Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

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

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине:

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ

Разработал: Бойко В.П.

Проверил: Сиротенко Б.Г.

Cодержание

• Cодержание
• 1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС
• 1.1 Исходные данные задания:
• 1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН
• 1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов
• 1.4 Выбор АТ
• 1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ
• 1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
• 1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
• 1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений
• 1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем
• 1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН
• 1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем
• 2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС
• 2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд
• 2.1.1 Принципы построения схемы
• 2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания
• 2.1.3 Сети и питающие напряжения
• 2.1.4 Источники питания
• 2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд
• 2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации
• 2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций
• 2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ
• 2.1.9 Схема постоянного тока
• 2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 2.2.1 Общие положения
• 2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4
• 2.2.3 Выбор трансформаторов 24/6,3−6,3 кВ
• 2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3−6,3 кВ
• 2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока
• 2.3.1 Основные положения
• 2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
• 2.3.3. Расчет начального напряжения режима самозапуска
• 2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд
• 2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ
• 2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ
• 2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд
• 2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ
• 2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы
• 2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ
• 2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ
• 2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов
• 2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63 000/35
• 2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ
• 2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ
• 3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания
• 3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания
• 3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000
• 4. Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
• 4.1 Расчет токов короткого замыкания
• 4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы
• 4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ
• 4.2.2 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ
• 4.2.3 Выбор выключателя нагрузки
• 4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ)
• 4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ)
• 4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв)
• 4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв)
• 4.2.8 Выбор трансформатора тока (330кВ)
• 4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ
• 4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ
• 4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ
• 4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ

1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС

1.1 Исходные данные задания:

Выполнить проект изменения электрической части Запорожской АЭС.

исходные данные задания сведены в таблицу № 1.

Количество ЛЭП на напряжение 750 кВ 4, длиной 300 км.

Количество ЛЭП на напряжение 330 кВ 5, длиной 30 км.

Время использования максимальной нагрузки Т_{нагр.мах}=6000 часов.

Время использования установленной мощности генераторов Т_г. уст.=7200 часов.

Максимальная активная мощность, отдаваемая в энергосистему 7000 МВт.

1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными: трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.

Обычно к РУ среднего напряжения (СН) подключается столько генераторов, сколько необходимо, чтобы покрыть нагрузку в максимальном режиме. Остальные подключаются к РУ высшего напряжения (ВН), т. е.:

n_г-сн = Р_{нг max} / Р_г = 3800/1000 4

где:Рнг max — максимальная нагрузка РУ СН;

Рг — мощность одного генератора;

nг-сн — число генераторов, подключенных к РУ СН.

1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов

Согласно задания выбираем генераторы проектируемой станции (выбираются по активной мощности):

Выбираем по (Л.3) генератор ТВВ-1000−4

Согласно задания выбираем по (Л.3) блочные трансформаторы:

S_{бл. расч.} = 1,05 S_г = 1,05 1111 = 1166,55 МВА По литературе (3) выбираем ОРЦ-417 000/750 и ТЦ-1 250 000/330

1.4 Выбор АТ

Исходные данные для расчета приведены в таблице № 1.

Полная мощность генератора S_г равна:

S_г = Р_г / cos = 1000 / 0,9 = 1111 МВА

Так как нагрузка собственных нужд (с.н.) S_сн не задана, то задаем ее сами из расчета 4−6% от мощности генератора:

S_сн = S_г 5% / 100% = 1111 5% / 100% = 55,55 МВА Максимальная полная мощность РУ СН:

S_{н max} = Р _Снmax / cos = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА Минимальная полная мощность РУ СН:

S_{нг min} = Р _{Сн min} / cos = 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА Рассмотрим два варианта схем:

Рис. 1 3 блока на СН и 4 блока на ВН Рассматриваем 1-й вариант: 3 блока на СН и 4 блока на ВН.

S_{П min} = S_Гсн — S_{нг min} — S_сн = 3333 — 3764,7 — 166,65 = -598,35 МВА

S_{П max} = S_{н max} — S_Гсн + S_сн = 4470,59 — 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА

S_па = S_{н max} — (S_Гсн — S_г1)+ S_сн = 4470,59 — (3333 — 1111)+ 166,65 = 2415,24

МВА где:

S_сн— мощность собственных нужд;

S_г1— мощность одного генератора;

S_{П min}— минимальная мощность перетоков РУ СН РУ ВН;

S_{П max}— максимальная мощность перетоков РУ СН РУ ВН;

S_па— мощность перетоков РУ СН РУ ВН при отключении одного блока;

S_Гсн— суммарная мощность генераторов на СН;

S_{нг min}— минимальная мощность нагрузки на генераторы СН;

S_{н max}— максимальная мощность нагрузки на генераторы СН.

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

S_{П min} = S_Гсн — S_{нг min} — S_сн = 4444 — 3764,7 — 222,2 = 457,1 МВА

S_{П max} = S_{н max} — S_Гсн + S_сн = 4470,59 — 4444 + 222,2 = 248,79 МВА

S_па = S_{н max} — (S_Гсн — S_г1)+ S_сн = 4470,59 — (4444 — 1111)+ 222,2 = 1359,79

МВА Рис. 1 4 блока на СН и 3 блока на ВН Выбираем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН, т.к. согласно расчета во втором варианте максимальные мощности перетоков РУ СН РУ ВН в аварийном режиме (отключение одного блока) оказались ниже почти вдвое по значению по отношению к первому варианту, что обуславливает выбор АТ из Л.3.

Рассчитываем мощность АТ:

S_{аТ расч.} = 1359,79 МВА По литературе (3) выбираем 1 группу однофазных АТ: АОДЦТН-417 000/750/330

S_н = 3 417 МВА;ВН = 750/ кВ;СН = 330/ кВ

1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ

Определяем потери в автотрансформаторе.

Величина потерь в трехфазной группе однофазных двухобмоточных трансформаторов определяется по формуле:

МВтч/год где:

n — число параллельно работающих трансформаторов;

S_n — номинальная мощность трансформатора;

S_nmax — максимальная нагрузка трансформатора по графику;

Р_хх, Р_кз — потери мощности одного трансформатора мощностью S_n;

Т_Г — число часов использования мощности (7200 часов);

_max — время наибольших потерь (1% от Т_Г).

Определяем потери в трансформаторах блока:

Величина потерь в трехфазном двухобмоточном трансформаторе определяется по формуле:

на напряжение 330 кВ:

МВтч/год на напряжение 750 кВ:

МВтч/год

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

Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ:

где: n — количество линий.

По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51

I_доп. = 835 А.

Выбор проводников для ЛЭП на РУ-750 кВ:

где: n — количество линий.

По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51

I_доп. = 835 А.

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

В виду того, что группы РТСН питаются от ОРУ-330 и 150 кВ Запорожской ТЭС, находящейся в 2-х км от АЭС, то на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ АЭС мы их не учитываем.

Кол-во соединений на РУ 750 кВ:

n = n_ЛЭП + n_г + n_пртсн + n_секц. + n_ат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8

Кол-во соединений на РУ 330 кВ:

n = n_ЛЭП + n_г + n_пртсн + n_секц. + n_ат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10

1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений

Схемы распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.

Схемы РУ напряжением 35 — 750 кВ должны выполнятся с учетом требований и норм технологического проектирования.

При наличии нескольких вариантов схем удовлетворяющих перечисленным выше требованиям предпочтение отдается:

— более простому и экономичному варианту;

— варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями, а разъединителями РУ повышенного напряжения при режимных переключениях вывода в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.

Рассмотрим основные виды схем, применяемые в схемах РУ330/750 кВ.

Схема № 1. Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (3/2).

Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (сх.1). В распределительных устройствах 330 — 750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Каждое присоединение включено через два выключателя В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя Количество операций для вывода в ревизию — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключении ими не производят Достоинства рассматриваемой схемы:

— при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;

— высокая надежность схемы;

— опробование выключателей производится без операций с разъединителями. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей;

— количество необходимых операций разъединителями в течении года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.

Недостатки рассматриваемой схемы:

— отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;

— удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;

— снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;

— усложнение релейной защиты;

— увеличение количества выключателей в схеме.

Схема № 2. Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи.

Схема с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три присоединения (сх.2). Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов.

Достоинства схемы:

— схема 4/3 выключателя на присоединение имеет все достоинства присущие полуторной схеме;

— схема более экономична по сравнению с полуторной схемой (1,33 выключателя на присоединение вместо 1,5);

— секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более;

— надежность схемы практически не снижается, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии;

— конструкция ОРУ по рассмотренной схеме достаточно экономична и удобна в обслуживании.

1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем

1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН

Расчет производим с помощью компьютерной программы, разработанной выпускником УИПА 2000 года Путилиным А.М.

Расчет показателей надежности главной схемы РУ СН (3/2)

Тип станции — АЭС; Uном, кВ — 330; Топ, ч — 2,0

Получены результаты для выключателей и систем шин:

Дальнейший расчет производим аналогично.

Расчет показателей надежности главной схемы РУ СН (4/3)

Тип станции — АЭС; Uном, кВ — 330; Топ, ч — 2,0

Получены результаты для выключателей и систем шин:

Расчет показателей надежности главной схемы РУ ВН (3/2)

Тип станции — АЭС; Uном, кВ — 750; Топ, ч — 2,0

Получены результаты для выключателей и систем шин:

Расчет показателей надежности главной схемы РУ ВН (4/3)

Тип станции — АЭС; Uном, кВ — 750; Топ, ч — 2,0

Получены результаты для выключателей и систем шин:

1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем.

Основным критерием оптимальности выбранного варианта является минимум приведенных затрат З_min.

З_min = Р_н К + И + У, (руб./год)

где: Р_н = 1/Т_н = 0,12 — нормативный коэффициент технической эффективности;

Т_н — нормативный срок окупаемости;

К — капитальные вложения, необходимые для осуществления схемы, определяемые по укрупненным показателям стоимости оборудования (укрупненная стоимость ячеек РУ);

И — ежегодные эксплуатационные издержки;

И = 0,063 К + 0,025 К + И_пот. (руб./год)

0,063 К — ежегодные амортизационные отчисления, принимаемые равными 6,3% от капитальных вложений (руб./год);

0,025 К — ежегодные годовые издержки на текущие ремонты и зарплату эксплуатационного персонала, принимаемые равными 2,5% от капитальных вложений (руб./год);

И_пот. — годовые издержки, вызванные потерями электроэнергии в электроустановках (руб./год);

У — ущерб от недовыработки электроэнергии.

У = W_нед С_нед,

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

РУ-330 кВ (3/2)

З_min = Р_н К + И + У=

=(0.12*287 200*15)+0.063*287 200*15+0.025*287 200*15+50 828 173*0.12

=6 530 180 грн

РУ-330 кВ (4/3)

З_min = Р_н К + И + У=

=(0.12*287 200*14)+0.063*287 200*14+0.025*287 200*14+44 091 056*0.12

=6 127 253 грн

РУ-750 кВ (3/2)

З_min = Р_н К + И + У=

=(0.12*452 000*12)+0.063*452 000*12+0.025*452 000*12+35 548 095*0.12

=5 393 963 грн

РУ-750 кВ (4/3)

З_min = Р_н К + И + У=

=(0.12*452 000*11)+0.063*452 000*11+0.025*452 000*11+32 285 663*0.12

=4 908 455 грн

На основании расчетных данных по приведенным затратам выбираем:

для ОРУ-330 кВ схема 4/3;

для ОРУ-750 кВ схема 4/3.

2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС

2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

2.1.1 Принципы построения схемы

Принципиально новой, присущей только ядерной энергетике проблемой обеспечения расхолаживания, при эксплуатации АЭС в особенности в условиях аварийного обеспечения и нарушения связи с энергосистемой. При этом надежное функционирование всего комплекса устройств нормальной эксплуатации, защитных и локализующих устройств существенно зависит от построения электрической части АЭС и надежности используемого электрооборудования.

Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное влияние на принцип построения схем электроснабжения потребителей с.н., выбор источников питания и кратности их резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания даже самой быстродействующей аварийной защиты. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным расходом продуктов деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции. Вне зависимости от причины аварийной остановки реактора его расхолаживание должно осуществляться безотказно, включая и случаи исчезновения напряжения в сети с.н. от основных и резервных источников электроснабжения, связанных с сетью энергосистемы.

2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания

По требованиям, предъявленным к надежности электроснабжения, потребители собственных нужд АЭС разделяются на три группы:

Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, не допускающие по условиям безопасности перерывов питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. Потребители первой группы требуют обязательного питания после срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора.

К потребителям первой группы относятся системы контрольно-измерительных приборов и автоматики; приборы технологического контроля реактора и его систем; система центрального контроля за технологическим процессом блока; некоторые системы радиационного контроля; электроприводы быстродействующих каналов и отсечной аппаратуры, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания и локализации аварии, а также часть аварийного освещения; оперативные цепи управления, защиты и сигнализации; аварийные маслонасосы турбогенератора и уплотнения вала генератора.

Вторая группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения, допускающее перерыв в питании на время автоматического ввода резерва (АВР), и не требующее обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.

К потребителям второй группы относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и локализацию аварии в различных режимах, включая режим максимальной проектной аварии (МПА) и охлаждающие ГЦН, часть спецвентиляции и аварийного освещения, часть потребителей туброгенераторов, обеспечивающих их надежный останов и сохранность при аварийном обесточении, системы биологической и технологической дозиметрии.

Третья группа потребителей на АЭС эквивалентна обычным потребителям первой категории по правилам устройства электроустановок.

К потребителям третьей группы относятся электроприводы ГЦН, а также большая часть нагрузки собственных нужд АЭС, обеспечивающие основной технологический процесс на блоке.

Согласно разъяснения «Харьковэнергопроект» № 15−20/3836 от 25.06.98 г. «О классификации электроприемников собственных нужд АЭС по группам и категориям» отмечается имеющаяся взаимная неувязка действующих нормативных документов в части определений категорий и групп потребителей с.н. АЭС. Она связана, в основном, с нечеткостью определения потребителей первой и второй группы в п. 10.13 «Правил технологического проектирования АЭС с ВВЭР», согласно которому все потребители первой и второй групп однозначно отнесены к системе, обеспечивающей безопасность. Поскольку четкое разделение на группы потребителей с/нужд нормальной эксплуатации в нормативных документах отсутствует. Принципы классификации потребителей, принятые в проектной практике «Харьковэнергопроект»:

1. По классификации ПУЭ все потребители с.н. АЭС относятся к I категории электроснабжения, а часть потребителей, обеспечиваемая питанием от автономных источников (первая и вторая группы), относится к особой группе I категории.

2. Основным признаком, по которому производится разделение потребителей с.н. АЭС на группы, является допустимый перерыв электроснабжения.

К первой группе относятся потребители систем постоянного тока и бесперебойного питания переменного тока, для которых проектными решениями обеспечивается перерыв питания не более, чем на доли секунды.

Ко второй группе относятся потребители систем надежного электроснабжения, для которых обеспечивается перерыв питания не более, чем на десятки секунд, в том числе и при обесточении блока.

К третье группе относятся потребители, для которых допускаются перерыв питания на время АВР и потеря питания при обесточении блока.

3. В зависимости от назначения, потребители и питающие их системы с.н. делятся на потребителей систем безопасности, питаемых от системы аварийного электроснабжения (САЭ), и потребителей с.н. нормальной эксплуатации.

4. Таким образом, на АЭС могут быть:

— потребители первой группы САЭ;

— потребители второй группы САЭ;

— потребители первой группы нормальной эксплуатации;

— потребители второй группы нормальной эксплуатации (только для блоков, имеющих РДЭСО);

— потребители третьей группы нормальной эксплуатации.

5. Кроме того, потребители с.н. классифицируются по влиянию на безопасность в соответствии с ОПБ-88.

2.1.3 Сети и питающие напряжения

На электростанции предусматривается следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:

- сети 6 кВ и 380/220 В, 50 Гц надежного питания второй группы для питания потребителей, терпящих перерыв в питании на время от 15 с до нескольких минут;

— сети 380/220, 50Гц надежного питания первой группы для питания потребителей, не допускающих перерыва питания или допускающих кратковременного перерыва в питании;

— сеть 6 кВ, 50 Гц для питания прочих потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию;

— сеть 380/220 В, 50 Гц для питания прочих потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию.

Электродвигатели мощностью 200 кВт и выше, а также понижающие трансформаторы 6/0,4 кВ подключаются к соответствующим сетям 6 кВ. Электродвигатели менее 200 кВт, а также сети сварки, освещения и электродвигатели задвижек подключаются к сети 0,4 — 0,23 кВ.

2.1.4 Источники питания

Для потребителей собственных нужд АЭС первой, второй и третьей групп предусматривается номинальное рабочие и резервное питание от двух независимых источников питания, связанных с сетью энергосистемы, от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.

Для потребителей первой и второй групп, помимо перечисленных источников, в аварийном режиме предусматривается дополнительное электроснабжение от специально установленных аварийных источников, не связанных с сетью энергосистемы (дизель-генераторы и аккумуляторные батареи).

2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд

Для потребителей собственных нужд осуществляется от трансформаторов, подключенных к ответвлению блока генератор — трансформатор. Эта схема с непосредственной электрической связью собственных нужд с сетью энергосистемы, является наиболее простым решением, получившим широкое распространение. Недостатком такой схемы является зависимость напряжения и частоты в схеме собственных нужд от режима энергосистемы. Надежность и устойчивость данной схемы обеспечивается:

Широким применением в системе собственных нужд асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения в сети без всяких регулирующих устройств;

Успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в системе и в сети собственных нужд;

Применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях собственных нужд;

Широким внедрением устройств системной автоматики (автоматическая частотная разгрузка, автоматический ввод резервного питания и резервных механизмов собственных нужд, автоматическое регулирование и формировка возбуждения генераторов.)

Рис. 2.1. Схема питания собственных нужд от генератора и энергосистемы

Резервные трансформаторы собственных нужд присоединяются к постоянному источнику питания расположенному вблизи АЭС напряжение 330 кВ.

2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной секционированной системой сборных шин и одним выключателем на присоединение.

Число секций сборных шин собственных нужд нормальной эксплуатации выбирается в зависимости от числа ГЦН, мощности и числа рабочих трансформаторов собственных нужд. Принимаем четыре секции 6 кВ BA, BB, BC, BD.

Каждая рабочая секция имеет ввод от резервной магистрали 6 кВ секций BL, BM, BP, BN от резервного трансформатора собственных нужд (РТСН).

Сеть 380/220 В предусмотрена с заземленной нейтралью. На блок предусматривается пятнадцать секций 0,4 кВ нормальной эксплуатации. Из них:

— четыре секции блочные CA, CB, CM, CN;

— две секции — компенсатора объема CC, CD;

— шесть секций — нормальной эксплуатации реакторного отделения CPI (II), CQI (II), CTI (II);

— две секции — силовой нагрузки СУЗ — CE, CF;

— одна секция питание выпрямителей общеблочных АБП CG.

Для питания данных секций устанавливаются трансформаторы напряжение 6/0,4 кВ.

Резервное питание блочных секций 0,4 кВ обеспечивается от резервного трансформатора 6/0,4 кВ образующего секцию CR. При этом резервный трансформатор данного блока получает питание с секции 6 кВ другого блока.

2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций

Питание секций 6 кВ общеблочных потребителей (секции BJ и BK) осуществляется в нормальном режиме от секций нормальной эксплуатации BA и BD.

Секции 0,4 кВ CJ, CK запитаны от секций BJ и BK через соответствующие им рабочие трансформаторы BU31, BU34.

2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ

Потребители 0,4 кВ I группы надежности получают питание от щитов постоянного тока 220 В, через статические агрегаты бесперебойного питания (АБП) напряжением 380/220 В.

При этом, в нормальном режиме питание осуществляется через выпрямительное устройство, подключенное к сети 6 кВ через понижающий силовой трансформатор 6/0,4 — 0,23, а в аварийном режиме от аккумуляторной батарей. Для питания потребителей 0,4 кВ I группы надежности в машинном зале устанавливается два АБП.

Секции потребителей I группы собираются из шкафов теристорных ключей отключающих с естественной коммутацией (ТКЕО) и переключающих (ТКЕП).

ТКЕО и ТКЕП получают питание от инверторов. Резервное питание потребителей ТКЕП получают от секции 0,4 кВ нормальной эксплуатации.

2.1.9 Схема постоянного тока

На блок предусматриваются аккумуляторные батареи с номинальным напряжение 220 В (на каждый АБП одна батарея). Батареи служат для обеспечения питания аварийной нагрузки. Каждая из батарей рассчитана на обеспечение 100% нагрузки потребителей данного щита постоянного тока ЩПТ. Взаимные связи предусмотрены между ЩПТ общеблочными и УВС.

Аккумуляторные батареи работают в режиме постоянного подзаряда. При этом на каждом элементе поддерживается напряжение 2,15 2,2 В. Подзаряд аккумуляторных батарей обеспечивается через выпрямитель, являющийся составной частью АБП.

Для отыскания «земли» на каждом щите предусматривается отдельное выпрямительное устройство (ВАЗП).

2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.2.1 Общие положения

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки.

Рис. 2.2 Схема электроснабжения потребителей 3-группы секций нормальной эксплуатации 6 и 0,4 кВ блока

Рис. 2.3 Схема питания потребителей 2-группы надёжного питания общеблочных секций 6 и 0,4 кВ

Рис. 2.4 Схема надёжного питания 0,4/0,23 кВ 1-группы надёжности

Многие механизмы собственных нужд являются резервными, как, например, дублированные конденсатные насосы, резервные питательные электронасосы. Часть механизмов работает периодически: насос кислотной промывки, противопожарные, краны, сварка, освещение. Кроме того, мощность двигателей механизмов выбирается с некоторым запасом с учетом ухудшения свойств агрегатов в процессе эксплуатации каталожные мощности электродвигателей также обычно больше расчетных, требуемых на валу

В результате определение действительной нагрузки трансформатора собственных нужд оказывается очень сложным, и назвать их реальную нагрузку можно лишь на основании опыта эксплуатации. Поэтому для определения мощности трансформаторов собственных нужд пользуемся приближенным методом [3], согласно которому переход от мощности механизма к мощности трансформатора производится путем умножения суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые институтом «Теплоэнергопроект» (г. Москва) на основе опыта эксплуатации и проведенных испытаний.

2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4

В суммарной мощности механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально работающих механизмов и трансформаторов. В соответствии с этим мощность трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определим по формуле:

где ?P'_дв, ?P" _дв — суммы мощностей, кВт, электродвигателей мощностью более 75 и менее 75 кВт соответственно, подключённых к трансформатору;

?P_задв — сумма мощностей электродвигателей задвижек и колонок дистанционного управления, кВт;

?P_осв — суммарная нагрузка приборов освещения и электронагревателей, кВт.

Для питания потребителей 0,4 кВ секции надёжного питания 2-категории (CV01) принимаем к установке трансформатор ТСЗС-1000/10: трёхфазный, с сухой изоляцией, с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении, мощностью 1000 кВ· А. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице Таблица 2.1

• Данные трансформатора

Тип	Sном, кВ· А	Напряжение обмотки, кВ	PХ.Х.	PК.З.	Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН
ТСЗС-1000/10			0,4

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

Зная значение мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и электродвигателей 6 кВ, определим расчётную нагрузку секций 6 кВ по формуле:

где? P_{дв, 6} — сумма расчётных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ.

? S_Т.0,4 — сумма всех присоединённых мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ включая резервные и нормально неработающие.

Результаты расчётов сводим в таблицу

Таблица 2.2

• Выбор трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ

№ п.п.	Оперативное наименование	Присоединение	Расчётная мощность, кВт	Каталожная мощность трансформатора, кВ· А
Трансформаторы блока
	BU01	Секция CA	916,3
	BU02	Секция CB	903,2
	BU03	Секция CM	908,4
	BU04	Секция CN	910,6
	BU05	Секция CV01	833,3
	BU06	Секция CW01	896,5
	BU07	Секция CX01	824,7
	BU08	Секция CC	836,6
	BU09	Секция CD	848,4
	BU10	Секция CR	916,3
	BU11	Секция CE	307,2
	BU12	Секция CF	312,4
	BU14	АБП 2-с.б.	334,6
	BU15	АБП 3-с.б.	334,6
	BU16	АБП 1-с.б.	334,6
	BU17	АБП УВС	170,3
	BU18	АБП общ.блоч.	210,9
	BU19−1	Секция CP-1	743,5
	BU19−2	Секция CP-2	750,1
	BU21−1	Секция CQ-1	742,3
	BU21−2	Секция CQ-2	749,1
	BU22−1	Секция CT-1	754,4
	BU22−2	Секция CT-2	756,6
	BU23	Секция CU01	824,5
	BU24	Секция CU02	824,5
	BU25	Секция CU03	824,5
	BU26	Секция CV02	836,7
	BU27	Секция CW02	889,6
	BU28	Секция CX02	832,1
	BU 29	Секция CG	746,2
	BU31	Секция CJ01	719,7
	BU32	АБП общ.блоч.	180,4
	BU34	Секция CK01	705,3
	BU37	Секция CU04	196,2

Таблица 2.3

Потребители общеблочных секций 6 кВ, BJ, BK.

№	Присоединения	Наименование	Нагрузка BJ	Нагрузка BK
	Насос гидростатического подъёма ротора	SC91D
	Подпиточный насос (вспомогательный)	RL51D
	Подпиточный насос	TK21D
	Насос водоснабжения РДЭС	VH10D
	Трансформатор 6/04 кВ, неответственных потребителей CJ, CK	BU31
	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (УВС)	BU17		-;
	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (общеблочный)	BU18	-;
	Трансформатор 6/04 кВ, РДЭС	BU37		-;
ИТОГО:	3298,5 кВ· А	3075,5 кВ· А

1. Выбор трансформатора 24/6,3 — 6,3 кВ Для обеспечения надежной работы оборудования машинного зала АЭС необходимо обращать особое внимание на эксплуатацию ЭД, важных для сохранности основного технологического оборудования АЭС. Перечень ЭД, влияющих на сохранность основного технологического оборудования АЭС, приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Электродвигатели, влияющие на сохранность основного технологического оборудования АЭС

№	Операт. наимен.	наименование	тип	Uн, кВ	Рн, кВт	Iн, А
	YD10D01	ГЦН	ВАЗ-215/109−6АМ05	6,0
	YD20D01		ВАЗ-215/109−6АМ05	6,0
	YD30D01		ВАЗ-215/109−6АМ05	6,0
	YD40D01		ВАЗ-215/109−6АМ05	6,0
	RW51D11	конденсатный насос ТПН	4А180М-4	0,4		41,2
	RW51D21		4А180М-4	0,4		41,2
	RW52D11		4А180М-4	0,4		41,2
	RW52D21		4А180М-4	0,4		41,2
	SC10D11	маслонасос смазки турбины	4А180S-4	0,4
	SC10D21		4А180S-4	0,4
	SC10D31		4А180S-4	0,4
	CS51D41	маслонасосы регулирования ТПН	4А225М-2	0,4
	CS51D42		4А225М-2	0,4
	CS52D41		4А225М-2	0,4
	CS52D42		4А225М-2	0,4
	SE80D01	маслонасосы регулирования турбины	А03−315S-2	0,4
	SE80D02		А03−315S-2	0,4
	SE80D03		А03−315S-2	0,4
	SS11D01	насос охлаждения обмотки статора	А0101−4МУ2	0,4
	SS12D01		А0101−4МУ2	0,4
	SU11D01	маслонасосы уплотнений вала генератора	А02−81−2	0,4
	SU12D01		А02−81−2	0,4
	SU13D01		А02−81−2	0,4
	RM11D01	Конденсатный насос (КЭН) 1-ой ступени	ВАН118/51−8УЗ	6,0
	RM12D01		ВАН118/51−8УЗ	6,0
	RM13D01		ВАН118/51−8УЗ	6,0
	RM41D01	Конденсатный насос (КЭН) 2-ой ступени	2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0
	RM42D01		2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0
	RM43D01		2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0
	RN72D01	Сливной насос ПНД-1	АВ114−4М	6,0		36,7
	RN73D01		АВ114−4М	6,0		36,7
	RN74D01		АВ114−4М	6,0		36,7
	RN52D01	Сливной насос ПНД-3	АОВ2−14−41У3	6,0
	RN53D01		АОВ2−14−41У3	6,0
	RN54D01		АОВ2−14−41У3	6,0
	ST11D01	Насос замкнутого контура ОГЦ	А13−46−6-УХЛ4	6,0
	ST12D01		А13−46−6-УХЛ4	6,0
	SС91D01	Насос гидроподъема ротора	А12−35−6	6,0
	SС92D01		А12−35−6	6,0
	SU91D1161	Маслонасосы КЭН 2-ой ступени	4А90L/4	0,4	2,2
	VC20D01	Насос неответственных потребителей группы «В» (БНС)	ВАН143−41−10-У3	6,0
	VC20D02		ВАН143−41−10-У3	6,0
	VC10D01 (1-я скорость)	Циркуляционные насосы БНС	ДВДА-260/99−20−24	6,0
	VC10D01 (2-я скорость)		ДВДА-260/99−20−24	6,0