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.

2002

Cодержание

1. Выбор схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС 4

1.1 Исходные данные задания: 4

1.2 Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН 4

1.3 Выбор генераторов и блочных трансформаторов 5

1.4 Выбор АТ 6

1.5 Определение потерь в трансформаторах блоков и АТ 9

1.6 Выбор проводников для ЛЭП на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ 10

1.7 Кол-во соединений на РУ-330 кВ и РУ-750 кВ 11

1.8 Выбор вариантов схем РУ всех напряжений 11

1.9 Технико-экономический анализ вариантов схем 14

1.9.1 Определение потерь электроэнергии от потоков отказов элементов схем РУ СН 14

1.9.2 Технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых схем. 22

2. Проектирование электроснабжения собственных нужд блока АЭС 25

2.1 Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд 25

2.1.1 Принципы построения схемы 25

2.1.2 Классификация потребителей по надежности питания 26

2.1.3 Сети и питающие напряжения 28

2.1.4 Источники питания 30

2.1.5 Присоединение трансформаторов собственных нужд 30

2.1.6 Питание потребителей III группы секций нормальной эксплуатации 31

2.1.7 Питание потребителей II группы надежности общеблочных секций 32

2.1.8 Питание потребителей I группы надежного питания 0,4 кВ 32

2.1.9 Схема постоянного тока 33

2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 34

2.2.1 Общие положения 34

2.2.2 Выбор трансформаторов 6/0.4 36

2.2.3 Выбор трансформаторов 24/6,3-6,3 кВ 37

2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3-6,3 кВ 48

2.3 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд на 6 кВ блока 49

2.3.1 Основные положения 49

2.3.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска 50

2.3.3 Расчет начального напряжения режима самозапуска 54

2.4 Расчет токов КЗ на шинах собственных нужд 56

2.4.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети 6 кВ 56

2.4.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ 56

2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд 63

2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ 63

2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы 63

2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ 66

2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ 67

2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов 69

2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35 73

2.5.7 Выбор кабелей 6 кВ 74

2.5.8 Выбор элементов КРУ 0,4 кВ 77

3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания 81

3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания 81

3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000 85

4.1 Расчет токов короткого замыкания 91

4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы 92

4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ 93

4.2.3 Выбор выключателя нагрузки 96

4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ) 97

4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ) 97

4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв) 99

4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв) 101

4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ 106

4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ 107

4.2.11 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-330 кВ 108

4.2.12 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-330 кВ 108

литература 110

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	Напряже ние, кВ	нагрузка, МВт	мощность к.з. от системы, МВА
АЭС 71000 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	Cos ном.	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 / cos = 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 = Р Снmax / cos = 3800 / 0,85 = 4470,59 МВА

Минимальная полная мощность РУ СН:

Sнг 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.

SП min = SГсн - Sнг min - Sсн = 3333 - 3764,7 - 166,65 = -598,35 МВА

SП max = Sн max - SГсн + Sсн = 4470,59 - 3333 + 166,65 = 1304,24 МВА

Sпа = Sн max - (SГсн - Sг1)+ Sсн = 4470,59 - (3333 - 1111)+ 166,65 = 2415,24

МВА

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;

SГсн— 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 = SГсн - Sнг min - Sсн = 4444 - 3764,7 – 222,2 = 457,1 МВА

SП max = Sн max - SГсн + Sсн = 4470,59 - 4444 + 222,2 = 248,79 МВА

Sпа = Sн max - (SГсн - Sг1)+ Sсн = 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:

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:

МВтч/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);

max — время наибольших потерь (1% от ТГ).

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

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 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 = 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.

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

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	B9	0,00770	l1/0,5	B2 B4 B7 B10 B13	3,1
B1	B10	0,00770	l1/0,5	B2 B4 B7 B13	3,1
B1	B11	0,00770	(l1) b4/25	B2 B4 B7 B10 B13	193,4
B1	B12	0,00770	l1/0,5	B2 B4 B7 B10 B13	3,1
B1	B13	0,00770	l1/0,5	B2 B4 B7 B10	3,1
B1	B14	0,00770	l1/0,5 l5/25	B2 B4 B7 B10 B13	157,8
B1	B15	0,00770	l1/0,5	B2 B4 B7 B10 B13	3,1
B2	B1	0,00770	b1/16 l1/59	B3	488,8
B2	B3	0,00770	(l1) b1/75	B1	580,1
B2	B4	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B5	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B6	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B7	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B8	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B9	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B10	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B11	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B12	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B13	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B14	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B2	B15	0,00770	(l1) b1/16	B1 B3	123,7
B3	B1	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B2	0,00770	b1/75	B6 B9 B12 B15	580,1
B3	B4	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B5	0,00770	b1/16 l2/9	B2 B6 B9 B12 B15	179,4
B3	B6	0,00770	b1/16	B2 B9 B12 B15	123,7
B3	B7	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B8	0,00770	b1/16 b3/25	B2 B6 B9 B12 B15	317,1
B3	B9	0,00770	b1/16	B2 B6 B12 B15	123,7
B3	B10	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B11	0,00770	b1/16 l4/9	B2 B6 B9 B12 B15	179,4
B3	B12	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B15	123,7
B3	B13	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B14	0,00770	b1/16 (a1)	B2 B6 B9 B12 B15	123,7
B3	B15	0,00770	b1/16	B2 B6 B9 B12	123,7
B4	B1	0,00770	b2/16	B5 B7 B10 B13	123,7
B4	B2	0,00770	b2/16 l1/9	B5 B1 B7 B10 B13	179,4
B4	B3	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B10 B13	123,7
B4	B5	0,00770	b2/75	B1 B7 B10 B13	580,1
B4	B6	0,00770	b2/16 (l2)	B5 B1 B7 B10 B13	123,7
B4	B7	0,00770	b2/16	B5 B1 B10 B13	123,7
B4	B8	0,00770	b2/16 l3/9	B5 B1 B7 B10 B13	179,4
B4	B9	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B10 B13	123,7
B4	B10	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B13	123,7
B4	B11	0,00770	b2/16 b4/25	B5 B1 B7 B10 B13	317,1
B4	B12	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B10 B13	123,7
B4	B13	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B10	123,7
B4	B14	0,00770	b2/16 l5/9	B5 B1 B7 B10 B13	179,4
B4	B15	0,00770	b2/16	B5 B1 B7 B10 B13	123,7
B5	B1	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B2	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B3	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B4	0,00770	(l2) b2/75	B6	580,1
B5	B6	0,00770	b2/16 l2/59	B4	488,8
B5	B7	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B8	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B9	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B10	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B11	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B12	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B13	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B14	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B5	B15	0,00770	(l2) b2/16	B4 B6	123,7
B6	B1	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B2	0,00770	(l2) b1/25	B5 B3 B9 B12 B15	193,4
B6	B3	0,00770	l2/0,5	B5 B9 B12 B15	3,1
B6	B4	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B5	0,00770	l2/75	B3 B9 B12 B15	464,0
B6	B7	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B8	0,00770	(l2) b3/25	B5 B3 B9 B12 B15	193,4
B6	B9	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B12 B15	3,1
B6	B10	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B11	0,00770	l2/0,5 l4/25	B5 B3 B9 B12 B15	157,8
B6	B12	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B15	3,1
B6	B13	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B14	0,00770	l2/0,5 a1/0,5	B5 B3 B9 B12 B15	3,1
B6	B15	0,00770	l2/0,5	B5 B3 B9 B12	3,1
B7	B1	0,00770	l3/0,5	B8 B4 B10 B13	3,1
B7	B2	0,00770	l3/0,5 l1/25	B8 B1 B4 B10 B13	157,8
B7	B3	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B10 B13	3,1
B7	B4	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B10 B13	3,1
B7	B5	0,00770	(l3) b2/25	B8 B1 B4 B10 B13	193,4
B7	B6	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B10 B13	3,1
B7	B8	0,00770	l3/75	B1 B4 B10 B13	464,0
B7	B9	0,00770	(l3) b3/16	B8 B1 B4 B10 B13	123,7
B7	B10	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B13	3,1
B7	B11	0,00770	(l3) b4/25	B8 B1 B4 B10 B13	193,4
B7	B12	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B10 B13	3,1
B7	B13	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B10	3,1
B7	B14	0,00770	l3/0,5 l5/25	B8 B1 B4 B10 B13	157,8
B7	B15	0,00770	l3/0,5	B8 B1 B4 B10 B13	3,1
B8	B1	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B2	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B3	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B4	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B5	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B6	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B7	0,00770	b3/16 l3/59	B9	488,8
B8	B9	0,00770	(l3) b3/75	B7	580,1
B8	B10	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B11	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B12	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B13	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B14	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B8	B15	0,00770	(l3) b3/16	B7 B9	123,7
B9	B1	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B2	0,00770	b3/16 b1/25	B8 B3 B6 B12 B15	317,1
B9	B3	0,00770	b3/16	B8 B6 B12 B15	123,7
B9	B4	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B5	0,00770	b3/16 l2/9	B8 B3 B6 B12 B15	179,4
B9	B6	0,00770	b3/16	B8 B3 B12 B15	123,7
B9	B7	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B8	0,00770	b3/75	B3 B6 B12 B15	580,1
B9	B10	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B11	0,00770	b3/16 l4/9	B8 B3 B6 B12 B15	179,4
B9	B12	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B15	123,7
B9	B13	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B14	0,00770	b3/16 (a1)	B8 B3 B6 B12 B15	123,7
B9	B15	0,00770	b3/16	B8 B3 B6 B12	123,7
B10	B1	0,00770	b4/16	B11 B4 B7 B13	123,7
B10	B2	0,00770	b4/16 l1/9	B11 B1 B4 B7 B13	179,4
B10	B3	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B7 B13	123,7
B10	B4	0,00770	b4/16	B11 B1 B7 B13	123,7
B10	B5	0,00770	b4/16 b2/25	B11 B1 B4 B7 B13	317,1
B10	B6	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B7 B13	123,7
B10	B7	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B13	123,7
B10	B8	0,00770	b4/16 l3/9	B11 B1 B4 B7 B13	179,4
B10	B9	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B7 B13	123,7
B10	B11	0,00770	b4/75	B1 B4 B7 B13	580,1
B10	B12	0,00770	b4/16 (l4)	B11 B1 B4 B7 B13	123,7
B10	B13	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B7	123,7
B10	B14	0,00770	b4/16 l5/9	B11 B1 B4 B7 B13	179,4
B10	B15	0,00770	b4/16	B11 B1 B4 B7 B13	123,7
B11	B1	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B2	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B3	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B4	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B5	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B6	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B7	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B8	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B9	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B10	0,00770	(l4) b4/75	B12	580,1
B11	B12	0,00770	b4/16 l4/59	B10	488,8
B11	B13	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B14	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B11	B15	0,00770	(l4) b4/16	B10 B12	123,7
B12	B1	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B2	0,00770	(l4) b1/25	B11 B3 B6 B9 B15	193,4
B12	B3	0,00770	l4/0,5	B11 B6 B9 B15	3,1
B12	B4	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B5	0,00770	l4/0,5 l2/25	B11 B3 B6 B9 B15	157,8
B12	B6	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B9 B15	3,1
B12	B7	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B8	0,00770	(l4) b3/25	B11 B3 B6 B9 B15	193,4
B12	B9	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B15	3,1
B12	B10	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B11	0,00770	l4/75	B3 B6 B9 B15	464,0
B12	B13	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B14	0,00770	l4/0,5 a1/0,5	B11 B3 B6 B9 B15	3,1
B12	B15	0,00770	l4/0,5	B11 B3 B6 B9	3,1
B13	B1	0,00770	l5/0,5	B14 B4 B7 B10	3,1
B13	B2	0,00770	l5/0,5 l1/25	B14 B1 B4 B7 B10	157,8
B13	B3	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	3,1
B13	B4	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B7 B10	3,1
B13	B5	0,00770	(l5) b2/25	B14 B1 B4 B7 B10	193,4
B13	B6	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	3,1
B13	B7	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B10	3,1
B13	B8	0,00770	l5/0,5 l3/25	B14 B1 B4 B7 B10	157,8
B13	B9	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	3,1
B13	B10	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B7	3,1
B13	B11	0,00770	(l5) b4/25	B14 B1 B4 B7 B10	193,4
B13	B12	0,00770	l5/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	3,1
B13	B14	0,00770	l5/75	B1 B4 B7 B10	464,0
B13	B15	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	3,1
B14	B1	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B2	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B3	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B4	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B5	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B6	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B7	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B8	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B9	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B10	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B11	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B12	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	3,1
B14	B13	0,00770	a1/0,5 l5/75	B15	464,0
B14	B15	0,00770	l5/0,5 a1/0,5	B13	3,1
B15	B1	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9 B12	0,0
B15	B2	0,00770	(a1) b1/25	B14 B3 B6 B9 B12	193,4
B15	B3	0,00770	(a1)	B14 B6 B9 B12	0,0
B15	B4	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9 B12	0,0
B15	B5	0,00770	a1/0,5 l2/25	B14 B3 B6 B9 B12	154,7
B15	B6	0,00770	(a1)	B14 B3 B9 B12	0,0
B15	B7	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9 B12	0,0
B15	B8	0,00770	(a1) b3/25	B14 B3 B6 B9 B12	193,4
B15	B9	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B12	0,0
B15	B10	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9 B12	0,0
B15	B11	0,00770	a1/0,5 l4/25	B14 B3 B6 B9 B12	154,7
B15	B12	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9	0,0
B15	B13	0,00770	(a1)	B14 B3 B6 B9 B12	0,0
B15	B14	0,00770	(a1)	B3 B6 B9 B12	0,0
B1	1СШ	0,00043	l1/0,5	B2	0,2
B1	2СШ	0,00043	(l1) b1/16	B2 B4 B7 B10 B13	6,8
B2	1СШ	0,00043	(l1) b1/16	B1 B3	6,8
B2	2СШ	0,00043	(l1) b1/16	B1 B3	6,8
B3	1СШ	0,00043	(l1) b1/16	B2 B6 B9 B12 B15	6,8
B3	2СШ	0,00043	b1/16	B2	6,8
B4	1СШ	0,00043	b2/16	B5	6,8
B4	2СШ	0,00043	(l2) b2/16	B5 B1 B7 B10 B13	6,8
B5	1СШ	0,00043	(l2) b2/16	B4 B6	6,8
B5	2СШ	0,00043	(l2) b2/16	B4 B6	6,8
B6	1СШ	0,00043	(l2) b2/16	B5 B3 B9 B12 B15	6,8
B6	2СШ	0,00043	l2/0,5	B5	0,2
B7	1СШ	0,00043	l3/0,5	B8	0,2
B7	2СШ	0,00043	(l3) b3/16	B8 B1 B4 B10 B13	6,8
B8	1СШ	0,00043	(l3) b3/16	B7 B9	6,8
B8	2СШ	0,00043	(l3) b3/16	B7 B9	6,8
B9	1СШ	0,00043	(l3) b3/16	B8 B3 B6 B12 B15	6,8
B9	2СШ	0,00043	b3/16	B8	6,8
B10	1СШ	0,00043	b4/16	B11	6,8
B10	2СШ	0,00043	(l4) b4/16	B11 B1 B4 B7 B13	6,8
B11	1СШ	0,00043	(l4) b4/16	B10 B12	6,8
B11	2СШ	0,00043	(l4) b4/16	B10 B12	6,8
B12	1СШ	0,00043	(l4) b4/16	B11 B3 B6 B9 B15	6,8
B12	2СШ	0,00043	l4/0,5	B11	0,2
B13	1СШ	0,00043	l5/0,5	B14	0,2
B13	2СШ	0,00043	l5/0,5 a1/0,5	B14 B1 B4 B7 B10	0,2
B14	1СШ	0,00043	a1/0,5 l5/15	B13 B15	5,1
B14	2СШ	0,00043	l5/0,5 a1/0,5	B13 B15	0,2
B15	1СШ	0,00043	a1/0,5 l5/0,5	B14 B3 B6 B9 B12	0,2
B15	2СШ	0,00043	(a1)	B14	0,0
1СШ	B1	0,03000		B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B1	0,03000		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B2	0,03000	l1/25	B1 B4 B7 B10 B13	603,3
2СШ	B2	0,03000	b1/25	B3 B6 B9 B12 B15	754,1
1СШ	B3	0,03000		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B3	0,03000		B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B4	0,03000		B1 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B4	0,03000		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B5	0,03000	b2/25	B1 B4 B7 B10 B13	754,1
2СШ	B5	0,03000	l2/25	B3 B6 B9 B12 B15	603,3
1СШ	B6	0,03000		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B6	0,03000		B3 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B7	0,03000		B1 B4 B10 B13	0,0
2СШ	B7	0,03000		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B8	0,03000	l3/25	B1 B4 B7 B10 B13	603,3
2СШ	B8	0,03000	b3/25	B3 B6 B9 B12 B15	754,1
1СШ	B9	0,03000		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B9	0,03000		B3 B6 B12 B15	0,0
1СШ	B10	0,03000		B1 B4 B7 B13	0,0
2СШ	B10	0,03000		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B11	0,03000	b4/25	B1 B4 B7 B10 B13	754,1
2СШ	B11	0,03000	l4/25	B3 B6 B9 B12 B15	603,3
1СШ	B12	0,03000		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B12	0,03000		B3 B6 B9 B15	0,0
1СШ	B13	0,03000		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	B13	0,03000		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B14	0,03000	l5/25	B1 B4 B7 B10 B13	603,3
2СШ	B14	0,03000	(a1)	B3 B6 B9 B12 B15	0,0
1СШ	B15	0,03000		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	B15	0,03000		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	2СШ	0,00011		B1 B4 B7 B10 B13	0,0
2СШ	1СШ	0,00011		B3 B6 B9 B12 B15	0,0
Всего	50828,1736404471

Дальнейший расчет производим аналогично.

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

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		0,14000	l1/0,5	B2 B5 B9 B13	56,1
B2		0,14000	(l1) b1/16	B1 B3	2245,7
B3		0,14000	(l2) b1/16	B2 B4	2245,7
B4		0,14000	l2/0,5	B3 B8 B12 B14	56,1
B5		0,14000	b2/16	B6 B1 B9 B13	2245,7
B6		0,14000	(l3) b2/16	B5 B7	2245,7
B7		0,14000	(l3) b3/16	B6 B8	2245,7
B8		0,14000	b3/16	B7 B4 B12 B14	2245,7
B9		0,14000	l4/0,5	B10 B1 B5 B13	56,1
B10		0,14000	(l4) b4/16	B9 B11	2245,7
B11		0,14000	(l5) b4/16	B10 B12	2245,7
B12		0,14000	l5/0,5	B11 B4 B8 B14	56,1
B13		0,14000	(a1)	B14 B1 B5 B9	0,0
B14		0,14000	(a1)	B13 B4 B8 B12	0,0
1СШ		0,02900		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ		0,02900		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B1	0,02300		B5 B9 B13	0,0
2СШ	B1	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B2	0,02300	l1/20	B1 B5 B9 B13	360,3
2СШ	B2	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B3	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B3	0,02300	l2/20	B4 B8 B12 B14	360,3
1СШ	B4	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B4	0,02300		B8 B12 B14	0,0
1СШ	B5	0,02300		B1 B9 B13	0,0
2СШ	B5	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B6	0,02300	b2/20	B1 B5 B9 B13	450,4
2СШ	B6	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B7	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B7	0,02300	b3/20	B4 B8 B12 B14	450,4
1СШ	B8	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B8	0,02300		B4 B12 B14	0,0
1СШ	B9	0,02300		B1 B5 B13	0,0
2СШ	B9	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B10	0,02300	l4/20	B1 B5 B9 B13	360,3
2СШ	B10	0,02300		B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B11	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B11	0,02300	l5/20	B4 B8 B12 B14	360,3
1СШ	B12	0,02300		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B12	0,02300		B4 B8 B14	0,0
1СШ	B13	0,02300		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B13	0,02300	(a1)	B4 B8 B12 B14	0,0
1СШ	B14	0,02300	(a1)	B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	B14	0,02300		B4 B8 B12	0,0
1СШ	2СШ	0,00007		B1 B5 B9 B13	0,0
2СШ	1СШ	0,00007		B4 B8 B12 B14	0,0
Всего	44091,0562127092

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

Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 750; 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	0,0100	6	5

Получены результаты для выключателей и систем шин:

Отказ	В период ремонта	W, 1/год	ОП/Тв	ОВ	Wнед, МВт ч
B1		0,15000	l1/0,5	B2 B4 B7 B10	62,0
B2		0,15000	(l1) b1/16	B1 B3	2478,5
B3		0,15000	b1/16	B2 B6 B9 B12	2478,5
B4		0,15000	b2/16	B5 B1 B7 B10	2478,5
B5		0,15000	(l2) b2/16	B4 B6	2478,5
B6		0,15000	l2/0,5	B5 B3 B9 B12	62,0
B7		0,15000	l3/0,5	B8 B1 B4 B10	62,0
B8		0,15000	(l3) b3/16	B7 B9	2478,5
B9		0,15000	b3/16	B8 B3 B6 B12	2478,5
B10		0,15000	a1/0,5	B11 B1 B4 B7	15,5
B11		0,15000	a1/0,5 l4/0,5	B10 B12	77,5
B12		0,15000	l4/0,5	B11 B3 B6 B9	62,0
1СШ		0,02500		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ		0,02500		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	B1	0,01500		B4 B7 B10	0,0
2СШ	B1	0,01500		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	B2	0,01500	l1/24	B1 B4 B7 B10	285,1
2СШ	B2	0,01500	b1/24	B3 B6 B9 B12	356,4
1СШ	B3	0,01500		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	B3	0,01500		B6 B9 B12	0,0
1СШ	B4	0,01500		B1 B7 B10	0,0
2СШ	B4	0,01500		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	B5	0,01500	b2/24	B1 B4 B7 B10	356,4
2СШ	B5	0,01500	l2/24	B3 B6 B9 B12	285,1
1СШ	B6	0,01500		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	B6	0,01500		B3 B9 B12	0,0
1СШ	B7	0,01500		B1 B4 B10	0,0
2СШ	B7	0,01500		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	B8	0,01500	l3/24	B1 B4 B7 B10	285,1
2СШ	B8	0,01500	b3/24	B3 B6 B9 B12	356,4
1СШ	B9	0,01500		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	B9	0,01500		B3 B6 B12	0,0
1СШ	B10	0,01500		B1 B4 B7	0,0
2СШ	B10	0,01500		B3 B6 B9 B12	0,0
1СШ	B11	0,01500	a1/24	B1 B4 B7 B10	71,3
2СШ	B11	0,01500	l4/24	B3 B6 B9 B12	285,1
1СШ	B12	0,01500		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	B12	0,01500		B3 B6 B9	0,0
1СШ	2СШ	0,00009		B1 B4 B7 B10	0,0
2СШ	1СШ	0,00009		B3 B6 B9 B12	0,0
Всего	35548,0950403431

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

Тип станции - АЭС; Uном, кВ – 750; 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	0,0100	6	5

Получены результаты для выключателей и систем шин:

Отказ		W, 1/год	ОП/Тв	ОВ	Wнед, МВт ч
B1		0,16000	l1/0,5	B2 B5 B9	65,3
B2		0,16000	(l1) b1/16	B1 B3	2611,4
B3		0,16000	(l2) b1/16	B2 B4	2611,4
B4		0,16000	l2/0,5	B3 B8 B11	65,3
B5		0,16000	l3/0,5	B6 B1 B9	65,3
B6		0,16000	(l3) b2/16	B5 B7	2611,4
B7		0,16000	(l4) b2/16	B6 B8	2611,4
B8		0,16000	l4/0,5	B7 B4 B11	65,3
B9		0,16000	b3/16	B10 B1 B5	2611,4
B10		0,16000	(a1) b3/16	B9 B11	2611,4
B11		0,16000	a1/0,5	B10 B4 B8	16,3
1СШ		0,02000		B1 B5 B9	0,0
2СШ		0,02000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B1	0,01000		B5 B9	0,0
2СШ	B1	0,01000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B2	0,01000	l1/18	B1 B5 B9	147,0
2СШ	B2	0,01000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B3	0,01000		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B3	0,01000	l2/18	B4 B8 B11	147,0
1СШ	B4	0,01000		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B4	0,01000		B8 B11	0,0
1СШ	B5	0,01000		B1 B9	0,0
2СШ	B5	0,01000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B6	0,01000	l3/18	B1 B5 B9	147,0
2СШ	B6	0,01000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B7	0,01000		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B7	0,01000	l4/18	B4 B8 B11	147,0
1СШ	B8	0,01000		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B8	0,01000		B4 B11	0,0
1СШ	B9	0,01000		B1 B5	0,0
2СШ	B9	0,01000		B4 B8 B11	0,0
1СШ	B10	0,01000	b3/18	B1 B5 B9	183,8
2СШ	B10	0,01000	a1/18	B4 B8 B11	36,8
1СШ	B11	0,01000		B1 B5 B9	0,0
2СШ	B11	0,01000		B4 B8	0,0
1СШ	2СШ	0,00005		B1 B5 B9	0,0
2СШ	1СШ	0,00005		B4 B8 B11	0,0
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 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;

∑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, %
		ВН	НН
ТСЗС-1000/10	1000	6	0,4	3000	12000	8	2

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 ∑ Pдв,6 – сумма расчётных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ.

∑ SТ.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
1	BU01	Секция CA	916,3	1000
2	BU02	Секция CB	903,2	1000
3	BU03	Секция CM	908,4	1000
4	BU04	Секция CN	910,6	1000
5	BU05	Секция CV01	833,3	1000
6	BU06	Секция CW01	896,5	1000
7	BU07	Секция CX01	824,7	1000
8	BU08	Секция CC	836,6	1000
9	BU09	Секция CD	848,4	1000
10	BU10	Секция CR	916,3	1000
11	BU11	Секция CE	307,2	400
12	BU12	Секция CF	312,4	400
13	BU14	АБП 2-с.б.	334,6	400
14	BU15	АБП 3-с.б.	334,6	400
15	BU16	АБП 1-с.б.	334,6	400
16	BU17	АБП УВС	170,3	250
17	BU18	АБП общ.блоч.	210,9	250
18	BU19-1	Секция CP-1	743,5	1000
19	BU19-2	Секция CP-2	750,1	1000
20	BU21-1	Секция CQ-1	742,3	1000
21	BU21-2	Секция CQ-2	749,1	1000
22	BU22-1	Секция CT-1	754,4	1000
23	BU22-2	Секция CT-2	756,6	1000
24	BU23	Секция CU01	824,5	1000
25	BU24	Секция CU02	824,5	1000
26	BU25	Секция CU03	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	BU 29	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

Таблица 2.3

Потребители общеблочных секций 6 кВ, BJ, BK.

№	Присоединения	Наименование	Нагрузка BJ	Нагрузка BK
1	Насос гидростатического подъёма ротора	SC91D	315	315
2	Подпиточный насос (вспомогательный)	RL51D	800	800
3	Подпиточный насос	TK21D	800	800
4	Насос водоснабжения РДЭС	VH10D	250	250
5	Трансформатор 6/04 кВ, неответственных потребителей CJ, CK	BU31	1000	1000
6	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (УВС)	BU17	250	—
7	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (общеблочный)	BU18	—	250
8	Трансформатор 6/04 кВ, РДЭС	BU37	250	—
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
1	2	3	4	5	6	7
	YD10D01	ГЦН	ВАЗ-215/109-6АМ05	6,0	8000	880
	YD20D01		ВАЗ-215/109-6АМ05	6,0	8000	880
	YD30D01		ВАЗ-215/109-6АМ05	6,0	8000	880
	YD40D01		ВАЗ-215/109-6АМ05	6,0	8000	880
	RW51D11	конденсатный насос ТПН	4А180М-4	0,4	22	41,2
	RW51D21		4А180М-4	0,4	22	41,2
	RW52D11		4А180М-4	0,4	22	41,2
	RW52D21		4А180М-4	0,4	22	41,2
	SC10D11	маслонасос смазки турбины	4А180S-4	0,4	110
	SC10D21		4А180S-4	0,4	110
	SC10D31		4А180S-4	0,4	110
	CS51D41	маслонасосы регулирования ТПН	4А225М-2	0,4	55	110
	CS51D42		4А225М-2	0,4	55	110
	CS52D41		4А225М-2	0,4	55	110
	CS52D42		4А225М-2	0,4	55	110
	SE80D01	маслонасосы регулирования турбины	А03-315S-2	0,4	160
	SE80D02		А03-315S-2	0,4	160
	SE80D03		А03-315S-2	0,4	160
	SS11D01	насос охлаждения обмотки статора	А0101-4МУ2	0,4	125
	SS12D01		А0101-4МУ2	0,4	125
	SU11D01	маслонасосы уплотнений вала генератора	А02-81-2	0,4	40
	SU12D01		А02-81-2	0,4	40
	SU13D01		А02-81-2	0,4	40
	RM11D01	Конденсатный насос (КЭН) 1-ой ступени	ВАН118/51-8УЗ	6,0	1000	119
	RM12D01		ВАН118/51-8УЗ	6,0	1000	119
	RM13D01		ВАН118/51-8УЗ	6,0	1000	119
	RM41D01	Конденсатный насос (КЭН) 2-ой ступени	2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0	1800	180
	RM42D01		2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0	1800	180
	RM43D01		2АЗМ-1600/6000УХЛ4	6,0	1800	180
	RN72D01	Сливной насос ПНД-1	АВ114-4М	6,0	320	36,7
	RN73D01		АВ114-4М	6,0	320	36,7
	RN74D01		АВ114-4М	6,0	320	36,7
	RN52D01	Сливной насос ПНД-3	АОВ2-14-41У3	6,0	500	57
	RN53D01		АОВ2-14-41У3	6,0	500	57
	RN54D01		АОВ2-14-41У3	6,0	500	57
	ST11D01	Насос замкнутого контура ОГЦ	А13-46-6-УХЛ4	6,0	630	73
	ST12D01		А13-46-6-УХЛ4	6,0	630	73
	SС91D01	Насос гидроподъема ротора	А12-35-6	6,0	315	38
	SС92D01		А12-35-6	6,0	315	38
	SU91D1161	Маслонасосы КЭН 2-ой ступени	4А90L/4	0,4	2,2	4
	VC20D01	Насос неответственных потребителей группы “В” (БНС)	ВАН143-41-10-У3	6,0	1000	121
	VC20D02		ВАН143-41-10-У3	6,0	1000	121
	VC10D01 (1-я скорость)	Циркуляционные насосы БНС	ДВДА-260/99-20-24	6,0	4000	580
	VC10D01 (2-я скорость)		ДВДА-260/99-20-24	6,0	2500	387
1	2	3	4	5	6	7
	VC10D02(I)	Циркуляционные насосы БНС	ДВДА-260/99-20-24	6,0	4000	580
	VC10D02(II)		ДВДА-260/99-20-24	6,0	2500	387
	VC10D03(I)		ДВДА-260/99-20-24	6,0	4000	580
	VC10D03(II)		ДВДА-260/99-20-24	6,0	2500	387
	VC21D11	Подъемный насос маслоохладителей	А12-52-8-УХЛ4	6,0	630	73
	VC22D11		А12-52-8-УХЛ4	6,0	630	73
	RL51D01	Вспомогательный питательный насос	4АЗМ-800/6000УХЛ4	6,0	800	90
	RL52D01		4АЗМ-800/6000УХЛ4	6,0	800	90
	RU21D01	Конденсатный насос ПСВ	АВ113-4М	6,0	250	29
	RU22D01		АВ113-4М	6,0	250	29
	UM11D01	Сетевой насос (зимний)	А4-400У-4УЗ	6,0	630	73
	UM12D01		А4-400У-4УЗ	6,0	630	73
	RB61D01	Насос слива сепаратный	АОВ2-14-41УЗ	6,0	500	57
	RB62D01		АОВ2-14-41УЗ	6,0	500	57
	UJ10D01	Пожарный насос БНС	АВ113-4М	6,0	250	29
	UJ10D02		АВ113-4М	6,0	250	29
	VH10D03	Насос технической воды БНС	АВ113-4М	6,0	250	29
	VH10D04		АВ113-4М	6,0	250	29

Зная значения мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и электродвигателей 6 кВ, определим расчетную нагрузку секции 6 кВ по формуле:

Sт6 = 0,9 (∑Рдв6 + ∑Sт.0,4 )

где ∑Рдв6 - сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6кВ;

∑Sт.0,4 - сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ включая резервные и номинально не работающие.

Результаты расчетов сводим в таблицу № 2.5

Таблица № 2.5

	Наименование оборудования	Р д.ном, кВт	S ном.т, кВА
Секции нормальной эксплуатации.
Секция ВА
1	Главный циркуляционный насос	8000
2	Насос тех. Воды не отв. потребителей	1000
3	Насос подачи воды на градирню	4000
4	Насос подъёмный	320
5	Сливной насос	500
6	Сетевой насос	630
7	Трансформатор секции CP-1 и CP-2		1000
8	Трансформатор секции СА		1000
	Суммарная мощность	14450	2000
Секция ВВ
1	Главный циркуляционный насос	8000
2	Насос подачи воды на градирню	4000
3	Насос циркуляционный двухскоростной	4000
4	Конденсатный насос первой ступени	1000
5	Конденсатный насос второй ступени	1600
6	Сливной насос ПНД-3	500
7	Сливной насос ПНД-1	315
8	Подъёмный насос	320
9	Сетевой насос	630
10	Трансформатор секции СТ-1 и СТ-2		1000
11	Трансформатор секции СУЗ (СЕ)		400
12	Трансформатор секций CQ-1 и CQ-2		1000
13	Трансформатор секции СС		1000
14	Трансформатор секции СВ		1000
	Суммарная мощность	20365	4400
Секция ВС
1	Главный циркуляционный насос	8000
2	Насос подачи воды на градирню	4000
3	Циркуляционный насос двухскоросной	4000
4	Конденсатный насос первой ступени	1000
5	Конденсатный насос второй ступени	1600
6	Сливной насос ПНД-3	500
7	Сливной насос ПНД-1	315
8	Насос замкнутого контура ОГЦ	630
9	Насос тех. воды не отв. потребителей	1000
10	Конденсатный насос ПСВ	850
11	Подпиточный насос	800
12	Сливной насос сепаратора турбины	300
13	Трансформатор секции СТ-1 иСТ-2		1000
14	Трансформатор секции СМ		1000
15	Трансформатор секции CR		1000
	Суммарная мощность	22995	3000
Секция ВД
1	Главный циркуляционный насос	8000
2	Насос подачи воды на градирню	4000
3	Конденсатный насос первой ступени	1000
4	Конденсатный насос второй ступени	1600
5	Сливной насос ПНД-1	315
6	Насос замкнутого контура ОГЦ	630
7	Насос тех. воды не отв. потребителей	1000
8	Конденсатный насос ПСВ	850
9	Сливной насос сепаратора турбины	300
10	Циркуляционный насос	4000
11	Трансформатор секции СУЗ(СF)		400
12	Трансформатор секции СG		1000
13	Трансформатор секции СД		1000
14	Трансформатор секций СQ-1 и СQ-2		1000
15	Трансформатор секций СР-1 иСР-2		1000
16	Трансформатор секции СN		1000
	Суммарная мощность	21695	5400
Секции надёжного питания общеблочных потребителей
Секция BJ
1	Насос гидростатического подъёма ротора	250
2	Насос подпиточный	800
3	Вспомогательный питательный насос	850
4	Трансформатор секции СJ		1000
5	Трансформатор общеблочного АБП		250
	Суммарная мощность	1900	1250
Секция ВК
1	Насос гидростатического. подъёма ротора	250
2	Насос подпиточный	800
3	Трансформатор АБП УВС		250
4	Трансформатор секции СК		1000
5	Трансформатор общеблочного АБП		250
	Суммарная мощность	1050	1500
Секции систем безопасности реакторного отделения
Секции BV(BW, BX)
	Суммарная мощность	4330	2630

Таблица № 2.6

Распределение нагрузок трансформаторов собственных нужд блока

№№	Наименование токоприёмника	Каталожная мощность	К-во присоединений		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
3	Подъёмный насос	320	1	1	1	320	-	-	1	320	-	-
4	Насос замкнутого контура	630	1	1	-	-	1	630	-	-	1	630
5	Насос тех. воды неответств. потребителей	1000	1	1	1	1000	-	-	-	-	1	1000
6	Конденсатный насос 2-й ступени	1600	2	1	1	1600	-	-	1	1600	1	1600
7	Конденсатный насос 1-й ступени	1000	2	1	1	1000	1	1000	1	1000	-	-
8	Сливной насос сепаратора турбины.	300	1	1	1	300	-	-	1	300	-	-
9	ГЦН	8000	4	-	1	8000	1	8000	1	8000	1	8000
10	Цирк. насос	2500/ 4000	3	-	-	-	1	4000	1	4000	1	4000
11	Конденсатный насос ПСВ	850	1	1	1	850	-	-	1	850	-	-
12	Сетевой насос	630	1	1	-	-	1	630	-	-	1	630
13	Подпиточный насос	800	1	-	-	-	-	-	-	-	1	800
14	Секции 6 кВ надёжного питания с.б. РО	6960	3	-	1	6960	1	6960	1	6960	-	-
15	Общеблочные секции 6 кВ надёжного питания BJ,BK	3665	2	-	1	3665	-	-	-	-	1	3665
16	Трансформаторы 6/0,4 кВ секции CP, CQ, CT	1000	6	-	1	1000	2	1000	1	1000	2	1000
17	Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции на м.з. CA, CB, CM, CN, CR	1000	4	1	2	1000	1	1000	1	1000	1	1000
18	Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции CC, CD	1000	2	-	-	-	1	400	-	-	1	400
19	Трансформаторы СУЗ	400	2	-	-	-	1	400	-	-	1	400
20	Трансформаторы 6/0,4 кВ, секции общ.АБП	1000	1	-	-	-	-	-	1	1000	-	-
21	Секции 6 кВ BE, BG	1250/ 8150	2	-	-	-	1	8250	-	-	1	8250
Итого на секцию					31195		34185		30845		33440
Расчётная нагрузка на секцию					28075,5		30766,5		27760,5		30096
Расчётная нагрузка на трансформатор					58842				57856,5

Мощность 63000кВА; UВН = 24 кВ ; UНН = 6,3 – 6,3 кВ.

По условиям ограничения токов К.З. в сети собственных нужд трансформатор принят с расщепленной обмоткой низкого напряжения.

Применение трансформаторов меньшей мощности невозможно т.к. перенагрузка трансформаторов собственных нужд недопустима.

Таблица 2.7

Данные трансформатора ТРДНС-63000/35

Тип	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ		PХ.Х.	PК.З.	Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН
ТРДНС-63000/35	63	36,75	6,3-6,3	44	250	12,7	0,45

По условиям ограничения токов к.з. в сети собственных нужд принят к установке трансформатор с расщеплённой обмоткой низкого напряжения. Применение трансформаторов меньшей мощности не возможно, так как перегрузка трансформаторов собственных нужд не допустима.

2.2.4 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд 330/6,3-6,3 кВ

В зависимости от числа блоков генератор-трансформатор и наличия генераторных выключателей регламентируется число резервных трансформаторов собственных нужд. Согласно /5/ при числе блоков равным четырём и наличии генераторных выключателей принимаем два резервных трансформатора собственных нужд.

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДНЦ – 63000/330, трёхфазный с расщеплённой обмоткой нижнего напряжения, с устройством РПН.

Каталожные и технические данные трансформатора ТРДНЦ – 63000/330 сведены в таблицу 2.8

Таблица 2.8

Данные трансформатора ТРДНЦ – 63000/330

Тип	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ		Pх.х.	Pк.з.	Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН
ТРДНЦ-63000/330	63	330	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 0,5ном и ниже (39 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

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

ТокА

СопротивлениеОм

НапряжениеВ

Проводимость1/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 вблизи 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.

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;

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.

Рис. 2.5 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от ТСН

в) Питание секций собственных нужд от дизель-генераторов.

Рис. 2.6 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от РТСН

Рис. 2.7 Расчётная схема, питание секции собственных нужд от дизель генератора.

Активное сопротивление оказывает влияние на апериодическую составляющую токов к.з.

Произведём расчёт токов к.з. на шинах секции CV01.

Рис.2.8 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	Оперативное наименование секций 0,4 кВ	Ток трёхфазного короткого замыкания, Iк, кА	Ударный ток к.з., iуд, кА
1	Секция CA	14,8	37,5
2	Секция CB	14,8	37,5
3	Секция CM	13,5	35,1
4	Секция CN	13,5	35,1
5	Секция CV01	15,4	39,59
6	Секция CW01	14,7	38,2
7	Секция CX01	15,3	39,8
8	Секция CC	14,8	38,5
9	Секция CD	14,6	37,9
10	Секция CR	14,8	38,5
11	Секция CE	13,7	35,6
12	Секция CF	13,6	35,4
13	Секция CP–1	14,9	38,8
14	Секция CP–2	14,0	36,4
15	Секция CQ–1	14,5	37,7
16	Секция CQ–2	14,7	38,2
17	Секция CT–1	14,8	38,5
18	Секция CT–2	15,1	39,3
19	Секция CU01–05	7,4	19,2
20	Секция CV02	15,6	40,6
21	Секция CW02	15,9	41,3
22	Секция CX02	15,8	41,1
23	Секция CG	6,9	17,9
24	Секция CJ01	15,6	40,6
25	Секция CK01	15,7	40,8
26	Секция CJ02	15,6	40,6
27	Секция CK02	15,7	40,8

2.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей РУ собственных нужд

Все элементы распределительного устройства электрической станции должны надёжно работать в условиях длительных нормальных режимов, а также обладать достаточной термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжёлых коротких замыканий.

2.5.1 Элементы КРУ 6 кВ

Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы.

Для электроснабжения потребителей 6 кВ собственных нужд выбираем к установке комплектные распределительные устройства (КРУ) серии КЭ–6.

Расчёты по выбору КРУ представлены в таблице № Х, КРУ серии КЭ–6 выполнено в виде отдельных металлических шкафов, состоящих из трёх основных частей: каркас, выдвижная тележка с выключателем, релейный шкаф КРУ укомплектованы выкатными элементами.

Для питания цепей защиты минимального напряжения, МТЗ с блокировкой по напряжению, схемы АВР секций 6 кВ, на каждой секции 6 кВ установлены трансформаторы напряжения типа НОЛ 08–6. Для питания цепей защит и блокировок ГЦН установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ 0.6. Заземляющие ножи установлены в ячейке КЭ–6.

2.5.2 Расчётные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы

Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Наиболее тяжёлыми продолжительными режимами являются:

Ремонтный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка.

Послеаварийный режим – это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт в следствии аварийного отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током.

Расчётные токи продолжительных режимов секций, непосредственно питающихся от ТСН, РТСН определяем по формуле:

Токи продолжительных режимов других секций определяем по формуле:

Для секций, где возможен ввод питания от дизель-генератора:

где Pном.г – номинальная активная мощность дизель-генератора;

0,95 – коэффициент учитывающий возможность работы генератора при снижении напряжения на 5 %.

2.5.3 Выбор КРУ-6 кВ

Таблица 2.10

Выбор КРУ – 6 кВ (система сборных шин одинарная с неразделёнными фазами и отпайками).

п/п	Оперативное наименование секции для которой выбирается КРУ	Координаты расчётной точки к.з.		Тип КРУ, каталожные данные	Параметры
					Номинальное напряжение		Длительный номинальный ток		Электродинамическая стойкость		Термическая стойкость
					Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные
		№ схемы	№ точки к.з.		Uуст	Uном	Iдл.н.	Iном	iуд	Iдин	Bк
					Uуст ≤ Uном		Iдл.н. ≤ Iном		iуд ≤ Iдин		Bк ≤
					кВ		кА		кА		кА2∙с
1	BA,(BB,BC, BD,BL,BM, BP,BN)	2.3.2	K1-K4	КЭ-6	6	6	2886	3200	91,59	128	1408	31,52∙3 = 2577
2	BV, (BW, BX, BJ, BK)	2.3.2	К5-К7, К9-К10	КЭ-6	6	6	675,5	2000	50,94	128	590,5	31,52∙3 = 2577
3	BE, (BF, BG, BH)	2.3.2	К8,К11	КЭ-6	6	6	1360	2000	48,26	81	600,6	31,52∙3 = 2577
4	BZ01, (BZ02-05)	2.3.3	К1-К4	КЭ-6	6	6	675,5	2000	18,76	81	56,2	31,52∙3 = 2577

2.5.4 Выбор выключателей КРУ-6 кВ

Выбор выключателей КРУ-6 кВ. Таблица 2.11

п/п	Оперативное наименование секции 6 кВ, для которой выбираются аппараты	Координаты точки к.з.		Назначение аппарата	Тип аппарата, каталожные данные	Параметры
						Номинальное напряжение		Длительный номинальный ток		Симметричный ток отключения		Отключение апериодической составляющей		Включаю-щая способность		Электродинамическая стойкость		Термическая стойкость
		№ схемы	№ точки к.з.			Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные
						Uуст	Uном	Iдл.н.	Iном	iуд	Iдин		βном	Iпо	iвкл.ном	iуд	Iдин	Bк
						Uуст ≤ Uном		Iдл.н. ≤ Iном		iуд ≤ Iдин		β ≤ βном		Iпо ≤ iвкл.ном		iуд ≤ Iдин		Bк ≤
						кВ		А		кА		%		кА		кА		кА2∙с
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	BA	2.3.2	K1	Выключатель рабочего и резервного ввода	VD-4,3150/31.5	6	6	2886	3150	30,47	31,5	29,8	38	35,57	80,2	93,3	100	1401	31,52 ∙3 = 2977
2	BB	2.3.2	K2	Выключатель рабочего и резервного ввода	VD-4,3150/31.5	6	6	2886	3150	29,89	31,5	29,5	38	34,54	80,2	89,05	100	1408	31,52 ∙3 = 2977
3	BC	2.3.2	K3	Выключатель рабочего и резервного ввода	VD-4,3150/31.5	6	6	2886	3150	29,06	31,5	30,9	38	36,24	80,2	93,29	100	1353	31,52 ∙3 = 2977

2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

Трансформаторы напряжения.

Расчёт вторичной нагрузки трансформаторов напряжения представлены в таблице № Х. Перечень необходимых измерительных приборов составлен в соответствии с рекомендациями /6, стр.177/. Согласно /1/ щитовые показывающие и регистрирующие приборы должны иметь класс точности не ниже 2,5, а счётчики 0,5.

Выбираем трансформатор напряжения НОЛ 08-6, технические и каталожные данные сведены в таблицу 2.12

Таблица 2.12

Технические и каталожные данные трансформатора напряжения НОЛ 08-6

Тип	Класс напряжения, кВ	Номинальное напряжение обмоток, В			Номинальная мощность, В∙А, в классе точности			Максимальная мощность, В∙А
		Первичной	Основной вторичной	Дополнительной вторичной	0,5	1	3
НОЛ 08-6	6	6	100	—	50	75	200	400

Сравнивая данные расчётов и номинальные данные вторичной нагрузки НОЛ 08-6 можно сделать вывод, что принятые трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности.

Количество трансформаторов напряжения на секцию принимаем в соответствии с необходимостью полного и надёжного выполнения объёма защит.

Трансформаторы тока

Вторичная нагрузка трансформаторов тока состоит из сопротивления проводов переходного сопротивления контактов.

Перечень необходимых приборов выбран по /6/. Согласно справочным данным приняты к установке трансформаторы тока внутренней установки типа ТВЛМ-6. Технические и каталожные данные трансформатора тока сведены в таблицу 2.14

Таблица 2.14

Технические и каталожные данные трансформатора тока ТВЛМ-6

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Номинальный ток, А		Электродинамическая стойкость, кА	Термическая стойкость, кА/допустимое время, с
			Первичный	Вторичный
ТВЛМ-6	6	7,2	10-400	5	3,5-52	0,64/1-20,5/1

Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (таблица № Х.)

Сопротивление приборов:

где ∑Sприб – суммарная нагрузка приборов;

I2 – вторичный номинальный ток приборов, I2 = 5 А.

Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:

где rконт –переходное сопротивления контактов приборов, (при числе приборов более 3х , rконт = 0,1 Ом);

rпров – сопротивление проводов.

где ρ – удельное сопротивление материала провода, (для проводов с медными жилами ρ = 0,0175):

lрасч – 60 м, ориентировочная длина проводов;

g –сечение жил, (g = 4 мм2)

Выбор трансформаторов тока секций и вводов 6 кВ Таблица 2.16

2.5.6 Выбор токоведущих частей в цепи трансформатора ТРДНС-63000/35

Выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод.

Таблица 2.17

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 i уд = 94,9 кА	Uном = 6 кВ Iном = 3200 А i дин = 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:

где jэ – нормированная плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, согласно /6/.

Принимаем трёхжильный кабель 370 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.3.14/, 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 2.18

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(3240)	2886	5240		121
2	BJ, BK	ЦААБнГ-3(3240)	585	3139		134
3	BE, BG	ЦААБнГ-4(3240)	1360	4240		125
4	BJ↔BK	ЦААБнГ-3(3240)	302	3216		142
5	BY,BW,BX,BJ,BK↔BZ01-05	ЦААБнГ-3(3240)	675	3161		142
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 1000 кВ·А
6	CA, CP	ААБнГ 3150	96,2	68,7	121
7	CB, CQ, CT, CC	ААБнГ 3150	96,2	68,7	121
8	CM, CR	ААБнГ 3150	96,2	68,7	116
9	CN, CD, CG	ААБнГ 3150	96,2	68,7	117
10	CJ, CK, CU04-05	ААБнГ 3150	96,2	68,7	145
Секции 0,4 кВ питающиеся от трансформаторов мощностью 250 кВ·А
11	АБП УВС, АБП общеблочное	ААБнГ 3150	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 8010 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 2.19

Выбор выключателей рабочего (резервного) ввода секции CA.

Тип выключателя	Параметры
	Номинальное напряжение		Длительный номинальный ток		Динамическая стойкость		Отключающая способность
	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные
	Uуст	Uном	Iдл.н.	Iном	i уд	Iдин	Iпо	Iоткл
	Uуст ≤ Uном		Iдл.н. ≤ Iном		i уд ≤ Iдин		Iпо ≤ Iоткл
	кВ		А		кА		кА
Э16 В	0,4	0,4	1443	1600	14,8	40	38,5	84

Ввод питания на секции 2-категории 0,4 кВ систем безопасности и секции компенсаторов объёма выполняется рубильником исходя из условий необходимой надёжности питания секций данных потребителей.

Таблица 2.20

Выбор рубильника ввода питания на секции систем безопасности.

Тип рубильника	Параметры
	Номинальное напряжение		Длительный номинальный ток		Динамическая стойкость		Термическая стойкость
	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные	Расчётные данные	Каталожные данные
	Uуст	Uном	Iдл.н.	Iном	i уд	Iдин	Iпо
	Uуст ≤ Uном		Iдл.н. ≤ Iном		i уд ≤ Iдин		Iпо ≤
	кВ		А		кА		кА2·с
Р-2315	0,4	0,4	1443	1600	40,3	50	48	900

3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания 3.1 Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания

Мощность дизель-генератора при ступенчатом пуске асинхронной нагрузки выбирают по мощности, потребляемой (Рпотр i) электродвигателями, подключенными к секции надежного питания, и возрастающей с пуском очередной ступени. Должно выполняться условие

(3.1)

где nст – число ступеней пуска; Рн дг – номинальная нагрузка дизель-генератора.

Значение Рпотр определяется по номинальной мощности двигателя Рдв н, его коэффициенту загрузки и КПД

(3.2)

По формулам (3.1), (3.2) определяются мощности, потребляемые двигателями по завершении операции пуска соответствующей ступени. В то же время в процессе пуска очереди, в особенности при прохождении отдельными электродвигателями критического скольжения, величина нагрузки на дизель-генератор может кратковременно увеличиться по сравнению с установившимся режимом. Для дизелей существуют заводские характеристики допустимых предельных нагрузок.

Определение нагрузки в процессе пуска асинхронных двигателей представляет сложную и трудоемкую задачу. Пусковую мощность двигателя можно оценить на основе мощности, потребляемой в установившемся номинальном режиме , коэффициентов мощности номинального режима , при пуске и кратности пускового тока К i

(3.3)

Тогда пусковая мощность на каждой из ступеней пуска определяется как сумма мощностей, потребляемых в установившемся режиме ранее запущенными двигателями, и пусковой мощности двигателей, запускаемых в данной ступени. Должно выполняться условие

(3.4)

где Рдоп дг – нагрузка, допускаемая на дизель-генератор в переходном процессе, как правило, Рдоп дгРн дг.

Значение cos пуск определяется из формулы

(3.5)

где Кп – кратность пускового момента.

Следует отметить, что пусковая мощность, определяемая по формуле (3.3), является величиной условной, так как в процессе пуска напряжение снижается.

Расчет мощности дизель-генератора целесообразно вести в табличной форме. Пример расчета приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Очередность пуска	Механизм	Рдв н кВт	Рпотр кВт	Cos ном	Рпуск кВт	Установившаяся мощность ступени	Пусковая мощность + + Рпуск j
1	Эквивалентный трансформатор надеж. питания АБП.	1000	800	0,3	1500	800	1500
2	Эквивалентный трансформатор пит. нагрузки 0,4кВ	1000	800	0,3	1500	1600	3000
3	Эквивалентный трансформатор пит. нагрузки 0,4кВ	1000	800	0,3	1500	2400	4500
4	Насос технической воды	1250	1170	0,22	2080	3570	2880
5	Насос аварийного впрыска бора	800	560	0,3	1680	4130	4560
6	Аварийный питательный насос	800	560	0,3	1680	4690	6240
7	Насос спринклерный реактора	500	362	0,3	1006	5052	7246

Из таблицы 3.1 видно, что к установке может быть принят дизель-генератор номинальной мощностью Рн дг = 5600 кВт, допускающий перегрузку 6200 кВт в течении 1 часа.

3.2 Особенности определения мощности дизель генераторов систем надежного питания блоков с ВВЭР-1000

В соответствии с основной концепцией безопасности эксплуатации атомных электростанций на АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и соответственно автономные системы надежного питания, включающие в том числе и автономные источники питания – дизель генераторы. Требования к проектированию автономных систем надежного питания определяются ПРАВИЛАМИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ АВАРИЙНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ. Для блока с реактором ВВЭР-1000 число таких систем принято три. Основными потребителями этих систем являются электродвигатели механизмов, обеспечивающих расхолаживание реактора и локализацию аварии в аварийных различных режимах с полной потерей переменного тока (насосы системы аварийного охлаждения зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т.п.). В случае исчезновения напряжения на секции 6 кВ надежного питания второй группы или при появлении импульса по технологическому параметру характеризующему «большую» или «малую» течи в первом контуре или разрыв паропровода второго контура, питание на секции надежного питания подается от автоматически подключаемых к ним дизель генераторов. Каждая из этих систем надежного питания должна быть способна по мощности подключенных дизель-генераторов и составу механизмов обеспечить аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии. В таблице 3.2 приведен перечень механизмов, участвующих в ступенчатом пуске от дизель-генератора системы безопасности.

Таблица 3.2

Очередность пуска	Механизм	Рдв н кВт	Время включения
1	2	3	4
1	Трансформатор питания выпрямителя АБП канала безопасности	1000	0
1	Приток пневмокостюмов и система охлаждения	7	0
2	Насос подачи бора высокого давления	55	5
2	Насос аварийного впрыска бора	800	5
2	Насос аварийного расхолаживания	800	5
3	Насос технической воды ответственных потребителей (2 единицы)	630	10
4	Рециркуляционная система охлаждения бокса	110	20
4	Рециркуляционная система охлаждения центрального зала	110	20
4	Рециркуляционная система охлаждения шахты аппарата	110	20
4	Насос организованных протечек	75	20
5	Спринклерный насос	500	30
5	Насос промконтура	110	30
6	Аварийный питательный насос	800	40

Коэффициент загрузки Кзгр механизмов из этой таблице целесообразно принять Кзгр= 0,7-0,8.

Вместе с тем, при проектировании схемы электроснабжения собственных нужд АЭС должно быть обеспечено надежное питание механизмов обеспечивающих сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения блока. Для решения этой задачи современные энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей. В качестве аварийных источников надежного питания общеблочных потребителей также используют дизель генераторы.

Таблица 3.3

Потребители общеблочных секций 6 кВ, BJ, BK.

№	Присоединения	Наименование	Нагрузка BJ	Нагрузка BK
1	Насос гидростатического подъёма ротора	SC91D	315	315
2	Подпиточный насос (вспомогательный)	RL51D	800	800
3	Подпиточный насос	TK21D	800	800
4	Насос водоснабжения РДЭС	VH10D	250	250
5	Трансформатор 6/04 кВ, неответственных потребителей CJ, CK	BU31	1000	1000
6	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (УВС)	BU17	250	—
7	Трансформатор 6/04 кВ, АБП (общеблочный)	BU18	—	250
8	Трансформатор 6/04 кВ, РДЭС	BU37	250	—
ИТОГО:			3298,5 кВ·А	3075,5 кВ·А

При обесточении одновременно двух общеблочных секций (BJ, BK) запускаются два дизель генератора (дизель генератор своего блока подключается к одной секции, дизель-генератор соседнего блока подключается через перемычку ко второй секции). В случае незапуска одного из этих генераторов или невключения соответствующего выключателя дизель генератора на одну из секций происходит включение выключателей перемычки между общеблочными секциями. Последний режим (один дизель-генератор на обе секции) принимается в качестве расчетного при выборе мощности общеблочных дизель-генераторов.

Мощность этого дизель генератора должна быть достаточна для включения ответственных общеблочных механизмов и механизмов машинного зала, обеспечивающих аварийное расхолаживание и останов основного оборудования блока. В таблице 3.4 приведен перечень механизмов, участвующих в ступенчатом пуске от общеблочного дизель генератора.

Таблица 3.4

Основные механизмы и этапы ступенчатого приема нагрузки на общеблочный дизель генератор

Очередность пуска	Механизм	Рдв н кВт
1	Трансформатор надежного питания выпрямительного устройства общеблочного АБП (2 единицы)	1000
1	Трансформатор надежного питания выпрямительного устройства УВС	400
1	Насос технической воды дизель-генератора	250
1	Охлаждение приводов СУЗ	110
2	Вспомогательный питательный насос	800
3	Предвключенный насос подпиточного агрегата	55
3	Масляный насос подпиточного агрегата	15
4	Подпиточный насос	800

В настоящее время на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 в качестве автономных источников питания потребителей 2 группы надежности используют автономные дизель-генераторные станции АСД-5600. АСД-5600 состоит из дизеля 78Г и синхронного генератора СБГД-6300-6МУ3. Генератор имеет следующие технические данные:

номинальная активная мощность Рн = 5600 кВт;

номинальное напряжение Uн = 6300 В;

номинальный ток статора Iн = 723 А;

номинальные обороты n = 1000 об/мин.

Генератор обеспечивает пуск асинхронных двигателей, вызывающих внезапное увеличение нагрузки до 150% с cos. Вместе с тем, генератор в любом тепловом состоянии обеспечивает длительные перегрузки: 10% - 1час, 25% - 15 минут, 50% - 2 минуты.

4. Расчет токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы

4.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к.з. производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Рассматривать будем первую задачу, где достаточно уметь определять ток к.з., подтекающий к месту повреждения, а в некоторых случаях также распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к нему. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока к.з. для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Допущения, упрощающие расчеты, приводят к некоторому преувеличению токов к.з. (погрешность практических методов расчета не превышает 10%), что принято считать допустимым.

Расчет токов при трехфазном к.з. выполняется в следующем порядке:

а) составляется расчетная схема;

б) по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

в) путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующая определенным значениям результирующей ЭДС Е``, были связаны с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением Хрез;

г) определяется начальное значение периодической составляющей тока к.з. Iн.о., затем ударный ток и, при необходимости, периодическую и апериодическую составляющие тока для заданного момента времени t.

Расчет токов короткого замыкания для АЭС производим на ЭВМ с помощью программы, разработанной в МЭИ г. Москва.

Расчетная схема которой приведена на рис.

4.2 Выбор высоковольтного оборудования и токоведущих частей главной схемы

для надежного электроснабжения потребителей высоковольтная аппаратура и токоведущие части распределительных устройств выбирают так, чтобы они обладали:

электрической прочностью (способность длительно выдерживать максимальное рабочее напряжение и противостоять кратковременным перенапряжениям);

соответствующей нагрузочной способностью, благодаря которой протекание длительных (форсированных) токов нагрузки не вызывает их повреждения, ускоренного износа изоляции, недопустимого нагрева;

термической стойкостью, т.е. способностью кратковременно противостоять термическому действию токов короткого замыкания, не перегреваясь сверх допустимых пределов;

динамической стойкостью, заключающейся в наличии таких запасов механической прочности, при которых динамические усилия, возникающие между токоведущими частями при протекании по ним ударных токов короткого замыкания, не приводят к их повреждению, самоотключению контактов аппаратов;

необходимой отключающей способностью (для выключателей высокого напряжения).

4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 750 кВ

Выбранный тип выключателей: ВНВ-750-4000-40

Выбранный тип разъединителей: РЛНД-750/4000

таблица № 4.1

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора				условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
			выкл	разъед
1	Род установки выключателя	открытый	открытый	открытый
2	Наличие и вид АПВ	требуется АПВ	доп. АПВ
3	Номинальное напряжение	UНС=750 кВ	UН=750 кВ	UН=500 кВ	UНС UН
4	Максимальное рабочее напряжение	UМС=787 кВ	UМ=787 кВ	UМ=525 кВ	UМС UМ
5	Длительный ток нагрузки при температуре окружающей среды Vокр.= 35 0С	IФ= 3503 А	IН= 4000 А	IН= 4000 А	IФ IН
6	Время отключения выключателя		tо= 0,04 с
7	Собственное время отключения выключателя		tс.о.= 0,06 с
8	Время срабатывания релейной защиты	tр.з.= 0,01 с
9	Время от возникновения к.з. до начала расхождения контактов выключателя	= tр.з.+ tс.о.= 0,01+0,06=0,07с
10	Действующее значение периодической составляющей симметричного к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя	Iн= 18,05 кА	Iно= 40 кА		Iн Iно
11	Полный ток к.з. в момент размыкания контактов выключателя	iкт=47,08 кА	iк=63 кА
12	Тепловой импульс	Вк расч.= 241,66 кА2*с	Вкгар.=1600 кА2*с	Вкгар.=1600 кА2*с	Вк расч Вк гар.
13	Ударный ток	iуд =54,37 кА	Iскв =63 кА	Iскв =160 кА	iуд iскв

4.2.2 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ

Выбранный тип выключателей: ВНВ-330Б-3200-40У1

Выбранный тип разъединителей: РП-330Б-2/3200УХЛ1

таблица № 4.2

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора				условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
			выкл	разъед
1	Род установки выключателя	открытый	открытый	открытый
2	Наличие и вид АПВ	требуется АПВ	доп. АПВ
3	Номинальное напряжение	UНС=330 кВ	UН=330 кВ	UН=330 кВ	UНС UН
4	Максимальное рабочее напряжение	UМС=340 кВ	UМ=363 кВ	UМ=363 кВ	UМС UМ
5	Длительный ток нагрузки при температуре окружающей среды Vокр.= 35 0С	IФ= 700,5 А	IН= 3200 А	IН= 3200 А	IФ IН
6	Время отключения выключателя		tо= 0,04 с
7	Собственное время отключения выключателя		tс.о.= 0,06 с
8	Время срабатывания релейной защиты	tр.з.= 0,01 с
9	Время от возникновения к.з. до начала расхождения контактов выключателя	= tр.з.+ tс.о.= 0,01+0,06=0,07с
10	Действующее значение периодической составляющей симметричного к.з. в момент начала расхождения контактов выключателя	Iн= 24,46 кА	Iно= 40 кА		Iн Iно
11	Полный ток к.з. в момент размыкания контактов выключателя	iкт=58,09 кА
12	Тепловой импульс	Вк расч.= 344,88 кА2*с			Вк расч Вк гар.
13	Ударный ток	iуд =64,34 кА			iуд iскв

4.2.3 Выбор выключателя нагрузки

В генераторной цепи блока 1000 МВт между генератором и ответвлениями к рабочим трансформаторам собственных нужд (с.н.) устанавливаем комплекс агрегатный генераторный КАГ-24-30/30000 на напряжение 24 кВ и током отключения 30 кА.

Таблица № 4.3

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: КАГ-24-30/30000
1	Номинальное напряжение	UНС=24 кВ	UН=24 кВ	UНС UН
2	Длительный ток нагрузки при t окруж.среды Vокр.=350С	Iфорс=26,8 кА	Iно = 30 кА	Iфорс Iно
3	Тепловой импульс	Вк расч= 54863.56 кА2с	Вк гар=I2ноtп=108300кА2с	Вк расч Вк гар
4	Ударный ток	iуд = 570.02 кА		iуд iскв

4.2.4 Выбор токопровода генератор-трансформатор (24 кВ)

таблица № 4.4

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: ТЭН-500У1
1	Номинальное напряжение	UНС=24 кВ	UН=24 кВ	UНС UН
2	Номинальный ток	IНг=26,8 кА	IНт= 30 кА	IНг IНт
3	Ударный ток	iуд =570.02 кА	iскв =570 кА	iуд iскв
Встроенные трансформаторы тока: ТШЛ-24Б-2000/5
Встроенные трансформаторы напряжения: ЗНОМ-24; ЗОМ-1/24

4.2.5 Выбор трансформатора напряжения (750 кВ)

таблица № 4.5

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: НДЕ-750
1	Род установки	открытое	открытое
2	Номинальная мощность в требуемом классе точности	Sн3= 500 ВА	Sн3= 600 ВА
3	Номинальное напряжение	UНС=500 кВ	UН=500 кВ	UНС UН
4	Класс точности	1	1
5	схема соединения	1/1-0	1/1-0
6	Вторичная нагрузка от генераторных приборов для наиболее нагруженной фазы

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

таблица № 4.6

Наименование	Тип	Мощность	Число катушек	Cos	Sin	Число провод.	Суммарная мощность
							Р, мВт	Q,мВар
Вольтметр показывающий	Э-335	2	1	1	0	1	2,0	—
Ваттметр показывающий	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0	—
Варметр показывающий	Д-335	1,5	2	0	1	1	—	3,0
Вольтметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	—
Варметр регистрирующий	Н-348	10	2	0	1	1	—	20
Счетчик Вт-час-активной	И-675	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Счетчик ВА-реактивной	И-673М	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
							Р=37	Q=52,2

4.2.6 Выбор трансформатора напряжения (330кв)

таблица № 4.7

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: НКФ-330
1	Род установки	открытое	открытое
2	Номинальная мощность в требуемом классе точности	Sн3= 500 ВА
3	Номинальное напряжение	UНС=330 кВ	UН=330 кВ	UНС UН
4	Класс точности	1	1
5	схема соединения	1/1-0	1/1-0
6	Вторичная нагрузка от генераторных приборов для наиболее нагруженной фазы

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

таблица № 4.8

Наименование	Тип	Мощность	Число катушек	Cos	Sin	Число провод.	Суммарная мощность
							Р, мВт	Q,мВар
Вольтметр показывающий	Э-335	2	1	1	0	1	2,0	—
Ваттметр показывающий	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0	—
Варметр показывающий	Д-335	1,5	2	0	1	1	—	3,0
Вольтметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	—
Варметр регистрирующий	Н-348	10	2	0	1	1	—	20
Счетчик Вт-час-активной	И-675	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Счетчик ВА-реактивной	И-673М	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
							Р=37	Q=52,2

4.2.7 Выбор трансформатора тока (750 Кв)

таблица № 4.9

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: ТРН-750У1
1	Род установки	открытое	открытое
2	Номинальное напряжение	UНС=750 кВ	UН=750 кВ	UНС UН
3	Длительный первичный ток нагрузки	Iф=3503 А	I1Н=4кА	Iф I1Н
4	Вторичный ток	I2=1 А	I2Н=1 А	I2 = I2Н
5	Класс точности	0,5Р	0,5Р
6	Вторичная нагрузка	S2=15,6 ВА	S2Н=40 ВА	S2 S2Н
7	Сечение соединительных проводов	Sпр1,49 мм2, при-нимаем = 1,5 мм2	Sв=2,5 мм2	Sпр Sв= Sст
8	Тепловой импульс	Вк расч.= 369.60 кА2*с	Вк гар.= 1600 кА2*с	Вк расч Вк гар.
9	Ударный ток	iуд =54,37 кА	Iдин =120 кА	iуд iскв

Вторичная нагрузка трансформатора тока

таблица № 4.10

Наименование	Тип	Нагрузка, ВА
		фаза «А»	фаза «В»	фаза «С»
Амперметр показывающий	Э-335	0,2	0,2	0,2
Ваттметр показывающий	Д-335	0,2	—	0,2
Варметр показывающий	Д-335	0,2	—	0,2
Ваттметр регистрирующий	Н-348	5	—	5
Варметр регистрирующий	Н-348	5	—	5
Счетчик Вт-час-активной	И-675	2,5	2,5	2,5
Счетчик ВА-час	И-673М	2,5	2,5	2,5
		=15,6	=5,2	=15,6

Общее сопротивление приборов:

rконт=0,1 (Ом), где rконт — переходное сопротивление контактов.

Вторичная нагрузка:

Сопротивление проводов:

Сечение провода:

Принимаем сечение провода 1,5 мм2.

4.2.8 Выбор трансформатора тока (330кВ)

таблица № 4.11

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: ТРН-330-У1
1	Род установки	открытое	открытое
2	Номинальное напряжение	UНС=330 кВ	UН=330 кВ	UНС UН
3	Длительный первичный ток нагрузки	Iф=700,5 А	I1Н=1 кА	Iф I1Н
4	Вторичный ток	I2=1 А	I2Н=1 А	I2 = I2Н
5	Класс точности	0,2	0,2
6	Вторичная нагрузка	S2=29,16 ВА	S2Н=40 ВА	S2 S2Н
7	Сечение соединительных проводов	Sпр1,1 мм2, при-нимаем = 1,5 мм2	Sв=2,5 мм2	Sпр Sв= Sст
8	Тепловой импульс	Вк расч.= 344.88 кА2*с		Вк расч Вк гар.
9	Ударный ток	iуд =64,34 кА		iуд iскв

Вторичная нагрузка трансформатора тока

таблица № 4.12

Наименование	Тип	Нагрузка, ВА
		фаза «А»	фаза «В»	фаза «С»
Амперметр показывающий	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр показывающий	Д-335	0,5	—	0,5
Варметр показывающий	Д-335	0,5	—	0,5
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	—	10
Варметр регистрирующий	Н-348	10	—	10
Счетчик Вт-час-активной	И-675	2,5	2,5	2,5
Счетчик ВА-час	И-673М	2,5	2,5	2,5
		=26,5	=5,5	=26,5

Общее сопротивление приборов:

rконт=0,1 (Ом), где rконт — переходное сопротивление контактов.

Вторичная нагрузка:

Сопротивление проводов:

Сечение провода:

Принимаем сечение провода 1,5 мм2.

4.2.9 Выбор сталеалюминевых гибких сборных шин ОРУ-750 кВ

таблица № 4.13

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: 3АС-700/86
1	Форсированный ток нагрузки	IФ= 3503 А	Iдоп=3660 А	Iф Iдоп
2	Сечение провода по условиям нагрева длительным током нагрузки	Sвыбр= 700 мм2	Sтабл= 700 мм2	Sтабл Sвыбр
3	Количество проводов в фазе	nвыбр= 3	nкор= 3	nкор nвыбр
4	Расстояние между проводами в фазе	авыбр= 400 мм	акор= 400 мм	акор авыбр

4.2.10 Выбор сталеалюминевых гибких шин для ячеек ОРУ-750 кВ

таблица № 4.14

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: 5АС-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=5800мм2	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 № 4.14

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: 2АС-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 № 4.15

Расчет производится по наибольшим параметрам токов и напряжений:

№№ п/п	Параметры, определяющие условия выбора			условия выбора
	Перечень условий	Значения
		расчетное	гарантийное
	Выбранный тип: 3АС-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=3240мм2	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., ил.

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 стр.

Двоскин П.Н. Схемы и конструкции распределительных устройств – 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985-240 стр.

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 стр.