3/2 выключателя на присоединение.
Рис 4.1. Схема 3/2 выключателя на присоединение
Несложно увидеть, что более нагруженной по току в обычном режиме будет цепочка, состоящая из 1-го генератора и одной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и ток в ней будет равен:
Imax=IГ+Iлэп=0,809+0,924=1,733 кА
Для схемы нужно 14 выключателей. Избираем воздушные внешной установки выключатели типа ВНВ — 750А-63/3150 У1. Серьезные Издержки: Стоимость ячейки — К = 1080,6 тыс.грн. Общая стоимость — КУ = 14 · 1080,6 = 15128.4 тыс.грн. Приведенные Издержки: Зпр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 15128.4 = 3086.19 тыс.грн. Разглядим схему 4/3выключателя на присоединение.
Рис.4.2. Схема 4/3 выключателя на присоединение
Imax = IГ +2* Iлэп = 0.809 +2* 0.924 = 2,657 кА
Для схемы нужно 12 выключателей. Избираем воздушные внешной установки выключатели типа ВНВ — 750А-63/3150 У1
Серьезные Издержки: Стоимость ячейки — К = 1080,6 тыс.грн.
Общая стоимость — КУ = 12 · 1080,6 = 12967.2 тыс.грн.
Приведенные Издержки: Зпр2 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 12967.2 = 2645.3 тыс.грн. Т.о. исходя из приобретенных значений приведенных издержек разумеется, что для схемы РУ ВН наиболее прибыльной является схема 4/3,т.к. Зпр2 < Зпр1.
Выбор схемы РУ СН:
Ранее обусловили, что к РУ СН присоединено 5 генераторов, дано: 5 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и 1 присоединение для АТ, также РТСН 3 присоединения. Т.о., РУ СН имеет 14 присоединений. Такое количество присоединений просит секционирования сборных шин РУ.
Разглядим схему 3/2 выключателя на присоединение.
Рис 4.3 Схема 3/2 выключателя на присоединение
где Smax=Pmax/cosцн=4800/0,9=5333.33 BA Разумеется, что наибольший номинальный ток в данной для нас схеме будет в цепи содержащей один генератор и одну ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока). В этом случае наибольший ток будет равен:
Imax=IГ+Iлэп=1.839 + 1.86= 3.707 кА
Для схемы нужно 23 выключателя. Избираем воздушные внешной установки выключатели типа ВНВ-330А-63/4000У1
Серьезные Издержки: Стоимость ячейки — К = 631.8 тыс.грн. Общая стоимость — КУ = 23 · 631.8 = 14531.4 тыс.грн. Приведенные Издержки: Зпр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 14531.4 = 2964.405 тыс.грн. Разглядим схему 4/3 выключателя на присоединение. Номинальный ток выключателей определяется режимом ремонта 1-го из выключателей, примыкающего к шинам, когда может быть протекание по неким выключателям суммарного тока трёх присоединений, к примеру, тока генератора и 2-ух ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока): Imax=IГ +2 IЛЭП где
Рис.4.4. Схема 4/3 выключателя на присоединение
где Smax=Pmax/cosцн=4800/0,9=5333.33 BA
Тогда Imax = IГ + IЛЭП+I АТ= 1.839 +1.86+1.043 = 4.74 кА
Потому что современная индустрия производит выключатели данного напряжения лишь на номинальный ток до 4 кА, то целенаправлено схему 4/3 далее не разглядывать.
3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА
3.1 Черта потребителей собственных нужд
Соответствующая изюминка схемы электроснабжения собственных нужд (с.н.) АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) — завышенные требования к надежности питания приводов устройств, обеспечивающих сохранность АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор). Механизмы с.н. АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) относятся согласно ПУЭ к пользователям 1-ой группы и делятся на три группы:
Пользователи 1 группы — это пользователи, не допускающие перерыва питания наиболее чем на толики секунды во всех режимах и требующие неотклонимого наличия питания опосля срабатывания аварийной защиты реактора; к ним относятся:
а) пользователи, допускающие перерыв питания не наиболее чем на толики секунды и требующие долгое время надежного питания опосля срабатывания АЗ реактора (системы КИП и А, приборы технологического контроля, системы дозиметрии, пользователи неизменного тока и повсевременно — пылающая часть аварийного освещения);
б) пользователи, допускающие перерыв питания не наиболее чем толики секунды, но не требующие долгое время питания опосля срабатывания АЗ реактора (электроприводы задвижек и отсечной арматуры, БРУ-К);
в) пользователи, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение 2-х секунд для предотвращения срабатывания АЗ реактора (электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в данном положении).
Пользователи 2 группы
— допускают перерыв питания на время, определяемое критериями сохранности (от 10-ов секунд до нескольких минут) и требуют неотклонимого наличия питания опосля срабатывания АЗ реактора (насосы аварийного остывания зоны, спринклерные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора). Для питания этих потребителей используют дизель — генераторы.
Пользователи 3 группы — не предъявляют к надежности наиболее высочайшие требования, чем к питанию ответственных потребителей с.н. АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) (конденсаторные и циркуляционные насосы).
3.2 Сети питания потребителей с.н.
На АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) должны предусматриваться последующие сети электроснабжения потребителей с.н.:
а) Сети 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) надежного питания потребителей 2 группы;
б) сеть 0,4 кВ, 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) надежного питания потребителей 1 группы;
в) сеть 220 В, 110 В, 48 В, 24 В неизменного тока для питания потребителей, не допускающих перерыв питания либо допускающих краткосрочный перерыв в питании;
г) сеть 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) для питания потребителей, которые не предъявляют особых требований к питанию, т. е. потребителей 3 группы.
3.3 Схемы электронных соединений с.н.
Для потребителей С.Н. АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) обязано предусматриваться обычное рабочее и запасное питание от рабочих и запасных трансформаторов собственных нужд и аварийных источников питания. В качестве аварийных источников питания используются:
аккумуляторные батареи (АБ) и АБ со статическими преобразователями;
автоматические дизель — генераторы (ДГ) и газотурбинные установки.
3.3.1 Схема электронных соединений 6 кВ для потребителей 3 группы надежности
Сборные шины 6 кВ для потребителей 3 группы разбиты на секции, количество которых выбирается, зависимо от количества ГЦН первого контура и от количества трансформаторов с.н. (ТСН). Любая секция присоединяется к рабочему источнику через собственный выключатель. Для реакторной установки ВВЭР — 1000 устанавливают 4 таковых секции — ВА, ВВ (то есть внутренние войска), ВС, ВД. Рабочее питание этих секций осуществляется от ТСН, в качестве которых целенаправлено применять трансформаторы с расщепленными обмотками низкого напряжения. На каждую из этих секций предусматривается ввод от магистралей запасного питания BL, BM, BN, BP, присоединенных к запасным ТСН.
3.3.2 Схема электронных соединений 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности
Пользователи секции 0,4 кВ 3 группы надежности получают питание от шин 6 кВ 3 группы надежности через понижающие трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. Мощность этих трансформаторов не обязана превосходить 1000 кВ*А при Uк = 8%. Любая из секций 0,4 кВ обязана иметь два источника питания: рабочий и запасный. В качестве рабочего источника употребляется отдельный трансформатор либо общий для 2-ух секций. В качестве запасного источника — или отдельный запасный трансформатор, или обоюдное резервирование 2-х рабочих трансформаторов. В крайнем случае меж секциями должен быть предусмотрен секционный автомат с АВР.
3.3.3 Схемы электронных соединений 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности
На АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) должны быть предусмотрены автономные системы сохранности в технологической части и автономные системы надежного питания на напряжениях 6 кВ и 0,4 кВ, включающие распределительные устройства и автономные источники питания (ДГ).
Питание потребителей 6 кВ 2-ой группы надежности (система сохранности)
Для питания потребителей 6 кВ и трансформаторов 6 / 0,4 кВ, 6 / 0,23 кВ 2 группы надежности предусмотрены секции 6 кВ, количество которых обязано соответствовать числу каналов системы сохранности: для ВВЭР — 1000 — 3 секции (BV, BW, BX). Любая из этих секций подключается к рабочему источнику питания (блочной секции 6 кВ 3 группы надежности) через два выключателя. Главные пользователи секций BV, BW, BX: насосы аварийного остывания зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т. п.
В случае исчезновения напряжения на этих секциях, питание на их подается от ДГ мощностью 5600 кВт любой. Меж 3-мя секциями 6 кВ надежного питания и ДГ не предусматривается обоюдное резервирование. Любая из секций способна по мощности обеспечить аварийное расхолаживание при хоть какой трагедии. При появлении аварийной ситуации сигнал на пуск ДГ должен подаваться независимо на любой из их; набор перегрузки осуществляется автоматом, ступенями. ДГ повсевременно находятся в режиме «жаркого резерва».
Питание общеблочных потребителей 6 кВ 2 группы надежности
Для обеспечения надежным питанием устройств, отвечающих за сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения, энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей 2 группы в режиме обесточения. В составе системы надежного питания общеблочных потребителей 6 кВ:
две общеблочные секции 6кВ BJи BK, связанные перемычкой c 2 выключателями;
автономный ДГ с системами питания его собственных нужд.
При нарушении электроснабжения шин надежного питания 6кВ общеблочных потребителей предусмотрены последующие режимы:
при обесточении 1-ой секции — врубаются секционные выключатели;
при обесточении 2-х секций — запускаются два ДГ (собственного и примыкающего блоков).
Питание потребителей 0,4 кВ 2-ой группы надежности (система сохранности)
От каждой секции надежного питания 6 кВ питаются две секции 0,4 кВ через понижающие трансформаторы. Состав устройств, присоединенных к секциям 0,4 кВ и мощность трансформаторов, должны быть рассчитаны на 100% нагрузку потребителей 0,4 кВ в одной системе сохранности.
Питание общеблочных потребителей 0,4 кВ 2 группы надежности
Пользователи данной для нас группы получают питание от секций CJ, CK, любая из которых питается через понижающий трансформатор 6,3 / 0,4 кВ от секций BJ и BK. Секции CJ, CK соединены перемычкой с 2-мя выключателями вводов запасного питания, на которые обязана быть предусмотрена подача напряжения от запасного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ от секции CR. Секции CJ, CK секционированы. При нарушении электроснабжения секций обязана быть предусмотрена возможность подачи питания от запасного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ примыкающего блока.
3.3.4 Схемы для потребителей 1 группы надежности
Для питания потребителей данной для нас группы употребляются сети неизменного тока и сети переменного тока 0,4 кВ.
Схемы для потребителей 1 группы системы сохранности
Система неизменного тока обязана быть разбита на отдельные установки, число которых равно числу каналов системы сохранности. Любая установка неизменного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройств и распределительного щита. АБ обязана работать в режиме неизменного подзаряда через выпрямительные устройства, присоединенные через понижающие трансформаторы к секциям потребителей 2 группы надежности.
АБ каналов системы сохранности выбираются из условия их автономной работы в режиме обесточения по допустимому уровню напряжения при наибольшей толчковой перегрузке, включая суммарную нагрузку сети потребителей переменного тока 1 группы надежности, с учетом пускового тока движков.
Зарядное и подзарядное устройства могут быть совмещены в одном устройстве (ТППС — 800). Для питания потребителей переменным током заряда и подзаряда, употребляются агрегаты бесперебойного питания (АБП), состоящие из выпрямителя и инвертора. Число АБП обязано быть не меньше числа каналов системы сохранности.
Схемы для общеблочных потребителей 1 группы
Система неизменного тока питания общеблочных потребителей 1 группы разбита на 3 установки (2 общеблочных и 1 — для питания информационно — вычислительного комплекса).
Любая установка неизменного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройства и распределительного щита. Неизменный подзаряд АБ осуществляется через выпрямительные устройства и понижающие трансформаторы от блочных секций 6 кВ потребителей 2 группы, и от секций 0,4 кВ 3 группы. АБ выбираются по 2-м показателям:
допустимому уровню напряжения при наибольшей толчковой перегрузке сначала трагедии;
величине разрядной емкости в 30-минутном режиме разряда.
АБ оборудуется элементным коммутатором. Для питания потребителей 1 группы переменным током, также заряда и подзаряда, употребляются АБП, которые должны обеспечить питание КИП и А машинного зала, автоматики системы управления турбиной (АСУТ), управляющей вычислительной системы.
Схемы для приводов системы управления и защиты (СУЗ)
Посреди потребителей 1 группы есть пользователи, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение 2-х секунд (для предотвращения срабатывания АЗ реактора), но не требующие питания в режиме обесточения и опосля срабатывания АЗ реактора. Это электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в данном положении.
В обычном режиме электромагниты привода СУЗ должны получать питание от секции 0,4 кВ через трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. В схеме электроснабжения с.н. устанавливается не наименее 2-х таковых секций и трансформаторов для взаиморезервирования питания перегрузки СУЗ — это секции CE и CF. Во избежание погашения реактора при высадках напряжения до 2-х секунд на шинах 6 кВ 3 группы надежности, обязано предусматриваться переключение приводов СУЗ на специально установленную АБ напряжением 110 В. Батарея обязана работать в режиме неизменного подзаряда от подзарядного агрегата. Подзарядный агрегат получает питание от шин 0,4 кВ обычной эксплуатации (3 группы надежности)
4. ВЫБОР МОЩНОСТИ ТСН АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
4.1 Выбор мощности рабочих ТСН блока ВВЭР — 1000
Мощность рабочих ТСН выбирается по расчетной перегрузке секций. При выбирании мощности ТСН нужно подразумевать, что почти все механизмы являются запасными, часть потребителей работает временами, также то, что мощность электродвигателей завышается из-за ухудшения критерий запуска, а выбор мощности по каталогу также приводит к завышению мощности электродвигателей. При проектировании электронной части АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор), определение расчетной перегрузки основного ТСН на напряжении 6 кВ целенаправлено проводить в табличной форме (таблица 4.1). Распределение потребителей по секциям нужно создавать умеренно, чтоб расщепленные обмотки и сами ТСН были нагружены приблизительно идиентично.
Определяем расчетную мощность рабочего ТСН:
Sрасч.т = Красч * Smax = 0,9 * 52290 = 47061 КВА,
где Красч — расчетный переводной коэффициент,
Smax — наибольшая перегрузка на один из ТСН (из таблицы 2.1).
По каталогу избираем трансформатор типа ТРДНС — 63000 / 35:
Sном = 63 МВА, Uв / Uн = 27 / 6,3 — 6,3 кВ.
Мощность избранного трансформатора несколько завышена в целях обеспечения удачливости самозапуска.
Таблица 4.1 Расчетная перегрузка основного ТСН
Наименование
устройства
Число
Р,S кВт
кВА
кпд
k коэф заг
Расчетная
нагруз на трансфор
Распределение перегрузки на секции
Уст
Раб
BA-BJ-BV
BB-BW
BC-BX
BD-BK
nуст
SкВА
nуст
SкВА
nуст
SкВА
nуст
SкВА
ГЦН
5
4
8000
97,5
0,67
5497,43
1
5497
1
5497
1
5497
1
5497
ЦН 1-й скорос
4
3
2500
97
0,88
2268,04
1
1
1
ЦН 2-й скорос
4
3
4000
96,9
0,88
3632,61
1
3633
1
3633
1
3633
Конденс Н 1 ст
3
2
1000
95,5
0,62
649,21
1
650
1
650
Конденс Н 2 ст
6
2
1600
96,5
0,62
1027,97
1
1028
1
1028
Подъемный Н
2
1
320
91
0,64
225,05
1
225
Н замкнутого цикла ОГЦ
2
1
630
95,5
0,64
422,19
1
422
Слив Н ПНД1
3
2
315
93,7
0,64
215,15
1
215
1
215
Сетевой Н
4
2
680
94,1
1,0
722,63
1
723
1
723
Н неотв потреб
2
1
1000
95,5
1,0
1047,12
1
1047
Н градирен
4
2
4000
96,9
0,45
3632,61
1
3632
1
3632
Подпиточн Н
3
3
800
96
0,93
775
1
775
1
775
1
775
Слив Н ПНД3
3
2
500
94,4
0,6
317,8
1
318
1
318
Н гидростатич подъема ротора
2
1
250
94,5
0,5
132,27
1
133
Конденсат Н ПСВ
2
1
250
94,5
0,64
169,31
1
170
Н технич воды ответственных потребителей
6
3
630
95,5
0,64
329,84
1
330
1
330
1
330
Н промыв воды элмагнт фильтр
2
2
250
94,5
0,9
238,09
1
238
1
238
Эд хим водо чистки
5
5
250
94,5
0,9
238,09
1
238
2
238
1
238
1
238
Т-р 2-й ступени
30
30
1000
95,5
1,0
1047,12
7
1047
8
1047
8
1047
7
1047
Т-р АБП
5
5
400
95,3
1,0
419.72
1
420
1
420
2
420
1
420
Н сепаратора
2
1000
95,5
0,62
649.21466
1
650
1
650
Н подъемный
4
400
95,3
0,64
268,62
1
270
1
270
1
270
1
270
Н авар впрск Br
3
800
96
0,95
791,67
1
1
1
ПН трагедии
3
800
96
0,95
791,67
1
1
1
Н авар расхола
3
800
96
0,95
791,67
1
1
1
Н сплинкерный
3
500
94,4
0,85
450,21
1
1
1
Н технич воды
9
800
96
0,65
541,67
2
542
3
542
2
542
2
542
Т-р ДЭС
3
400
95,3
1,0
419.72
1
420
1
420
1
420
ТСН общбл ДГ
1
400
95,3
1,0
419.72
1
420
Н вспомогатель
2
800
96
0,95
791,67
1
792
1
792
ТСН общбл ДГ
1
250
94,5
1,0
264,55
1
265
Н пожарный
2
250
94,5
0,8
211,64
1
212
1
212
Суммарная мощность каждой ячейки
26010
26222
26319
25971
Суммарная мощность всякого из трансформатора
52232
52290
4.2 Выбор мощности запасных ТСН блока ВВЭР — 1000
Определение расчетной перегрузки на запасный ТСН делается аналогично рабочему ТСН. При отсутствии генераторных выключателей запасный ТСН должен обеспечить долгосрочную подмену рабочего и сразу запуск либо останов другого реакторного блока. При наличии генераторных выключателей мощность запасного ТСН обязана обеспечить останов реакторного блока, в том числе и при объединенных либо укрупненных блоках генератор — трансформатор.
Для реакторов с одним блоком генератор — трансформатор мощность запасного ТСН, как правило, принимаются равной мощности рабочего ТСН блока. Потому в качестве запасного ТСН выбираю трансформатор типа:
ТРДНС — 63000 / 330.
Sном = 63 МВА, Uв / Uн = 330 / 6,3 — 6,3 кВ.
Запасный ТСН питается от ОРУ 330 кВ.
5. РАСЧЁТ РЕЖИМА САМОЗАПУСКА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор)
5.1 Главные положения
Самозапуск — это процесс автоматического восстановления обычного режима работы электродвигателей устройств с.н. опосля краткосрочного нарушения электроснабжения, вызванного исчезновением либо глубочайшим понижением питающего напряжения. Опосля отключения питания либо глубочайшей высадки напряжения происходит понижение частоты вращения электродвигателей под действием момента сопротивления. Этот процесс можно поделить на две стадии:
в 1-ый момент исчезновения напряжения наблюдается групповой выбег агрегатов с.н., при котором из-за их обоюдного воздействия частота вращения понижается с схожей скоростью;
в предстоящем в согласовании с механическими чертами происходит личный выбег агрегатов с.н.
При подаче напряжения питания осуществляется режим фактически самозапуска электродвигателей, когда частота вращения растет. Самозапуск будет удачным, если агрегаты с.н. развернутся до рабочей частоты вращения за время, не превышающее допустимую величину. Удачливость самозапуска зависит от времени перерыва питания, характеристик питающей сети, суммарной мощности неотключенных электродвигателей и их загрузки, также от механических черт устройств и остальных причин.
5.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
При расчетах режима самозапуска электродвигателей с.н. должны употребляться определенные данные и настоящие режимы работы оборудования. Время перерыва питания с.н. для АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) выбирают равным 0,7 ч 2 секунды. Длительность самозапуска не обязана превосходить 20 секунд для блочных электростанций с турбогенераторами мощностью 160 МВт и наиболее.
В проектах электростанций выявление удачливости самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ осуществляется по способу, связанному с определением исходного напряжения на выводах электродвигателей в 1-ый момент фактически режима самозапуска. Принимается, что самозапуск будет удачным, если изначальное напряжение на электродвигателях опосля включения запасного источника питания составит не наименее (0,6 ч 0,65) Uном.
В качестве режима самозапуска от запасного ТСН принимаем самозапуск сразу с 4 секций в итоге отключения энергоблока и высадки стопорных клапанов турбины. По окончании самозапуска электродвигателей 4-х секций обязано восстанавливаться напряжение на шинах с.н. для обеспечения обычного останова блока.
Для обеспечения удачного самозапуска в томных режимах на АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) предусматривается отключение неких электродвигателей, не влияющих на технологический режим работы блока.
Проектными организациями определен список устройств, участвующих в самозапуске. В этом списке определена группа устройств, подлежащих отключению для облегчения самозапуска. Главные механизмы этого списка представлены в таблице 5.1
Таблица 5.1
Наименование механизма
Кол-во
S, кВА
Примечание
Циркуляционный насос (градирня)
Циркуляционный насос конденсатора (2 -х высокоскоростной)
Насос замкнутого контура ОГЦ
Насос гидростатического подъема ротора
Итого
4
3/3
2
2
4000
2500/4000
630
250
37260
Отключение не предус-мотрено
ГЦН
Вспомогательный питательный насос
Конденсатные насосы 1 и 2 ступеней
Подпиточный насос
Сетевой насос
Сливной насос ПНД — 1
Сливной насос ПНД — 3
Трансформатор 6,3 / 0,4 (0,22) кВ
Насос технич. воды ответственных потребителей
Насос откачки сепаратора
4
2
3/3
3
2
3
3
20
6
2
8000
800
1000/1600
800
630
315
500
]]>