Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

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:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10