МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ УКРАИНЫ
СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
КАФЕДРА «ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ»
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
По дисциплине: «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ»
2002
1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС
1.1 Исходные данные задания:
Выполнить проект изменения электрической части Запорожской АЭС.
исходные данные задания сведены в таблицу №1.
Тип электростанции и число установленных на ней генераторов
Данные РУ высшего напряжения
Данные РУ среднего напряжения
напряжение, кВ
мощность к.з. от системы, МВА
напряжение, кВ
нагрузка, МВт
мощность к.з. от системы, МВА
АЭС 7´1000 МВт
750
14000
330
3800/3200
12000
Количество ЛЭП на напряжение 750 кВ - 4, длиной 300 км.
Количество ЛЭП на напряжение 330 кВ - 5, длиной 30 км.
Время использования максимальной нагрузки Тнагр.мах=6000 часов.
Время использования установленной мощности генераторов Тг.уст.=7200 часов.
Максимальная активная мощность, отдаваемая в энергосистему - 7000 МВт.
1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН
Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными: трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.
Обычно к РУ среднего напряжения (СН) подключается столько генераторов, сколько необходимо, чтобы покрыть нагрузку в максимальном режиме. Остальные подключаются к РУ высшего напряжения (ВН), т.е.:
nг-сн = Рнг max / Рг = 3800/1000 » 4
где: Рнг max — максимальная нагрузка РУ СН;
Рг — мощность одного генератора;
nг-сн — число генераторов, подключенных к РУ СН.
1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов
Согласно задания выбираем генераторы проектируемой станции (выбираются по активной мощности):
Выбираем по (Л.3) генератор ТВВ-1000-4
Генератор
Ном. частота вращения, об/мин
Номинальная мощность
Ном. напряжение, кВ
Cosjном.
Ном. ток, кА
х”
Та
S, МВА
Р, МВт
ТВВ-1000-4
1500
1111
1000
24
0,9
26,73
0,324
0,25
Согласно задания выбираем по (Л.3) блочные трансформаторы:
Sбл.расч. = 1,05 Sг = 1,05 ´ 1111 = 1166,55 МВА
По литературе (3) выбираем ОРЦ-417000/750 и ТЦ-1250000/330
Тип трансформатора
Sн,МВА
Рхх, кВт
Рк, кВт
НН, кВ
uкВН-НН, %
uкСН-НН, %
Iхх
ОРЦ 417000/750
3 ´ 417
3 ´ 320
3 ´ 800
24
14
45
0,35
ТЦ 1250000/330
1250
500
2800
24
14,5
-
0,55
1.4 Выбор АТ
Исходные данные для расчета приведены в таблице №1.
Полная мощность генератора Sг равна:
Sг = Рг / cosj = 1000 / 0,9 = 1111 МВА
Так как нагрузка собственных нужд (с.н.) Sсн не задана, то задаем ее сами из расчета 4-6% от мощности генератора:
Sсн = Sг´ 5% / 100% = 1111 ´ 5% / 100% = 55,55 МВА
Максимальная полная мощность РУ СН:
Sн max = РСнmax / cosj = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА
Минимальная полная мощность РУ СН:
Sнгmin= РСнmin/ cosj= 3200 / 0,85 = 3764,7 МВА
Рассмотрим два варианта схем (рис. 1):
/>
Рис. 1
Рассматриваем 1-й вариант: 3 блока на СН и 4 блока на ВН.
SП min = SSГсн — Sнг min — Sсн = 3333 — 3764,7 — 166,65 = -598,35 МВА
SП max = Sн max — SSГсн + Sсн = 4470,59 — 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА
Sпа = Sн max — (SSГсн — Sг1)+ Sсн = 4470,59 — (3333 — 1111)+ 166,65 = 2415,24 МВА--PAGE_BREAK--
где:
Sсн — мощность собственных нужд;
Sг1 — мощность одного генератора;
SП min — минимальная мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН;
SП max — максимальная мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН;
Sпа — мощность перетоков РУ СН ® РУ ВН при отключении одного блока;
SSГсн — суммарная мощность генераторов на СН;
Sнг min — минимальная мощность нагрузки на генераторы СН;
Sн max — максимальная мощность нагрузки на генераторы СН.
Рассматриваем 2-й вариант: 4 блока на СН и 3 блока на ВН.
SП min = SSГсн — Sнг min — Sсн = 4444 — 3764,7 – 222,2 = 457,1 МВА
SП max = Sн max — SSГсн + Sсн = 4470,59 — 4444 + 222,2 = 248,79 МВА
Sпа = Sн max — (SSГсн — Sг1)+ Sсн = 4470,59 — (4444 — 1111)+ 222,2 = 1359,79 МВА
/>
Рис. 2
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 (рис. 2).
Рассчитываем мощность АТ:
SаТ расч. = 1359,79 МВА
По литературе (3) выбираем 1 группу однофазных АТ: АОДЦТН-417000/750/330
Sн = 3 ´ 417 МВА; ВН = 750/ кВ; СН = 330/ кВ
1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ
Определяем потери в автотрансформаторе.
Величина потерь в трехфазной группе однофазных двухобмоточных трансформаторов определяется по формуле:
/>МВт×ч/год
где:
n — число параллельно работающих трансформаторов;
Sn — номинальная мощность трансформатора;
Snmax — максимальная нагрузка трансформатора по графику;
Рхх, Ркз— потери мощности одного трансформатора мощностью Sn;
ТГ— число часов использования мощности (7200 часов);
tmax — время наибольших потерь (1% от ТГ).
Определяем потери в трансформаторах блока:
Величина потерь в трехфазном двухобмоточном трансформаторе определяется по формуле:
на напряжение 330 кВ:
/>МВт×ч/год
на напряжение 750 кВ:
/>МВт×ч/год
1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ:
/>
где: n – количество линий.
По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51
Iдоп. = 835 А.
Выбор проводников для ЛЭП на РУ-750 кВ:
/>
где: n – количество линий.
По Л.3 выбираем сталеалюминевый проводник АС 400/51
Iдоп. = 835 А.
1.7 Количество соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ
В виду того, что группы РТСН питаются от ОРУ-330 и 150 кВ Запорожской ТЭС, находящейся в 2-х км от АЭС, то на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ АЭС мы их не учитываем.
Кол-во соединений на РУ 750 кВ:
n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 4 + 3 + 0 + 0 + 1 = 8
Кол-во соединений на РУ 330 кВ:
n = nЛЭП + nг + nпртсн + nсекц. + nат = 5 + 4 + 0 + 0 + 1 = 10
1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений
Схемы распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.
Схемы РУ напряжением 35 — 750 кВ должны выполнятся с учетом требований и норм технологического проектирования.
При наличии нескольких вариантов схем удовлетворяющих перечисленным выше требованиям предпочтение отдается:
более простому и экономичному варианту;
варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями а разъединителями РУ повышенного напряжения при режимных переключениях вывода в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.
Рассмотрим основные виды схем, применяемые в схемах РУ330/750 кВ.
/>
Рис. 3 — Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи (3/2)
Рис. 3 с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. 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 рис. 4.
/>
Рис. 4 — Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три цепи продолжение
--PAGE_BREAK--
Схема с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три присоединения. Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов.
Достоинства схемы:
схема 4/3 выключателя на присоединение имеет все достоинства присущие полуторной схеме;
схема более экономична по сравнению с полуторной схемой (1,33 выключателя на присоединение вместо 1,5);
секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более;
надежность схемы практически не снижается, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии;
конструкция ОРУ по рассмотренной схеме достаточно экономична и удобна в обслуживании.
1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем
1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН
Расчет производим с помощью компьютерной программы, разработанной выпускником УИПА 2000 года Путилиным А.М.
Расчет показателей надежности главной схемы РУ СН (3/2)
Тип станции — АЭС; Uном, кВ – 330; Топ, ч — 2,0
Оборудование
Параметр потока отказов, 1/год
Время восст. после отказа Тв, ч.
Время на пл. ремонт Тр, ч/год
Выключатели
0,2500
75
271
Система шин
0,0130
5
3
Получены результаты для выключателей и систем шин:
Отказ
В период ремонта
W, 1/год
ОП/Тв
ОВ
Wнед, МВт ч
B1
---
0,13000
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
52,9
B2
---
0,13000
(l1) b1/16
B1 B3
2116,4
B3
---
0,13000
b1/16
B2 B6 B9 B12 B15
2116,4
B4
---
0,13000
b2/16
B5 B1 B7 B10 B13
2116,4
B5
---
0,13000
(l2) b2/16
B4 B6
2116,4
B6
---
0,13000
l2/0,5
B5 B3 B9 B12 B15
52,9
B7
---
0,13000
l3/0,5
B8 B1 B4 B10 B13
52,9
B8
---
0,13000
(l3) b3/16
B7 B9
2116,4
B9
---
0,13000
b3/16
B8 B3 B6 B12 B15
2116,4
B10
---
0,13000
b4/16
B11 B1 B4 B7 B13
2116,4
B11
---
0,13000
(l4) b4/16
B10 B12
2116,4
B12
---
0,13000
l4/0,5
B11 B3 B6 B9 B15
52,9
B13
---
0,13000
l5/0,5
B14 B1 B4 B7 B10
52,9
B14
---
0,13000
l5/0,5 a1/0,5
B13 B15
52,9
B15
---
0,13000
(a1)
B14 B3 B6 B9 B12
0,0
1СШ
---
0,03500
B1 B4 B7 B10 B13
0,0
2СШ
---
0,03500
B3 B6 B9 B12 B15
0,0
B1
B2
0,00770
l1/75
B4 B7 B10 B13
464,0
B1
B3
0,00770
(l1) b1/16
B2 B4 B7 B10 B13
123,7
B1
B4
0,00770
l1/0,5
B2 B7 B10 B13
3,1
B1
B5
0,00770
(l1) b2/25
B2 B4 B7 B10 B13
193,4
B1
B6
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B7 B10 B13
3,1
B1
B7
0,00770
l1/0,5
B2 B4 B10 B13
3,1
B1
B8
0,00770
l1/0,5 l3/25
B2 B4 B7 B10 B13
157,8
B1 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
0,0
1СШ
B10
0,01000
b3/18
B1 B5 B9
183,8
2СШ
B10
0,01000
a1/18
B4 B8 B11
36,8
1СШ
B11
0,01000
B1 B5 B9
0,0
2СШ
B11
0,01000
B4 B8
0,0
1СШ
2СШ
0,00005
B1 B5 B9
0,0
2СШ
1СШ
0,00005
B4 B8 B11
0,0
Всего
32285,6627673157
1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем
Основным критерием оптимальности выбранного варианта является минимум приведенных затрат Зmin.
Зmin = Рн´ К + И + У, (руб./год)
где: Рн = 1/Тн = 0,12 — нормативный коэффициент технической эффективности;
Тн — нормативный срок окупаемости;
К — капитальные вложения, необходимые для осуществления схемы, определяемые по укрупненным показателям стоимости оборудования (укрупненная стоимость ячеек РУ);
И — ежегодные эксплуатационные издержки;
И = 0,063 К + 0,025 К + Ипот. (руб./год)
0,063 К — ежегодные амортизационные отчисления, принимаемые равными 6,3% от капитальных вложений (руб./год);
0,025 К — ежегодные годовые издержки на текущие ремонты и зарплату эксплуатационного персонала, принимаемые равными 2,5% от капитальных вложений (руб./год);
Ипот. — годовые издержки, вызванные потерями электроэнергии в электроустановках (руб./год);
У — ущерб от недовыработки электроэнергии.
У = Wнед´ Снед,
Снед — стоимость недовыработки (= 0,12 грн/кВт ч)
РУ-330 кВ (3/2)
Зmin = Рн´ К + И + У= =(0.12*287200*15) +0.063*287200*15+ 0.025* 287200*15+50828173*0.12 =6530180 грн
РУ-330 кВ (4/3)
Зmin = Рн´ К + И + У= =(0.12*287200*14)+ 0.063*287200 *14+ 0.025* 287200* 14+ 44091056*0.12=6127253 грн
РУ-750 кВ (3/2)
Зmin = Рн´ К + И + У= =(0.12* 452000*12)+ 0.063*452000*12+ 0.025*452000* 12+35548095*0.12=5393963 грн
РУ-750 кВ (4/3)
Зmin = Рн´ К + И + У= =(0.12* 452000*11)+0.063* 452000* 11+0.025*452000*11+32285663*0.12=4908455 грн
На основании расчетных данных по приведенным затратам выбираем:
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 25.06.98г. «О классификации электроприемников собственных нужд АЭС по группам и категориям» отмечается имеющаяся взаимная неувязка действующих нормативных документов в части определений категорий и групп потребителей с.н. АЭС. Она связана, в основном, с нечеткостью определения потребителей первой и второй группы в п.10.13 «Правил технологического проектирования АЭС с ВВЭР», согласно которому все потребители первой и второй групп однозначно отнесены к системе, обеспечивающей безопасность. Поскольку четкое разделение на группы потребителей с/нужд нормальной эксплуатации в нормативных документах отсутствует. Принципы классификации потребителей, принятые в проектной практике «Харьковэнергопроект»:
1. По классификации ПУЭ все потребители с.н. АЭС относятся к Iкатегории 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. продолжение
--PAGE_BREAK--
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. 5 — Схема питания собственных нужд от генератора и энергосистемы
Резервные трансформаторы собственных нужд присоединяются к постоянному источнику питания расположенному вблизи АЭС напряжение 330 кВ (рис. 5).
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).
Рис. 6 — Схема электроснабжения потребителей 3-группы секций нормальной эксплуатации 6 и 0,4 кВ блока
Рис. 7 — Схема питания потребителей 2-группы надёжного питания общеблочных секций 6 и 0,4 кВ
Рис. 8 — Схема надёжного питания 0,4/0,23 кВ 1-группы надёжности
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. Многие механизмы собственных нужд являются резервными, как, например, дублированные конденсатные насосы, резервные питательные электронасосы. Часть механизмов работает периодически: насос кислотной промывки, противопожарные, краны, сварка, освещение. Кроме того, мощность двигателей механизмов выбирается с некоторым запасом с учетом ухудшения свойств агрегатов в процессе эксплуатации каталожные мощности электродвигателей также обычно больше расчетных, требуемых на валу. В результате определение действительной нагрузки трансформатора собственных нужд оказывается очень сложным, и назвать их реальную нагрузку можно лишь на основании опыта эксплуатации. Поэтому для определения мощности трансформаторов собственных нужд пользуемся приближенным методом [3], согласно которому переход от мощности механизма к мощности трансформатора производится путем умножения суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые институтом “Теплоэнергопроект” (г. Москва) на основе опыта эксплуатации и проведенных испытаний.
2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4
В суммарной мощности механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально работающих механизмов и трансформаторов. В соответствии с этим мощность трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ определим по формуле:
/>
где ∑P'дв, ∑P"дв – суммы мощностей, кВт, электродвигателей мощностью более 75 и менее 75 кВт соответственно, подключённых к трансформатору;
∑Pзадв – сумма мощностей электродвигателей задвижек и колонок дистанционного управления, кВт;
∑Pосв – суммарная нагрузка приборов освещения и электронагревателей, кВт.
Для питания потребителей 0,4 кВ секции надёжного питания 2-категории (CV01) принимаем к установке трансформатор ТСЗС-1000/10: трёхфазный, с сухой изоляцией, с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении, мощностью 1000 кВ·А. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице
Таблица 2.1 — Данные трансформатора
Тип
Sном,
кВ·А
Напряжение обмотки, кВ
PХ.Х.
PК.З.
Uкз, %
Iхх, % продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
824,5
1000
27
BU26
Секция CV02
836,7
1000
28
BU27
Секция CW02
889,6
1000
29
BU28
Секция CX02
832,1
1000
30
BU29
Секция CG
746,2
1000
31
BU31
Секция CJ01
719,7
1000
32
BU32
АБП общ.блоч.
180,4
250
33
BU34
Секция CK01
705,3
1000
34
BU37
Секция CU04
196,2
250 --PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Распределение нагрузок
Секция BE
Секция BF
Секция BG
Секция BH
Раб.
Рез.
К-во
Мощность
К-во
Мощность
К-во
Мощность
К-во
Мощность
1
Сливной насос ПНД3
500
2
1
1
500
-
-
1
500
1
500
2
Сливной насос ПНД1
315
2
1
-
-
1
315
1
315
1
315 --PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
6,3-6,3
100
230
11
0,8
2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока
2.3.1 Основные положения
Под самозапуском понимают процесс автоматического восстановления нормального режима работы электродвигателей механизмов собственных нужд после кратковременного нарушения электроснабжения, вызванного исчезновением или глубоким снижением питающего напряжения. Кратковременный перерыв питания электродвигателей наблюдается при отключении рабочего питания и переходе на резервный источник. Кратковременное глубокое понижение напряжения возникает при близких кз к системе собственных нужд электростанции.
После отключения питания или глубокой посадки напряжения происходит снижение частоты вращения электродвигателей под действием момента сопротивления. При чем этот процесс можно разделить на несколько стадий:
в первый момент исчезновения напряжения наблюдается групповой выбег агрегатов с.н., при котором из-за их взаимного влияния частота вращения снижается с одинаковой скоростью;
в дальнейшем в соответствии с механическими характеристиками происходит индивидуальный выбег агрегатов собственных нужд.
При подаче напряжения питания осуществляется режим собственно самозапуска электродвигателей, когда частота вращения возрастает, самозапуск будет успешным, если агрегаты собственных нужд, участвующие в этом режиме, развернутся до рабочей частоты вращения за допустимое время.
Успешность самозапуска зависит от времени перерыва питания, параметров питающей сети, суммарной мощности не отключенных электродвигателей и их загрузки, механических характеристик механизмов и других факторов.
2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска
При расчетах режима самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд должны использоваться конкретные данные и реальные режимы работы оборудования
Время перерыва питания собственных нужд для АЭС выбирается, как правило, равным:
• 0,7 сек — при отключении рабочего источника питания действием быстродействующей релейной защиты или в случае ошибочного отключения его оперативным персоналом,
• 1,5 сек — при отключении рабочего источника действием его максимальной токовой защиты,
• 2,0 сек — при отключении трансформатора с.н., имеющего на стороне низкого напряжения две и более обмоток, действием максимальной токовой защиты установленной на стороне высокого напряжения
Продолжительность самозапуска, как правило, не должна превышать для блочных электростанций с турбогенераторами мощностью 160МВт и более, а к таковым относятся АЭС, 20 секунд. Эта величина определяется условиями сохранения технологического режима блока.
Неуспешность самозапуска механизмов собственных нужд сопровождается срабатыванием технологических защит из-за снижения от нормируемых значений технологических параметров: расхода в 1 и 2 контурах, давления во втором контуре, расхода циркуляционной воды в конденсаторах турбины, давления масла в системах смазки турбин, генератора, питательного насоса, ГЦН и т.д.
В проектах электростанций выявление успешности самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ осуществляется по методу связанному с определением начального напряжения на выводах электродвигателей в первый момент собственно режима самозапуска. Принимается, что самозапуск будет успешным, если начальное напряжение на электродвигателях после включения резервного источника питания составит не менее 0.6-0,65Uном.
Если в результате расчета оказалось, что начальное напряжение ниже минимально допустимого, то необходимо провести расчет успешности самозапуска, с привлечением более точных методов.
Для обеспечения успешности самозапуска электродвигателей с.н. рекомендуется в качестве дополнительных мер:
• отключение электродвигателей неответственных механизмов собственных нужд:
• выбор повышенного напряжения на низкой стороне ТСН (I.IUnoм);
• снижение напряжения к.з. ТСН;
• использование устройства форсировки напряжения на период самозапуска.
Для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 определены наиболее вероятные режимы самозапуска от резервного трансформатора собственных нужд:
самозапуск АД одной секции в результате автоматического включения резерва от ложного отключения выключателя рабочего ввода питания собственных нужд,
самозапуск одновременно с четырех секций в результате отключения энергоблока и посадки стопорных клапанов турбины.
При этом РТСН или ПРТСН может иметь предвключенную нагрузку.
Самозапуск АД одновременно трех секций может быть лишь в случае отказа во включении одного из выключателей резервного питания при АВР одновременно четырех секций Этот случай не является расчетным.
Самозапуск одновременно с двух секций маловероятен поскольку исключается возможность ложного отключения одновременно двух выключателей рабочего питания, а повреждение в трансформаторе рабочего питания с.н приводит к отключению энергоблока и самозапуску 4 секций.
По окончании самозапуска электродвигателей одной секции должен быть восстановлен нормальный режим работы блока
По окончании самозапуска электродвигателей 4 — х секций, должно восстанавливаться напряжение на шинах собственных нужд для обеспечения нормального останова блока. Для обеспечения успешного самозапуска в тяжелых режимах, на АЭС предусматривается отключение некоторых электродвигателей. Отключению подлежат наиболее крупные электродвигатели, не влияющие на технологический режим работы блока. Отключение, участвующих в самозапуске, механизмов производится от групповой защиты минимального напряжения с временем 2 ступени (3...9 сек) при напряжении 0.5Uном и ниже.
Проектными организациями определен перечень механизмов с.н. блока АЭС, участвующих в самозапуске. В этом перечне определена группа механизмов, подлежащих отключению для облегчения самозапуска при его затягивании. Рассмотрим основные механизмы этого перечня:
? п/п
Название механизма
Кол-во
S
кВт
Примечание
1
Циркуляционный насос (градирня)
1
4000
Отключение от защиты минимального напряжения не предусматривается
2
Циркуляционный насос конденсатора (двухскоростной)
1
2500/4000
3
ГЦН
1
8000
защиты с временем 2-ой ступени 0,5Uном и ниже (3¸9 сек)
2.3.3 Расчет начального напряжения режима самозапуска
Расчет выполнен в математическом редакторе «Mathcad-8»
Номинальное напряжение
/>
Кратность пускового тока
/>/>/>/>
Мощность
/>/>/>/>
Коэффициент мощности
/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>
Проводимость
/>/>/>/>
/>/>/>/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>/>/>/>
/>
/>
Tрансформатор СН:
/>/>
/>
/>
Tрансформатор блочный 330 кВ:
/>/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Tрансформатор блочный 750 кВ:
/>/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Расчет показывает, что самозапуск электродвигателей будет успешным (Usz > 0,6Un)
Размерность величин, используемых при расчете:
Мощность Вт
Ток А
Сопротивление Ом
Напряжение В
Проводимость 1/Ом
2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд
При коротком замыкании (к.з.) в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и значение тока оказывают группы электродвигателей включённых в близи места повреждения.
Для привода механизмов собственных нужд применяются в основном асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. При близком коротком замыкании напряжение на выводах двигателей оказывается меньше их ЭДС. Электродвигатели переходят в режим генератора, посылающего ток в место повреждения.
2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ
Расчёт токов к.з. на сборных шинах 6 кВ ведём по программе GTCURR разработанной кафедрой электрических станций МЭИ (рис. 9, 10, 11).
Производим расчёт токов к.з. для всех возможных схем питания потребителей собственных нужд.
а) Питание секций собственных нужд от трансформатора собственных нужд;
б) Питание секций собственных нужд от резервных трансформаторов собственных нужд;
в) Питание секций собственных нужд от дизель-генераторов.
Рис. 9 — Расчётная схема, питание секции собственных нужд от ТСН
Рис. 10 — Расчётная схема, питание секции собственных нужд от РТСН
Рис. 11 — Расчётная схема, питание секции собственных нужд от дизель генератора
2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ
В расчёте токов к.з. в электрических сетях до 1000 В необходимо учитывать активные сопротивления цепи, а именно активные сопротивления токовых обмоток автоматических выключателей, контактов коммутационной аппаратуры и т.д. Активное сопротивление оказывает влияние на апериодическую составляющую токов к.з.
Произведём расчёт токов к.з. на шинах секции CV01 (рис. 12).
/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>
Рис. 12 — Расчётная схема расчёта токов к.з. на сборных шинах секции 0,4 кВ, секции CА
Сопротивление элементов схемы:
Активное сопротивление трансформатора
/>
где ΔPк – потери к.з. в трансформаторе;
Sном.Т – номинальная мощность трансформатора.
/>
Индуктивное сопротивление трансформатора:
/>
Сопротивление трансформатора:
/>
где x* — относительное сопротивление элемента;
Uном – номинальное напряжение элемента;
Sном – номинальная мощность элемента.
/>мОм;/>мОм
Сопротивление шин находим при среднегеометрическом расстоянии между фазами:
/>
Переходное сопротивление контактов рубильника определим по /7 таб.5-12/, rр = 0,06
Схема замещения цепи для расчёта к.з. в точке состоит из ряда последовательно включённых сопротивлений, суммарное сопротивление цепи составляет:
/>
Ток короткого замыкания:
/>
где Uс.ном – номинальное напряжение сети.
Определим ударный ток к.з. от удалённого турбогенератора,
при xΣ/rΣ = 14,68/3,236 = 4,536.
Ударный коэффициент – kуд = 1,52.
Тогда ударный ток в точке к.з. от генератора составит:
/>
Определим ударный ток к.з. с учётом электродвигателей 0,4 кВ. Сопротивления элементов цепи от электродвигателей до точки к.з. на шинах не учитываются, номинальный ток двигателей: />
где ΣP – суммарная мощность электродвигателей получающих питание от данной секции (), согласно таблицы № Х, ΣP = 610 кВт;
kпд – коэффициент полезного действия электродвигателей, равный 0,94;
cos φ – коэффициент мощности электродвигателей, равный 0,91.
/>
суммарное значение ударного тока к.з. с учётом электродвигателей:
/>
Таблица 2.9 — Расчёт токов к.з. на сборных шинах секций 0,4 кВ блока
п/п продолжение
--PAGE_BREAK--
Оперативное наименование секций 0,4 кВ
Ток трёхфазного короткого замыкания, Iк, кА
Ударный ток к.з., iуд, кА --PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
r2≤ r2ном
№ схемы
№ точки
кВ
А
кА
кА2∙с
Ом
1
Ввод на секцию
6 кВ от ТСН
2.3.1
К3
ТЛМ-6-3000-0,5/Р
6
6
2886
3000
64,5
125
367
252∙4=2500
2
Ввод на секцию
6 кВ от РТСН
2.3.2
К2
ТЛМ-6-3000-0,5/Р
6
6
2886
3000
90,6
125
1246
252∙4=2500
0,5
3
Сборные шины секции 6 кВ BA(BB,BC,BD)
2.3.2
К2
ТЛМ-6-3000-0,5/Р
6
6
2886
3000
90,6
125
1246
252∙4=2500
4
Сборные шины секций 6 кВ BV(BW,BX)
2.3.2
К7
ТЛМ-6-800-0,5/Р
6
6
675
800
71,7
125
1511
252∙4=2500
0,28
0,4
5
Сборные шины секций 6 кВ Д.Г., BZ01 (02-05)
2.3.2
К1
ТЛМ-6-800-0,5/Р
6
6
675
800
20,23
125
53,69
252∙4=2500
0,28
0,4
6
Сборные шины секций ОСО 6 кВ BE (BG)
2.3.2
К8
ТЛМ-6-800-0,5/Р
6
6
680
800
60,7
125
1298
252∙4=2500
0,28
0,4
7
Сборные шины секций 6 кВ BJ (BK)
2.3.2
К6
ТЛМ-6-800-0,5/Р
6
6
675
800
84,7
125
1791
252∙4=2500
0,28
0,4
2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35
Выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод.
Таблица 2.16 — Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода
Тип токопровода
Координаты точки к.з.
Условия выбора
Параметры
№ схемы
№ точки
Расчётные данные
Каталожные данные
ТКЗП 6/3200-125
2.3.2
К3
Uсети≤ Uном
Iдл.ном≤ Iном
iуд≤ i
Uсети =6 кВ
Iдл.ном= 2886 А
iуд= 94,9 кА
Uном= 6 кВ
Iном= 3200 А
iдин= 125 кА
2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ
Кабели, питающие потребителей 6 кВ собственных нужд АЭС, прокладываются в кабельных полуэтажах и кабельных шахтах. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных помещениях АЭС, рекомендуется применять кабели, у которых изоляция, оболочка и покрытия выполнены из не воспламеняющих материалов.
Для указанных способов прокладки с учётом требований пожарной безопасности, для питания трансформаторов 6/0,4 кВ применяют кабель ААБнлГ, секций 6 кВ применяют кабель ЦААБнГ.
Выбор кабеля 6 кВ питания трансформаторов секции CV01 (BU05).
Кабель марки ААБнлГ, трёхжильный. Определим номинальный ток трансформатора:
/>
Определим экономическое сечение:
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
где jэ – нормированная плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, согласно /6/.
Принимаем трёхжильный кабель 3´70 мм2, Iдоп = 135 А. Поправочный коэффициент на температуру воздуха k = 0,93.
Тогда длительно допустимый ток на кабель составит:
/>
Проверка по термической стойкости кабеля:
Номинальное сечение по термической стойкости определим по формуле:
/>
где Bk – тепловой импульс тока к.з.
c = 92, согласно /6 табл.3.13/, для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.
Вывод для прокладки выбираем кабель сечением 150 мм2.
Выбор кабелей питающих остальные трансформаторы 6/0,4 кВ и секций 6 кВ аналогичен. Расчёт сведён в таблицу.
Таблица 2.17 — Выбор кабелей, питающих трансформаторы 6/0,4 кВ и секции 6 кВ
№
Питаемые секции 6 кВ и трансформаторы 6/0,4 кВ
Тип кабеля
Номинальный ток, А
Выбор сечения кабеля
Экономическое сечение жилы, мм2
Термическая стойкость, мм2
1
BL, BM, BP, BN
ЦААБнГ-5(3´240)
2886
5´240
121
2
BJ, BK
ЦААБнГ-3(3´240)
585
3´139
134
3
BE, BG
ЦААБнГ-4(3´240)
1360
4´240
125
4
BJ↔BK
ЦААБнГ-3(3´240)
302
3´216
142
5
BY,BW,BX,BJ,BK↔BZ01-05
ЦААБнГ-3(3´240)
675
3´161
142
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 1000 кВ·А
6
CA, CP
ААБнГ 3´150
96,2
68,7
121
7
CB, CQ, CT, CC
ААБнГ 3´150
96,2
68,7
121
8
CM, CR
ААБнГ 3´150
96,2
68,7
116
9
CN, CD, CG
ААБнГ 3´150
96,2
68,7
117
10
CJ, CK, CU04-05
ААБнГ 3´150
96,2
68,7
145
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 250 кВ·А
11
АБП УВС, АБП общеблочное
ААБнГ 3´150
24,1
17,2
119
2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ
Для снабжения потребителей 0,4 кВ применяем комплектные трансформаторные подстанции типа КТПсн. КТП данного типа выполняются с двусторонним обслуживанием и состоят из силовых и релейных ячеек. В силовые ячейки устанавливаются выдвижные автоматические выключатели. В релейные ячейки устанавливаются выдвижные блоки со смонтированной на них аппаратурой.
Конструкции шкафов предусматривают:
в шкафах вводов питания, секционных, установку выключателей или разъединителей и релейных блоков;
в шкафах линий возможность набора выключателей типа А3700, ВА-50 и релейных блоков в различных вариантах;
взаимозаменяемость однотипных блоков.
Выбор сборных шин КТПСН 0,4 кВ.
Выбор шин по длительно допустимому току:
Длительно допустимый ток для прямоугольных шин определим по формуле:
/>
принимаем к установке алюминиевые шины размером 80´10 мм (Iдоп = 2410 А).
Проверим принятые размеры по термической стойкости.
/>
где Bk – тепловой импульс;
с – коэффициент, равный с = 88.
/>
Условие термической стойкости выполнено.
Электродинамическая стойкость шин.
/>
Шкафы вводов питания и секционные шкафы комплектуем выключателями серии «электрон», предназначенными для установки в цепях с номинальным напряжением переменного тока до 660 В частотой 50 Гц. В качестве примера приводим расчёты по выбору выключателя рабочего (резервного) питания секции 0,4 кВ нормальной эксплуатации CA.
Таблица 2.18 — Выбор выключателей рабочего (резервного) ввода секции CA
Тип выключателя продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
условия
выбора
Перечень условий
Значения
расчетное
гарантийное
Выбранный тип: 5´АС-800/105
1
Максимальный рабочий ток нагрузки при нормальном режиме работы
IФ= 3503А
2
Сечение провода, определяемое по экономической плотности тока при числе часов использования максимума нагрузки и экономической плотности тока iэ=1 А/мм2
Sэ=4121 мм2
Sвыбр=5´800мм2
Sэ～Sвыбр
3
Сечение провода по условиям нагрева форсированным током нагрузки
Sвыбр= 800 мм2
Sтабл= 800 мм2
Sтабл£Sвыбр
4
Количество проводов в фазе
nвыбр= 5
nкор= 5
nкор£nвыбр
5
Расстояние между проводами в фазе
авыбр= 600 мм
акор= 600 мм
акор£авыбр
4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ
таблица 4.15 Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений
№№
п/п
Параметры, определяющие условия выбора
условия
выбора
Перечень условий
Значения
расчетное
гарантийное
Выбранный тип: 2´АС-240/32
1
Форсированный ток нагрузки
Iф=700,5 А
Iдоп=1220 А
Iф£Iдоп
2
Сечение провода по условиям нагрева длительным током нагрузки
Sвыбр= 210 мм2
Sтабл= 240 мм2
Sтабл£Sвыбр
3
Сечение провода по короне
Sвыбр= 240 мм2
Sкор= 240 мм2
Sкор£Sвыбр
4
Количество проводов в фазе
nвыбр= 2
nкор=2
nкор£nвыбр
5
Расстояние между проводами в фазе
авыбр= 400 мм
акор= 400 мм
акор£авыбр
4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ
таблица 4.16 Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений
№№
п/п
Параметры, определяющие условия выбора
условия
выбора
Перечень условий
Значения
расчетное
гарантийное
Выбранный тип: 3´АС-240/32
1
Максимальный рабочий ток нагрузки при нормальном режиме работы
Iм=700,5 А
2
Сечение провода, определяемое по экономической плотности тока при числе часов использования максимума нагрузки и экономической плотности тока iэ=1 А/мм2
Sэ = 637,3
Sвыбр=3´240мм2
Sэ£Sвыбр
3
Сечение провода по условиям нагрева форсированным током нагрузки
Sвыбр= 240 мм2
Sтабл= 240 мм2
Sтабл£Sвыбр
4
Сечение провода по короне
Sвыбр= 240 мм2
Sкор= 2400 мм2
Sкор£Sвыбр
5
Количество проводов в фазе
nвыбр= 3
nкор= 3
nкор£nвыбр
6
Расстояние между проводами в фазе
авыбр= 600 мм
акор= 600 мм
акор£авыбр
литература
«Электрическая часть станций и подстанций» Учебник для ВУЗов/ А.А. Васильев и др. — 2-е издание, переработанное и дополненное. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М.: Энергия, 1990.
Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебник для ВУЗов – 4-е изд., перераб. и допол. – М.: Энергоатомиздат, 1989 — 608 с.
Двоскин П.Н. Схемы и конструкции распределительных устройств – 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985 — 240 с.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрических станций и подстанций. Учебное пособие для ВУЗов / Ю.Б. Гук, В.В. Колтан, С.С. Петров. – М.: Энергоатомиздат. Ленингр. отдел, 1985 — 312 с.