Учебная работа. Проект АЕС потужністю 880 мВт

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проект АЕС потужністю 880 мВт

Зміст

Вступ

1. Техніко-економічне обгрунтування проекту

2. Електротехнічна частина

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

2.2 Вибір силового обладнання

2.3 Вибір структурної схеми станції

2.4 Вибір схеми ВРУ-150 та 330 кВ

2.5 Вибір схеми власних потреб

2.6 Розрахунок струмів КЗ

2.7 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму

2.8 Вибір комутаційної апаратури

2.9 Вибір струмоведучих частин

2.10 Вибір кабелів

2.11 Вибір вимірювальних трансформаторів

2.12 Вибір засобів обмеження перенапруг

2.13 Вибір акумуляторної батареї

2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ-330 кВ

2.15 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ

Висновки

список літератури

Вступ

ОЕС України складається з електричних станцій енергогенеруючих компаній (14 КЕС, 4 АЕС, 97 ТЕЦ, 1 ГАЕС, 8 ВЕС, малі ГЕС тощо), магістральних електричних мереж та розподільних електричних мереж енергопостачальних компаній. На балансі НЕК «Укренерго» є 22,8 тис. км ЛЕП та 132 підстанції напругою 220-750 кВ потужністю 76,7 тис. МВА.

ОЕС здійснює централізоване енергопостачання власних споживачів і взаємодіє з енергосистемами сусідніх країн, забезпечуючи експорт та імпорт електроенергії.

об¢єм власного видобутку нафти і газу забезпечують потреби лише на 12 та 20%, відповідно. Альтернативним джерелом електроенергії для України може стати гідроенергетика, однак обладнання ГЕС пропрацювало від 20 до 40 років і потребує реконструкції.

Відносне ТЕС, то обладнання 95% наших теплових електростанцій витратили свій розрахунковий ресурс, а 43% знаходяться на межі фізичного зносу. Тому генеруючи потужності України будуть розвиватися в стратегічному напрямку — це теплові електростанції, що працюють на вугіллі, та атомні електростанції.

Крім того, ядерна енергетика має економічні переваги: повна собівартість електроенергії АЕС нижча, ніж у ТЕС, а в структурі собівартості багато припадає на капітальні витрати, що обумовлює незначну залежність від вартості палива. Наприклад, подвоєння вартості палива призводить до таких показників зростання одиниці виробленої енергії: для АЕС — 9%, для ТЕС на вугіллі — 31%, для ТЕС на газі — 66%.

Розвіданих світових запасів урану при використанні відкритого ядерно-паливного циклу вистачить на 60 років, а з врахуванням потенційних запасів — на 220 років. Тільки використання нових технологій (наприклад, брідерної з замкненим ядерно-паливним циклом) дозволить збільшити цей термін до декількох тисяч років.

Україна має промислові запаси урана на термін як мінімум 100 років, але забезпечує лише 30% власної потреби в урані. Його видобуток на діючих родовищах (Східний ГЗК, м. Жовті Води) наблизився до критичної маси черех незабезпеченість розкритих для видобутку запасів. Перспективні родовища Старокостянтинівське та Смолінське не освоюються.

Головна перешкода у цьому напрямку — відсутність державного інвестиційного капіталу та неможливість протягування приватного капіталу. При наявності необхідних інвестицій уранова промисловість України спроможна не тільки забезпечити на 100% власні потреби в урані, а й вийти на світовий ринок в ролі його постачальника.

Добуває руду і випускає цирконієвий та титановий концентрат Вільногорський державний гірсько-металургійний комбінат, який 80% продукції експортує в 25 країн світу, включаючи США, Японію та всі провідні країни Європи. Щорічно комбінат постачає в Росію 3 тис. т цирконієвого концентрату для виробництва ТВЕЛів, забезпечуючи потреби в цій сировині України та Росії.

ядерний промисловий електричне навантаження

1. Техніко-економічне обгрунтування проекту

В Україні створений та функціонує потужний ядерно-промисловий комплекс, який включає в себе:

енергогенеруючу компанію ДП «НАЕК»Енергоатом», до складу якої входять відокремлені підрозділи, в тому числі атомні електричні станції (ВП АЕС) — ВП «Запоріхька АЕС», ВП «Рівненська АЕС», ВП «Південно-Українська АЕС» та ВП «Хмельницька АЕС»;

підприємства з видобутку та первинної переробки уранової руди;

проектно-конструкторські та науково-дослідні установи.

На зазначених чотирьох ВП АЕС експлуатується 15 енергоблоків встановленою потужністю 13835 млн кВт. З них 13 енергоблоків типу ВВЕР-1000, кожен по 1 млн кВт, та два енергоблоки типу ВВЕР-440 по 415 та 420 тис. кВт, відповідно. В ОЕС України АЕС працюють в базовому режимі.

Розвиток ядерно-промислового комплексу обумовлено такими факторами:

надійність та стабільність функціонування;

-виробництво близько 50% електроенергії в країні;

дотримання реалізації Кіотського протоколу через скорочення викидів «парникових» газів в атмосферу (заміщення в еквіваленті до 40 млн. тонн вугілля або 30 млрд. куб. м газу на рік).

Досягнення показників щодо виробництва електроенергії на АЕС України на період до 2030 року планується шляхом реалізації такого:

продовження строку експлуатації діючих енергоблоків АЕС до 15 років;

-підвищення коефіцієнта використання встановленої потужності до 85%;

будівництво близько 21 млн. кВт нових та заміщуючи атомних потужностей.

Для забезпечення енергетичної безпеки країни передбачено у 2030 році порівняно з 2005 роком збільшення виробництва електроенергії більш ніж у два рази в країні в цілому та на АЕС. При цьому заплановано збереження частини атомної енергії у загальній структурі електроенергії на рівні 50% (у 2030 році планується збільшити загальне виробництво електроенергії в країні до 420 млрд. кВт×год, а на АЕС до 219 млрд. кВт×год).

Розвиток атомно-промислового комплексу передбачається за такими напрямками [1].

.Законодавче та нормативно-правове забезпечення.

2.Підвищення безпеки енергоблоків діючих АЕС, виробництво електроенергії шляхом сталої та безпечної експлуатації АЕС.

.Продовження строку експлуатації діючих енергоблоків АЕС буде здійснено за умови його економічної доцільності та за умови виконання вимог, норм і правил з ядерної та радіаційної безпеки, з урахуванням рекомендацій МАГАТЕ та світового досвіду.

.Диверсифікація джерел постачання ядерного палива. Заплановано реалізацію українсько-американського проекту кваліфікації ядерного палива для АЕС України і проведення тендера на постачання ядерного палива, а також опрацювання питання стосовно кваліфікації третього постачальника ядерного палива для АЕС.

.Розвиток нових енергетичних потужностей — будівництво та введення в експлуатацію до 2030 року 21 ГВт нових та заміщуючих енергетичних потужностей, до 2010 року добудова та введення в експлуатацію Ташлицької ГАЕС.

.Розвиток ядерно-паливного циклу. З урахуванням того, що на території України знаходиться одна з найбільших у світі уранових провінцій, передбачено після 2015 року повне забезпечення потреб АЕС України в ядерному паливі власного виробництва. Для цього планується розвинути уранове та цирконієве виробництво, а також збудувати завод з фабрикації тепловиділяючих збірок.

.Поводження з радіоактивними відходами.

.Поводження з відпрацьованим ядерним паливом (передбачено розроблення національної стратегії, створення сховища «сухого» типу (СВЯП) для тимчасового зберігання відпрацьованого ядерного палива АЕС).

.Зняття з експлуатації енергоблоків діючих АЕС.

10. Участь у Міжнародному проекті з інноваційних ядерних реакторів та паливних циклів (INPRO) під егідою МАГАТЕ.

таким чином, спорудження нових АЕС відповідає програмі розвитку атомної енергетики в Україні.

2. Електротехнічна частина

2.1 Розрахунок графіків електричних навантажень

Режим роботи електростанції (ЕС) задається графіками електричних навантажень району, що обслуговується. Потужність ЕС повинна забезпечувати виконання графіків навантажень з врахуванням втрат енергії, а також витрати на власні потреби станції.

При розрахунку графіків навантажень відносну величину постійних та змінних втрат потужності можна прийняти [2]:

а) в мережах району: ΔР1*¢= 0,01; ΔР2*¢= 0,06;

б) в мережах системи: ΔР1*¢¢=0,02; ΔР2*¢¢= 0,14.

Постійні втрати для району та системи [1]:

ΔР1р= 0,01×300 = 3 МВт;

ΔР1с= 0,02×400 = 8 МВт.

Змінні втрати у будь-який годину доби:

ΔР2рt= 0,06·2702/ 300 = 14,6 МВт;

ΔР2сt= 0,14×3202/400 = 35,8 МВт.

Потужність, яка віддається в шини РП різних напруг:

Рр. вид. t = 270+3+14,6 = 287,6 МВт;

Рс. вид. t = 320+8+35,8 = 363,8 МВт.

Сумарна потужність, яка віддається з шин ЕС:

Рвид. t = Рр. вид. t+ Рс. вид. t; (2.4)

Рвид. t = 287,6+363,8 = 651,4 МВт.

Потужність, яка виробляється ЕС:

Рвир t = Рвід. t+ Рвп t; (2.5)

Рвир t = 651,4+33,1 = 684,5 МВт.

За даним алгоритмом розраховуються графіки електричних навантажень (ГЕН) для зимових (183) та літніх (182) діб та за тривалістю навантаження (таблиці 2.1 та 2.2).

За даними розрахунку будуємо добові графіки навантаження для зими та літа (Рр. вид. t., Рс. вид. t., Рвир. t.) та річний графік за довготривалістю несення навантаження (Рвир. річн) (рисунок 2.1).

Використовуючи річний графік за довготривалістю визначаємо ТЕП роботи електричної станції.

Таблиця 2.1 — Дані розрахунків графіків електричних навантажень (зима/літо)

Примітка. Максимальне навантаження власних потреб: Р¢вп=5%.

Коефіцієнт попиту: Кп = 0,8.

Тривалість зимового/літнього періода: 183/182 доби.

Таблиця 2.2 — Дані для побудови річного графіка за тривалістю навантаження

Р, МВт821,7797,7778,3754,4749,1735,5706,5694,8692,8684,5652,7642,5t, год73212817281274732366728549364732546728tS, год73220132741401547475113584163906754748680328760

а) добові графіки навантажень;

б) річний графік за тривалістю навантаження

рисунок 2.1 — Графіки електричних навантажень станції

Таблиця 2.3 — Техніко-економічні показники роботи станції

ПоказникРозрахункова формулаЧислове значенняМаксимальне наванта-ження станції, МВтРmax821,7Річний виробіток елек-троенергії, МВт×годЕр =6441704,9Річне споживання елек-троенергії власними потребами станції, МВт×годЕВПр =301868,3Річне видавання електроенергії з шин, МВт×годЕр. вид = Ер — ЕВПр6139836,6Встановлена потуж-ність станції, МвтРвст880Середнє навантаження ЕС, МВтРсер = Ер /8760735,4Коефіцієнт заповнення графікаКз = Рсер/ Рmax0,895Коефіцієнт викорис-тання встановленої по-тужностіКвст= Рсер/ Рвст0,836Число годин викорис-тання максимального навантаженняТ max= Ер / Рmax7839,5Число годин викорис-тання встановленої потужностіТ вст. = Ер / Рвст7320,1Коефіцієнт резерваКрез = Рвст/ Рmax1,071Час максимальних втрат потужностіt= (0.124+Tmax/104) 2×87607222,2

2.2 Вибір силового обладнання

Таблиця 2.4 — Технічні характеристики турбогенераторів типу ТВВ-220-2ЕУЗ [3]:

ПараметрЧислове значенняnном, об/хв3000Pном, МВт220Sном, МВА258,3Uном, кВ; 15,75Cosφном0,85Iном, кА8,625Схема з¢єднань обмотки статораYЗбудження: Ufном, ВТН 316 — Іfх, А1025 — Іfном, А2680ВКЗ0,57Rст, Ом0,00154Rрот, Ом0,0878Опори, в. о.: Х¢¢d0, 1906Х¢d0,275Хd1,88Х20,232Х00,086

Таблиця 2.4 — Технічні характеристики турбіни типу К-300-240 [2]

Тип турбіниЧислове значенняРном, МВт440 (2´220) h,%32Р, МПа12,3t, °С268Кількість ГЦН6Кількість парогенераторів6

2.3 Вибір структурної схеми станції

Кількість ЛЕП [2]:

n = (P¢max /Ргр.) +1, (2.7)

де P¢max — максимальна потужність, яка видається в район або в систему з врахуванням втрат потужності, МВт;

Ргр. — гранична потужність ЛЕП, МВт.

N330 = (464/400) +1 = 2,16 ≈ 3 шт;

n150 = (321/125) +1 = 3,57 ≈ 4 шт;

Розрахункова потужність робочого трансформатора власних потреб:

Sтвп. розр. = (Рвп´/100) ·Кп·Рг. ном, (2.8)

Sтвп. розр. = (5/100) ×0,8×220 = 8,8 МВА.

Розрахункова потужність пускорезервного трансформатора власних потреб:

STR. розр. = 1.3×Sтвп. розр.; (2.9)

STR. розр. = 1.3×8,8 = 11,44 МВА.

Розрахункова потужність блочного трансформатора:

SБТ. розр. = SГ. вст — Sвп. мах; (2.10)

SБТ. розр. = 258,3-8,8 = 249,5 МВА.

Визначаємо перетоки потужності через автотрансформатор зв¢язку:

а) максимальний режим:

Sмах = SГ. вст — Sвп. мах — Sр. мах; (2.11)

Sмах = 2×258,3-2×8,8-321/0,85 = 516,6-17,6-377,6 = 121,4 МВА;

б) мінімальний режим:

Sмin = SГ. вст-1 — Sвп. мах — Sр. мin; (2.12)

Sмin = 516,6-17,6-271/0,85 = 180,2;

в) аварійний режим:

Sав = SГ. вст-1 — Sвп. мах — Sр. мах; (2.11)

Sав = 258,3-17,6-377,6 = — 136,9 МВА.

а) мах: 2´249,5 = 499 МВА мах: 2´249,5 = 499 МВА

б)

рисунок 2.2 — Варіанти структурних схем станції

Таблиця 2.5 — Технічні характеристики трансформаторів [2]

Позна-ченняТип трансформатораSном., МВАUном, кВUк, %DРх, кВтDРк, кВтІх,%n, штТВПТРДНС-25000/352515,75 6,3-6,310,5251150,654TR1ТРДНС-25000/352536,75 6,3-6,310,5251150,651TR2ТРДН-32000/15032158 6,3-6,310,5311150,701БТ1ТДЦ-250000/330250347 15,75112146050,502БТ2ТДЦ-250000/150250165 15,75111706400,502БТ3ТНЦ-630000/330630347 15,7511,534513000,351АТ1АТДЦТН-250000/330/150250330 158 38,5ВН: 54 ВС: 10,5 СН: 421606200,451

Таблиця 2.6 — Капіталовкладення в електроустановку

ОбладнанняКількість, штВартість, тис. грн. Капіталовкладення, тис. грн. І варіантІІ варіантБТ12/026405280-БТ22/0228845764576БТ30/15216-5216АТ111240024002400Вимикачі: 330 кВ 150 кВ генераторні 8/7 9/9 0/2 2720 1248 208 21760 11232 19040 11232 416Разом: 4524842880

Приведені затрати [2]

З = рн×К+U, (2.14)

де рн = 0,12 — нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

К — капіталовкладення в електроустановку, тис. грн;

U — щорічні експлуатаційні витрати, тис. грн.

U = а×К/100 + В×DWТ; (2.15)

де а — норма відрахувань на амортизацію та обслуговування, %;

В = 6,4 коп/кВт×год — вартість 1 кВт×год електроенергії, що втрачається в трансформаторі;

DWТ — річна втрата електроенергії в трансформаторах, кВт×год.

DWт = n×DPx×8760=1/n×DPк× (Smax/Sт. ном) 2×t, (2.16)

де n — число паралельно працюючих трансформаторів, шт.;

DPx, DPк — втрати ХХ та КЗ трансформатора, кВт;

Sт. ном — номінальна потужність трансформатора, МВА;

Smax — максимальна потужність трансформатора, МВА;

t — час максимальних втрат, год.

Визначимо втрати електроенергії в трансформаторах станції:

DWТ1 = DWБТ1+DWБТ2+DWАТ3;

DWТ1 =[2×214×8760+1/2×605 (499/250) 2×7222,2]+[2×170×8760+

+1/2×640 (424,5/250) 2×7222,2]+[160×8760+620× (46,9/250) 2×7222,2] =

= (3749280+8738862) + (2978400+6679091) + (1401600+161647) =

= 12 488 142 +9 657 491 +1 563 247 = 23 708 880 кВт×год;

DWТ2 = DWБТ3+DWБТ2+DWАТ3;

DWТ2 = [345×8760+1300 (499/630) 2×7222,2]+ 9657491 + 1563247 = (3022200+5859588) +11220738 = 8881788+11220738 = 20102516 кВт×год.

Щорічні експлуатаційні витрати:

U1 = (0,094×15808+0,084×29440) +6,4×10-5×23708880 = 5476,28 тис. грн;

U1 = (0,094×16224+0,084×26656) + 6,4×10-5×20102516 = 5050,72 тис. грн.

Щорічні експлуатаційні затрати:

З1 = 0,12×45248+5476,28 = 10906,04 тис. грн;

З2 = 0,12×42880+5050,72 = 10196,32 тис. грн.

DЗ = 6,5% > 5%, тобто беремо ІІ варіант структурної схеми станції.

2.4 Вибір схеми ВРУ-150 та 330 кВ

Для ВРУ-150 кВ згідно з рекомендаціями беремо схему «дві робочі та обхідна система збірних шин», а для ВРУ-330 кВ намічаємо два варіанти схеми [2, 4]:

а) схема «3/2»;

б) схема «4/3».

рисунок 2.3 — Схема ВРУ-150 кВ

а)б)

рисунок 2.4 — Варіанти схеми ВРУ-330 кВ

Приведені затрати:

З = рн×К+U+М (З), (2.17)

де рн = 0,15 — нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

М (З) — очікуваний збиток

К = nк×Ск, (2.18)

де nк — кількість комірок з вимикачами, шт.;

Ск — вартість вимикача, тис. грн.

U = (а/100) ×К, (2.19)

М (З) = , (2.20)

де у0=4,8 грн/кВт×год — питомий збиток;

Кj — коефіцієнт режиму схеми (К0 або Кр);

wі — параметр потоку раптових відмов вимикача, 1/рік;

DРі — втрачувана потужність, МВт;

ti — час простою елемента, год.

Таблиця 2.7 — Показники надійності елегазових вимикачів 330 кВ

Складова параметра потоку відмов, 1/рікЧас відновлення, ТВ, годЧастота планових ремонтів, m, 1/рікТривалість планового ремонту, Тп, годw1w20,0150,0051000,2250

Таблиця 2.8 — Дані для розрахунку надійності схеми ВРУ-330 кВ

ПараметрРозрахункова формулаЧислове значенняІ варіантІІ варіантКількість комірок з вимикачами, шт. nк87Параметр потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів, 1/рікwг. в. = 0,6× w10,0090,009wл. в. = 0,6× (w1+w2×l/100) 0,0150,015Коефіцієнти ремонтного (Кр) та нормального (К0) режимів роботи ВРУКр = m×Тп/87600,0057070,005707К0 = 1 — nк×Кр0,9543440,954344Час простою елемента, годТ011Твп = Тв- (Т2в/2×Тп) 8080Математичне сподівання числа відмов в генераторних та лінійних вимикачів в нормальному і ремонтному режимахК0×wг. в. 0,0085890,008640Кр×wг. в. 0,0000510,000051К0×wл. в. 0,0143150,014401Кр×wл. в. 0,0000860,000086

Таблиця 2.9 — Розрахунок надійності схеми ВРУ-330 кВ (І варіант)

Елемент, що відмовивwіЕлементи, що відключилися, та час їх відновленняК0=0,954344Кр = 0,005707Q1Q2Q3Q4Q5Q6Q7Q8Q1 л0,015W-To-W-To W-TвпW, АТ — To D (W,AT) — TвпW-ToБТ,W-ToW+ D (БТ,W) — ToW-To2W-ToQ2 л0,015W, АТ-ToW, АТ-To W-Tвп-W, АТ-To W-TвпW, АТ-ToW, АТ-ToW, АТ-ToW, АТ-ToW, АТ-ToQ3 г0,009АТ — ToW, АТ-To D (W, АТ) — TвпАТ-To АТ-Tвп-W+ D (БТ,W) — ToW, АТ-ToАТ-ToW, АТ-ToАТ-ToQ4 г0,009БТ — ToБТ — ToБТ,W — ToБТ+ D (АТ,W) — To-БТ — To БТ — Tвп БТ,W-To D (БТ,W) — TвпБТ — To БТ,W-ToQ5 л0,015W, БТ — ToБТ,W — ToБТ,W — ToБТ,W — ToБТ,W — To БТ — Tвп-БТ,W — To W — TвпБТ,W — To БТ,W — To Q6 л0,015W-ToW+ D (АТ,W) — ToW, АТ-ToW-ToБТ,W — To D (БТ,W) — TвпW-To W-Tвп-2W-ToW — ToQ7 л0,015W-ToW-To2W — ToW+ D (АТ,W) — ToW-ToБТ,W — ToW+ D (БТ,W) — To-W-To W — TвпQ8 л0,015W — ToW+ D (АТ,W) — ToАТ,W — ToW — ToW+ D (БТ,W) — To2W-ToW — ToW-To W — Tвп-

Таблиця 2.10 — Розрахунок надійності схеми ВРУ-330 кВ (ІІ варіант)

Елемент, що відмовивwіЕлементи, що відключилися, та час їх відновленняК0=0,960051Кр = 0,005707Q1Q2Q3Q4Q5Q6Q7Q1 л0,015W-To-W-To W — TвпD (2W, АТ) + W, БТ — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпD (W, АТ) + W+ D (W, БТ) — To D (2W, БТ) — Tвп+ D (W, АТ) W+ D (2W, БТ, АТ) — T02W-To+ D (W, БТ, АТ) W+D (2W, БТ, АТ, ТЗ) — TвпD (W, БТ) + W+ D (W, АТ) — T0 D (W, АТ) — Tвп+ D (2W, БТ) Q2 л0,015W, БТ-ToW, БТ+D (2W, АТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп-W, БТ+D (2W, АТ) — To БТ+D (3W, АТ) — Tвп2W, БТ+D (W, АТ) — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW, БТ+D (2W, АТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп2W, БТ+D (W, АТ) — To D (2W) + D (W, АТ, БТ) — Tвп2W, БТ+D (W, АТ) — To D (2W, АТ) + D (W, БТ) — TвпQ3 л0,015W, БТ — To2W, БТ+D (W, АТ) — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW, БТ+D (2W, АТ) — To БТ+D (3W, АТ) — Tвп-W, БТ+D (2W, АТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп2W, БТ+D (W, АТ) — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW, БТ, АТЗ+ D (2W) — Т0 D (2W, АТ) + D (W, БТ) — TвпW, БТ+D (2W, АТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — TвпQ4 л0,015W-ToW+D (W, БТ) +D (W, АТ) — To D (2W, БТ) + D (W, АТ) — TвпW, БТ+D (2W, АТ) — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW +D (2W, БТ, АТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп-W + D (W, БТ) + D (W, АТ) — To D (2W, БТ) + D (W, АТ) — TвпW, АТ+D (2W, БТ) — To АТ+ D (3W, БТ) — TвпW +D (2W, БТ, АТ) — T0Q5 л0,015W — ToW+D (2W, БТ, АТ) — To2W +D (W, БТ, АТ) — T0 W +D (2W, БТ, АТ) — TвпW + D (W, БТ) + D (W, АТ) — To D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW, АТ+D (2W, БТ) — To D (2W, БТ) + D (W, АТ) — Tвп-W +D (2W, БТ, АТ) — T0 W +D (2W, БТ, АТ) — TвпW, АТ+D (2W, БТ) — To Q6 л0,015W, АТ-ToW, АТ+D (2W, БТ) — To W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп2W, АТ+D (W, БТ) — To D (2W) + D (W, БТ, АТ) — Tвп2W, АТ+D (W, БТ) — To D (2W, БТ) + D (W, АТ) — TвпW, АТ +D (2W, БТ, АТ) — T0 АТ+ D (3W, БТ) — TвпW, АТ +D (2W, БТ, АТ) — T0 W +D (2W, БТ, АТ) — Tвп-W, АТ+D (2W, БТ) — To АТ+ D (3W, БТ) — TвпQ7 г0,09АТ-ToW, АТ+D (2W, БТ) — To D (W, АТ) + D (2W, БТ) — TвпАТ+ D (2W) + D (W, БТ) — Т0 D (W, БТ) + D (2W, АТ) — TвпW, АТ +D (2W, БТ) — T0 W +D (2W, БТ, АТ) — TвпАТ+ D (3W, БТ) — T0W, АТ +D (2W, БТ) — T0 D (W, АТ) + D (2W, БТ) — TвпАТ+ D (3W, БТ) — T0 АТ+ D (3W, БТ) — Tвп-Таблиця 2.11 — Розрахункові показники надійності схеми ВРУ-330 кВ

Відмова елементаDР, МВтЧас простою, Т0/Твп, годК0КрwгвwлвwгвwлвІ варіантАТ, W+АТ3911161080—112W, АТ+ D (W, БТ) 641—1480—-БТ, W+БТ БТ+ D (W, АТ) 36011171080—11ІІ варіантАТ, W+АТ, АТ+ D (3W, БТ) W+АТ+D (2W, БТ),2W+АТ+D (W, БТ) АТ+D (2W) +D (W, БТ) 391116980—132W + D (W, БТ, АТ) D (2W) + D (W, БТ, АТ) 641—280—2W+БТ 2W + БТ+ D (W, АТ) D (2W, АТ) + W+БТ БТ+ D (3W, АТ) 3601-2-1380—2W+БТ+АТ+ D (2W) 4641—180—-

Очікуваний збиток через відмови вимикачів:

М (З) 1 = 4,8×[0,008589× (1×1×39+1×1×360) +0,014315× (1×1×39+1×1×360) +

+0,000051× (6×1×39+1×80×39+1×1×64+7×1×360+1×80×360) +

+0,000086× (10×1×39+1×80×39+4×1×64+10×1×360+1×80×360) ] = 67,3 тис. грн;

М (З) 2 = 4,8×[0,008640×1×1×39+0,014401× (1×1×39+2×1×360) +

+0,000051× (6×1×39+1×80×39) +0,000086× (9×1×39+3×80×39+2×1×64+

+2×80×64+13×1×360+2×80×360+1×1×464) ] = 89,09 тис. грн.

Таблиця 2.12 — Приведені затрати варіантів схеми ВРУ-330 кВ

Складові витратиЧислові значення, тис. грнІ варіантІІ варіантКапітальні витрати217601904Щорічні витрати1827,841599,36Очікуваний збиток67,3089,09Приведені затрати5159,144544,45

2.5 Вибір схеми власних потреб

Власні потреби — важливий елемент АЕС. Пошкодження в системі ВП можуть призвести до порушення роботи ЕС в цілому та розвитку аварій в енергосистемах.

Склад електроспоживачів ВП, їх потужність залежать від типу реактора, який застосовується на АЕС, та параметрів основного обладнання.

Всі споживачі в системі ВП АЕС за ступенем надійності та допустимим часом перерви живлення в режимі зникнення напруги в системі ВП будуть поділені на 3 групи:

І група — споживачі, які допускають за умови безпеки перерву живлення тільки на долі секунди в усіх режимах роботи, включаючи режими повного зникнення змінної напруги від робочих та резервних трансформаторів ВП, та які вимагають обов¢язкової наявності надійного живлення після спрацьовування аварійного захисту реактора (АЗР). До них відносяться:

системи контрольно-вимірювальних приладів та пристроїв автоматики реактора;

частина споживачів системи управління і захисту реактора (СУЗ);

постійно діюча частина аварійного освітлення;

електроприводи швидкодіючих клапанів, які забезпечують вступ в дію систем розхолодження;

прилади технологічного контролю реактора та його систем;

деякі системи дозиметрії;

споживачі постійного струму 220 В, які не допускають перерви живлення;

аварійні масло насоси турбоагрегата та інші.

Мережа живлення таких навантажень має назву мережі живлення 1 категорії надійності.

Аварійними джерелами живлення таких мереж є акумуляторні батареї (АБ) та агрегати безперебійного живлення (АБЖ).

ІІ група — споживачі, які допускають перерву живлення залежно від типу реактора та технологічної схеми на час від десятків секунд до десятків хвилин. Ці споживачі також вимагають обов¢язкової наявності надійного живлення після спрацювання АЗР. До них відносяться:

механізми, які забезпечують розхолодження реактора та локалізацію аварії у різних аварійних режимах;

-насоси вентиляційних систем охолодження приміщень першого контуру, спринклерні насоси, масло насоси турбогенераторів, валоповоротні пристрої, перевантажувальна машина, системи біологічної та технологічної дозиметрії та інші.

Мережа живлення таких навантажень має назву мережі живлення ІІ категорії надійності. Аварійними джерелами живлення таких мереж є дизель-генераторні установки (ДГУ) з швидкодіючим автоматичним запуском.

ІІІ група — споживачі, які не висувають до надійності вищих вимог, ніж до живлення відповідальних споживачів на теплових ЕС. До них відносяться:

ГЦН з великими маховими масами;

-газодувки (на АЕС з газовим теплоносієм);

конденсатні, циркуляційні, живильні насоси та інші.

Ці споживачі не вимагають обов¢язкого вмикання при від¢єднанні системи живлення ВП та не беруть участі в процесі аварійного розхолодження. Їх нормальне живлення здійснюється від робочих ТВП, а резервне — від резервних трансформаторів ВП.

2.6 Розрахунок струмів КЗ

Складаємо заступну схему електроустановки та визначаємо її базові параметри:

Sб= 1000 МВА;

Uб = Uсер. ном.

рисунок 2.6 — Заступна схема станції

Генератор:

ХГ=Xd»· Sб/ Sб. ном.; (2.21)

ХГ= 0, 1906×1000/258,3 = 0,74;

Блочний трансформатор:

ХБТ= Uк/100· Sб/ Sт. ном.; (2.22)

ХБТ1= 11,5/100· 1000/ 630 = 0,18;

ХБТ2= 11/100· 1000/ 250 = 0,44;

Пускорезервний трансформатор:

ХТR=1.875×Uк/100·Sб/STR. ном.; (2.23)

ХТR1 =1,875×10,5/100·1000/25 = 4, 20;

ХТR1 =1,875×10,5/100·1000/32 = 3,28;

ЛЕП:

Xw=Xпит·l· Sб/ U2сер. ном; (2.24)

Xw=0,32×200×1000/3402 = 0,55;

Енергосистема:

Хс= Хс. ном. · Sб/ Sс. ном.; (2.25)

Хс=0,25×1000/16000 = 0,02;

Автотрансформатор зв¢язку:

ХВ%=0,5· (54+10,5-42) = 11,25 %;

ХС%=0,5· (10,5+42-54) = — 0,75% » 0;

ХН%=0,5· (54+42-10,5) = 42,75%;

ХАТ. В = 11,25/100×1000/250 = 0,45;

ХАТ. С = 0;

ХАТ. Н = 42,75/100×1000/250 = 1,71.

Спростимо заступну схему:

Х1 = Xc +Xw/3;

Х1= 0,02 +0,55/3= 0, 20;

Х2 = XГ+XБТ2;

Х2= 0,74+0,44= 1,18;

Х3 = Х2/2 = 1,18/2 = 0,59;

Х4 = (Хг/2) +ХБТ1;

Х4 = (0,74/2) +0,18 = 0,55;

рисунок 2.7 — Спрощена схема заміщення.

Початкове значення періодичної складової струму КЗ [2]:

ІП, О і = (Е»*·Ібі) / Хрез*; (2.28)

де:

Е»* для генераторів: 1,13;

-Е»* для енергосистеми та власних потреб станції: 1;

Ібі — базовий струм, кА;

Хрез* — результуючий опір кола КЗ, в. о.

Ібі = Sб/√3·Uсер. і; (2.29)

Іб1 = 1000/√3·340 = 1,7 кА;

Іб2 = 1000/√3·154 = 3,75 кА;

Іб3 = Іб4 =1000/√3·15,75 = 36,7 кА;

Іб5 =1000/√3·37 = 15,62 кА;

Іб6 = Іб7 =1000/√3·6,3 = 91,75 кА.

Складові струмів КЗ [2]:

періодичну: Іn,t = g n,t·I n,0; (2.30)

-аперіодичну: іа,t = √2· I n,0·е-t/Та; (2.31)

-ударний струм: іу= √2· I n,0·Ку. (2.32)

де g n,t — розрахунковий коефіцієнт;

Та — стала часу кола КЗ, с;

Ку — ударний коефіцієнт;

t — розрахунковий час, с.

t = tВВ +0,01; (2.33)

tВВ — власний час вимикання вимикача, с.

К1

Х5= Х3+ ХАТВ;

Х5= 0,59+0,45 = 1,04;

Х6= Х4 ×Х5/ (Х4 +Х5);

Х6= 0,55×1,04/ (0,55+1,04) = 0,36;

ІП, О С = 1,0·1,7/0,2 = 8,5 кА.

ІП, О G S= (1,13·1,7) / 0,36 = 5,34 кА;

К2

Розподіляємо ХАТВ між Х1 та Х4:

∆Х =0,45× (0,2+0,55) = 0,34;

Х7 = 0,2+ (0,34/0,55) = 0,82;

Х8 = 0,55+ (0,34/0,2) = 2,25.

Х9 = Х8 ×Х4/ (Х8 +Х4);

Х9 = 2,25×0,59/ (2,25+0,59) = 0,47.

ІП, О С = 1,0·3,75/0,82 = 4,57 кА.

ІП, О GS = 1,13·3,75/0,47 = 9,02 кА;

К3

Розподіляємо ХБТ1 між Х1 та Х5:

∆Х = ХБТ1· (Х1 + Х5);

Х10 = Х1+ ∆Х/ Х5;

Х11 = Х5+ ∆Х/Х1.

∆Х = 0,18× (0,2+1,04) = 0,22;

Х10 = 0,2+ (0,22/1,04) = 0,41;

Х11 = 1,04+ (0,22/0,2) = 2,14;

Х12 = Х11×Хг/ (Х11+Хг);

Х12 = 2,14×0,74/ (2,14+0,74) = 0,55.

ІП, О G1 = 1,13·36,7/0,74 = 56,04 кА;

ІП, О G2,3,4 =1,13×36,7/0,55 = 75,40 кА;

ІП, О С = 1,0·36,7/0,41 = 89,51 кА.

К4

Х13 = Х8×Х2/Х8+Х2;

Х13 = 2,25×1,18/ (2,25+1,18) = 0,77.

Розподіляємо ХБТ2 між Х7 та Х13:

∆Х = 0,44× (0,82+0,77) = 0,70;

Х14 = 0,82+ (0,70/0,77) = 1,73;

Х15= 0,77+ (0,70/0,82) = 1,62.

ІП, О G1,2,4 = 1,13×36,7/1,62 = 25,6 кА;

ІП, О G3 = 1,13×36,7/0,74 = 56,04 кА;

ІП, О С = 1·36,7/1,73 = 21,2 кА;

К5

∆Х = 1,71× (0,82+0,47) = 2,21;

Х16= 0,82+ (2,21/0,47) = 5,52;

Х17= 0,47+ (2,21/0,82) = 3,17;

ІП, О GS = 1,13×15,62/5,52 = 3,2 кА.

ІП, О С = 1×15,62/3,17 = 4,93 кА;

К6

Х18= Х16 ×Х17/ (Х16 +Х17) + ХTR1;

Х17= 5,52×3,17/ (5,52+3,17) +4,2 = 6,21;

ІП, О G å+С=1×91,75/6,21 = 14,77 кА;

ІП, О D = 4×åРном/Uном; (2.35)

ІП, О D = 4× (1,25×11,44) /6×2 = 4,77 кА;

К7

Х19= Х7 ×Х9/ (Х7 +Х9) + ХTR2;

Х19=0,82×0,47/ (0,82+0,47) +3,28 = 3,58;

ІП, О D = 4,77 кА;

Для РУВП-6 кВ за розрахункову точку КЗ беремо точку К7.

Попередньо встановлюємо вимикачі:

а) ВРУ-330 кВ: ВГБ-330У1 tвв =0,035 с;

б) ВРУ-150 кВ: ВГБУ-220У1 tвв =0,035 с;

в) коло генераторів G1 та G2 КАГ-24-30/30000УЗ —

г) сторона 35 кВ АТЗ ВР35НС tвв =0,055 с;

д) РУВП — 6 кВ: ВР2 tвв =0,055 с;

Визначимо значення коефіцієнтів g n,t для генераторних віток [2]:

К1 GS

І´ном = Sб. ∑/√3·Uсер. ном.; (2.36)

І´ном = 4×258,3/√3×340 = 1,76 кА;

Іп, о/ І´ном = 5,34/1,76 = 3;

g n,t= 0,94;

Таблиця 2.13 — Дані для визначення складових струму КЗ

Точка КЗВітка живленняt, ста, сКуе-t/Та g n,tК1 ВРУ-330 кВСистема GS0,045 0,0450,04 0,261,780 1,9550,30 0,821 0,94К2 ВРУ-150 кВСистема GS0,045 0,0450,03 0,261,717 1,9550,21 0,821 0,95К3 генератор G1Система G1 G2,3,40,045 0,045 0,0450,04 0,326 0,261,780 1,970 1,9550,30 0,87 0,821 0,83 0,94К4 Генератор G3Система G1,2,4 G30,045 0,045 0,0450,03 0,26 0,3261,717 1,955 1,9700,21 0,82 0,871 1 0,83К5 Сторона 35 кВ АТЗСистема GS0,06 0,060,02 0,261,608 1,9550,10 0,801 1К6 РУВП-6 кВG∑+Система0,060,051,8220,301

К2 GS

І´ном = 4×258,3/√3×154 = 3,88 кА;

Іп, о/ І´ном = 9,02/3,88 = 2,32;

g n,t= 0,95;

К3 G1

І´ном = 8,625 кА;

Іп, о/ І´ном = 56,04/8,625 = 6,5;

g n,t= 0,83;

G2,3,4

І´ном = 3×8,625 = 25,88 кА;

Іп, о/ І´ном = 75,4/25,88 = 2,9;

g n,t= 0,94;

Таблиця 2.14 — Зведена таблиця струмів КЗ.

Точка КЗВітка живленняІп, о кАІ n,t кАіа, t кАіу кАПриміткаК1 (ВРУ-330кВ) Система GS8,5 5,348,55,023,6 6,1721,33 14,72Сума13,8413,529,7736,05Ком. Апарат+шиниК2 (ВРУ-150кВ) Система GS4,57 9,024,57 8,571,35 10,4311,06 24,86Сума13,5913,1411,7835,92Ком. Апарат+шиниК3 генератор G1Система G2,3,489,51 75,4089,51 70,8837,86 87,17224,65 207,84Сума (без G1) 164,91160,39125,03432,49Ком. Апарат+шини осн. колаG156,0446,5168,74155,66Повна сума220,95206,901993,77588,15Шини до ТВПК4 генератор G3Система G1,2,421,2 25,621,2 25,66,28 29,651,32 70,57Сума (без G3) 46,846,835,88121,89шини осн. колаG356,0446,5168,74155,66Повна сума102,8493,31104,62277,55шини до ТВПК5 сторона 35кВ АТЗСистема GS4,93 3, 204,93 3, 200,70 3,6111,18 8,82Сума8,138,134,3120,00Ком. Апарат+шини К6 (РУВП-10кВ) G∑+Система25,6325,6310,8465,84Ком. Апарат. Двигуни ВП4,772,061,511,10Сума30,4027,6912,3476,94шини

Визначаємо складові струмів КЗ від електродвигунів власних потреб:

І n,t,D = 4,77· е-0,06/0,07 = 2,06 кА

іа,t,D = √2· 4,77· е-0,06/0,04 = 1,5 кА;

іу,D =√2· 1,65·4,77 = 11,1 кА.

2.7 Визначення максимальних струмів приєднань та імпульсів квадратичного струму

ВРУ-330 кВ:

Максимальні струми:

ImaxW = Pгр/Ö3×Uн×Сosj; (2.38)

ImaxБТ = SГ. ном /Ö3×Uн×0,95; (2.39)

ImaxАТЗ = 1,5× SАТ. ном /Ö3×Uн. (2.40)

ImaxW =400×1000/Ö3×330×0,85 = 824,3 А;

ImaxБТ1 = 2×258,3×1000/Ö3×330×0,95 = 925,5 А.

ImaxАТЗ = 1,5×250×1000/Ö3×330 = 656,9 А;

Імпульс квадратичного струму:

Вк= І2п, о· (tвим+Tа); (2.41)

де tвим — час вимикання КЗ, с.

Вк= 13,842· (0, 20+0,26) = 88,1 кА2·с;

ВРП-150 кВ:

Максимальні струми:

ImaxW = 125×1000/Ö3×150×0,85 = 566,7 А;

ImaxБТ2 = 258,3×1000/Ö3×150×0,95 = 1047,8 А.

ImaxАТЗ = 1,5×250×1000/Ö3×150 = 1445 А;

ImaxTR2 = 32×1000/Ö3×150 = 123,3 А.

Імпульс квадратичного струму:

Вк= 13,592· (0, 20+0,26) = 85 кА2·с;

генератор G1 (G2):

ImaxG = Iг. ном/0,95; (2.42)

ImaxG = 8625/0,95 = 9078,9 А;

ImaxТВП = 25000/Ö3×15,75 = 917,5 А.

Вк = Вкп+Вка = (Впс+Впг + Впгс) +Вка =

= (Іс2+В*пг×Іп, о, г+2×Іс×Т*×Іп, о, г) tвим+

+ (Іс2×Та, с+І2п, о, г×Та, г+4×Іс×Іп, о, г/ (1/Та, с + 1/Та, г)); (2.43)

де Іс = 164,91 кА; Іп, о, г = 56,04 кА; tвим= 4 с; В*пг = 0,3; Т* = 0,54;

Та, с= 0,26 с; Та, г = 0,326 с.

Вк = (164,912+0,3×56,042+2×164,91×56,04×0,54/4+ (164,912×0,26+

+ 56,042×0,326+4×164,91×56,04/ (1/0,26+1/0,326) =

= 154473,2+13436,5 = 167909,7 кА2×с.

генератор G3:

ImaxG = 9078,9 А;

ImaxТВП = 917,5 А.

Вк = (46,82+0,3×56,042+2×46,8×56,04×0,54/4+ (46,82×0,26+56,042×0,326+

+4×46,8×56,04/ (1/0,26+1/0,326)) = 23859,2+3109,3 =

= 26968,5 кА2×с.

Сторона 35 кВ АТЗ:

Imax = 25×1000/Ö3×35 = 412,9 А.

Вк= 8,132· (0, 20+0,26) = 30,4 кА2·с;

РУВП — 6 кВ:

ImaxТВП = ImaxТR1 = 25000/Ö3×6×2 = 1204,2 А;

ImaxТR2 = 32000/Ö3×6×2 = 1541.4 А;

Вк = І2п, о, С · (tвим+Tа, сх) + І2п, о,D · (0,5·T¢D+Tа, сх) +

+ 2· Іп, о, С ·Іп, о,D· (T¢D+Tа, сх); (2.44)

Та, сх= с;

Та, сх = 0,05×25,63+0,04×4,77/30,4= 0,048 c;

Вк=25,632· (0,3+0,048) +4,772· (0,5·0,07+0,048) +2·4,77·25,63· (0,07+0,048) = 259,4 кА2·с;

2.8 Вибір комутаційної апаратури

ВРУ-330 кВ:

Розрахункові даніКаталожні даніВГБ-330 У1РП-330-1/3200УХЛ1Uуст = 330 кВUном = 330 кВUном = 330 кВImax = 925,5 АIном = 3150 АIном = 3200 АIn,t = 13,52 кАIвим. ном = 40 кА-ia,t = 9,77 кАia, ном = √2·Вном·Івим. ном = √2·0,35·40 = 19,74 кА -Іп, о = 13,84 кАIдин = 40 кА-іу = 36,05 кАідин = 102 кАідин = 160 кАBк = 88,1 кА2·сІ2т·tт = 4800 кА2·сІ2т·tт =632·2 = 7938 кА2·с

ВРУ-150 кВ:

Розрахункові даніКаталожні даніВГБУ-220У1РНД3.1-150/2000У1Uуст = 150 кВUном = 220 кВUном = 150 кВImax = 1445 АIном = 2000 АIном = 2000 АIn,t = 13,14 кАIвим. ном = 40 кА-ia,t = 11,78 кАia, ном=19,74 кА-In, о= 13,59 кАIдин = 40 кА-іу = 35,92 кАідин = 102 кАідин = 100 кАBк = 85 кА2·сІ2т·tт = 4800 кА2·сІ2т·tт=4800кА2с

Сторона 35 кВт АТЗ

Розрахункові даніКаталожні даніВР35НСРНД3.1-35/1000У1Uуст = 35 кВUном = 35 кВUном = 35 кВImax = 412,9 АIном = 1600 АIном = 1000 АIn,t = 8,13 кАIвим. ном = 20 кА-ia,t = 4,31 кАia, ном=√2·0,23·20=6,49кА-In, о= 8,13 кАIдин = 20 кА-іу = 20 кАідин = 52 кАідин = 63 кАBк = 30,4 кА2·сІ2т·tт = 1200 кА2·сІ2т·tт=252·4=2500кА2с

РУВП-6 кВ

Розрахункові даніКаталожні даніВР2Комірка КРУ типу КУ-10ЦUуст = 6 кВUном = 10 кВUном = 10 кВImax = 1541,4 АIном = 1600 АIном = 2000 АIn,t = 25,63 кАIвим. ном = 31,5 кА-ia,t = 10,84 кАia, ном = √2·0,23·31,5 = 10,22 кА-√2· In,t + ia,t = 46,98 кА√2· Івим. ном· (1+ Вном) = 54,63 кА-In, о = 25,63 кАIдин = 31,5 кА-іу = 65,84 кАідин = 80 кАідин = 81 кАBк = 259,4 кА2·сІ2т·tт = 31,52·3 = 2976,75 кА2·сІ2т·tт = 31,52·3 = 2976,75 кА2·с

генератор G1 (G2):

Встановлюємо вимикачі навантаження типу КАТ-24-30/30000УЗ:

Uном = 24 кВ;

Iном =30000А;

ідин =500/360 кА;

Іт = 190/ кА;

tт = 3/1 с.

2.9 Вибір струмоведучих частин

ВРУ-330 кВ:

а)

Збірні шини: Іmax = 925,5

Іп, о = 13,84 А < 20 кА. іу = 36,05 кА < 50 кА.

Встановлюємо два проводи марки АС 300/204 [3]:

d = 29,2 мм; Ідоп = 700 А;

D = 450 м; адоп = 1,4 м.

Перевірка за максимальним струмом:

Іmax= 925,5A < Iдоп=2·700 = 1400 А.

Перевірка на коронування:

початкова критична напруженість електричного поля:

Ео=30,3·m· (1+0,299/√ro); (2.45)

де m = 0,82 — коефіцієнт шорсткуватості проводів;

ro — радіус проводу, см.

Ео = 30,3·0,82· (1+0,299/√1,46) = 31 кВ/см;

напруженість електричного поля навколо поверхні розщеплених проводів:

Е =К· 0,354·Uмах/ (n×ro·lg (Dср/ rек)); (2.46)

де К — коефіцієнт, який враховує кількість проводів в фазі;

Uмах — максимальна допустима напруга установки, кВ;

rек — еквівалентний радіус розщеплених проводів, см;

n — кількість проводів в фазі, шт.

Dср = 1,2×D; (2.47)

Dср = 1,2×450 = 567 см.

При n = 2 [2]:

К=1+2√3·r0/a;

rек = ;

де а = 40 см — відстань між проводами в розщепленій фазі.

К = 1+21,46/40 = 1,063;

rек = = 7,62 см.

Е =1,063· 0,354·347/ (2×1,46·lg (567/7,62)) = 23,9 кВ/см;

Умова перевірки:

,07·Е < 0,9·Ео; (2.49)

,07·23,9 = 25,6 кВ/см < 0,9·31 = 27,9 кВ/см.

Умова виконується.

б) відгалуження до блочного трансформатора:

Іmax= 925,5A

Економічний переріз:

qек = Інорм/jек; (2.50)

де Інорм — струм нормального режиму, А;

jек — економічна густина струму, А/мм2.

qек = 879,2/1 = 879,2 мм2.

Беремо два проводи марки АС 450/56: d = 28,8 мм; Ідоп = 880 А;

в) відгалуження до АТЗ:

qек = 437,9/1 = 437,9 мм2.

За умовою коронування беремо два проводи марки АС 300/204.

ВРУ-150 кВ

а) збірні шини;

Іmax = 1445 А;

Іп, о = 13,59 кА < 20 кА;

іу = 35,92 кА < 50 кА.

Приймаємо два проводи марки АС 330/30: d = 24,8 мм;

Ідоп = 750 А;

D = 350 см;

адоп = 0,6 м;

Dср =1,26×350 = 441 см;

Іmax= 1445 A < Iдоп=2·750= 1500 А.

Перевірка на коронування:

Ео=30,3·0,82· (1+0,299/√1,24) = 31,5 кВ/см;

К = 1+2·1,24/20 = 1,124;

rек = Ö1,24×20 = 4,98 см — еквівалентний радіус;

E = 1,124·0,354·165/ (2·1,24·lg (441/4,98)) = 13,6 кВ/см;

,07·13,6 = 14,6 кВ/см < 0,9·31,5 = 28,4 кВ/см.

Умова виконується.

б) відгалуження до блочного трансформатора:

qек = 995,4/1 = 995,4 мм2.

Встановлюємо провід марки АС 1000/56: d = 42,4 мм;

Ідоп = 1400 А;

в) відгалуження до АТЗ;

qек = 963,3/1 = 963,3 мм2.

Встановлюємо провід марки АС 1000/56.

г) відгалуження до TR2;

qек = 123,3/1 = 123,3 мм2.

Встановлюємо провід марки АС 120/27: d = 15,4 мм; Ідоп = 375 А;

Ео=30,3·0,82· (1+0,299/√0,77) = 33,3 кВ/см;

E = 0,354·165/ (0,77·lg (441/0,77)) = 27,48 кВ/см;

Умова виконується.

Сторона 35 кВ АТЗ.

Іmax = 412,9 А4

Іп, о = 8,13 кА < 20 кА;

іу = 20 кА < 50 кА;

Встановлюємо провід марки АС 150/19: d = 16,8 мм;

D = 150 см.

генератор G3 (G4)

Встановлюємо пофазно екранований струмопровід генераторної напруги:

а) в основному колі типу ТЭКНЕ-20/10000-300У1:

Uуст = 15,75 кВ < Uном = 20 кВ;

Imax = 9078,9А < Іном = 10000 А;

іу= 155,66 кА < ідин= 300 кА;

б) на відгалуженні до ТВП типу ТЭКНЕ-20/1600-375У1:

Uуст = 19,75 кВ < Uном = 20 кВ;

Imax = 917,5 А < Іном = 1600 А;

іу= 277,55 кА < ідин= 375 кА;

генератор G1 (G2)

Встановлюємо пофазно екранований струмопровід генераторної напруги:

а) в основному колі типу ТЭКНЕ-20/20000-560У1:

Uуст = 15,75 кВ < Uном = 20 кВ;

Imax = 9078,9А < Іном = 20000 А;

іу= 432,9 кА < ідин= 560 кА;

б) на відгалуженні до ТВП типу ТЭКНЕ-20/2000-750У1:

Uуст = 19,75 кВ < Uном = 20 кВ;

Imax = 917,5 А < Іном = 2000 А;

іу= 588,15 кА < ідин= 750 кА;

РУВП — 6 кВ:

Встановлюємо комплектний струмопровід типу ТКЗ-6-2000-81 [3]:

Uуст = 6 кВ £ Uном = 6 кВ;

Imax = 1541,4 А < Іном = 2000 А;

іу= 76,94 кА < ідин= 81 кА;

2.10 Вибір кабелів

Вибираємо кабель до електродвигуна власних потреб типу 2 АЗМ1-500/6000УХЛ1, який служить приводом конденсатного насоса [5,6]:

Рном = 500 кВт; Uном = 6 кВ; Iном = 52,4 А; Cosjном = 0,92; nном = 2980 об/хв.; Кп = 6.

Кабель прокладається в каналі сухого приміщення, v0 = 35°С, Тmax = 50000 год. Вибираємо кабель марки ААШв, U = 6 кВ, трижильний.

Визначаємо економічний переріз:

qек = 52,4/1,4 = 37,4 мм2.

Беремо кабель 3´50 мм2, Ідоп. ном = 110 А, поправковий коефіцієнт на температуру повітря К2 = 0,87; тоді

Ідоп = 0,87×110 = 95,74 > 52,4 А.

Перевіряємо кабель на термічну стійкість [2]:

qmin = ÖВк/С; (2.51)

qmin = Ö259,4×106/98 = 164,2 мм2 > q = 50 мм2.

Беремо переріз 185 мм2.

2.11 Вибір вимірювальних трансформаторів

Вибираємо вимірювальні трансформатори струму (ТС) та напруги (ТН) для ЛЕП-330 кВ.

Таблиця 2.15 — Розрахункові та каталожні дані ТС ТВ 330

Розрахункові даніКаталожні даніUуст = 330 кВUном = 330 кВImax = 824,3 АIном = 2000 Аiу = 36,05 кАідин = 50 кАВк = 88,1 кА2·сІ2т·tт = 502·3 = 7500 кА2·сr2 = 8,14 Омr2ном = 20 Ом

Примітка:

) I2ном = 1 А.

) 0,2/10Р;

) схема зєднань ТС: повна зірка;

) lрозр = 175 м

Таблиця 2.16 — Вторинне навантаження ТС

ПриладТипНавантаження, В·А, фазаАВСАмперметрЕ-3350,50,50,5ВатметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Датчик активної потужностіЕ-8291,0-1,0Датчик реактивної потужностіЕ-8301,0-1,0Лічильник активної енергіїСАЗ-И6702,5-2,5Разом: 6,00,56,0

Загальний опір приладів:

rприл = Sприл/І22; (2.52)

rприл = 6/12 = 6 Ом;

Допустимий опір проводів:

rпр = r2ном — rприл — rк; (2.53)

rпр = 20-6-0,1 = 13,9 Ом;

Розрахунковий переріз проводів:

qрозр = r·lрозр/ rпр; (2.54)

qрозр = 0,0175·175/13,9 = 0,22 мм2.

За умовою механічної міцності приймаємо контрольний кабель з жилами q = 1,5 мм2.

Вторинне навантаження:

r2 = 6+0,1+ (0,0175·175) /1,5 = 8,14 Ом < r2ном = 20 Ом

Встановлюємо ТН типу НКФ-330-73У1:

U1ном = 330000/√3 кВ;

U2ном = 100/√3 В;

U2дод = 100 В;

S2ном. = 400 В·А.

Перевіряємо ТН на класс точності.

Таблиця 2.17 — Вторинне навантаження ТН типу НКФ-220-58У1

ПриладТипSобм, В·Аnобм, штCosφSinφnприл, штЗагальна потужністьP, ВтQ, ВарВатметрД-3351,521013,0-ВарметрД-3351,521013,0-Датчик активної потужностіЕ-829 10 1 0 1 10 Датчик реактивної потужностіЕ-830 10 1 0 1 10 Лічильник активної енергіїСАЗ-И6701,5 Вт20,380,92513,07,3Фіксуючий приладФІП3-1013,0-Разом: 327,3

Вторинне навантаження:

S2∑ = √ Q2+Р2 =√ 322+7,32 = 32,9 В×А < S2ном =3·400 = 1200 В·А.

Для зєднання ТН з приладами використовуємо контрольний кабель АКРВГ з перерізом жил q=1,5 мм2.

Таблиця 2.18 — Вимірювальні трансформатори

Місце установкиТрасформаторструмунапруги123ВРУ-330 кВТВ-330НКФ-330-73У1ВРУ-150 кВТВ-220НКФ-150-58У1ГенераторТШ-20-10000/5ЗОМ-1/15 ЗНОМ-15Блочний трансформатор БТ1: сторона ВН; сторона НН ТВТ 330-І ТШ-20-10000/5 Блочний трансформатор БТ2: сторона ВН; сторона НН. ТВТ 150-І ТШ-20-10000/5 Автотрансформатор зв¢язку: сторона ВН: сторона СН: сторона НН ТВТ 330-І ТВТ 150-І ТФЗМ 35 А ЗНОМ-35-65У1Пускорезервний трансформатор TR1: сторона ВН; сторона НН. ТВТ 35-І ТШЛ-10 Пускорезервний трансформатор TR2: сторона ВН; сторона НН. ТВТ 150-І ТШЛ-10 РУВП 6 кВ: ТШЛ-10ЗНОЛ.06-6УЗ

2.12 Вибір засобів обмеження перенапруг

Для захисту обладнання від атмосферних та комутаційних перенапруг встановлюємо розрядники та обмежувачі перенапруг [3]:

1) ЛЕП-330 кВ, сторона ВН АТЗ та БТ: ОПН-330У1; 2) ЛЕП — 150 кВ, сторона ВН БТ та TR2, сторона СН АТЗОПН-150 У13) Сторона 35 кВ АТЗРВС-35 У14) РУВП-6 кВРВРД-6 У15) ГенераторРВС-15У1

Для забезпечення нормальної роботи зв¢язку, релейного захисту, автоматики встановлюємо на ЛЕП високочастотні загороджувачі [3]:

а) ЛЕП-330 кВВЗ-1250-0,5 У1б) ЛЕП-150 кВВЗ — 630 — 0,5 У1

2.13 Вибір акумуляторної батареї

На АЕС акумуляторні батареї (АБ) є аварійними джерелами живлення систем безпеки, систем керування і захисту (СКЗ), аварійного освітлення, а також джерелом оперативного струму для пристроїв керування, автоматики, сигналізації і релейного захисту. Кількість і типии батарей визначаються згідно з вимогами [2, 4]:

для кожного реакторного блока встановлюються АБ за кількістю систем безпеки. Вони працюють в режимі «буфера» і нормальнее навантаження несе випрямний пристрій, при зникненні напруги все навантаження лягає на АБ. Після запуску дизель-генераторанавантаження знову отримує живлення через випрямний пристрій. АБ систем безпеки вибираються за умовою допустимого рівня напруги на шинах постійного струму з врахуванням поштовху навантаження на початку аварії. Ці батареї працюють короткочасно, до моменту пуску дизель-генератора. Вони не підлягають глибоким розрядам, тому елементний коммутатор (ЕК) для них не передбачається;

для кожного дизель-генератора встановлюється своя АБ, яка забезпечує автоматичний запуск;

для споживачів СКЗ передбачаються окремі АБ на різні номінальні напруги — 24, 48, 110, 220 В;

для пристроїв керування, автоматики, релейного захисту елементів підвищеної напруги поза головним корпусом встановлюються АБ без ЕК в зоні ВРУ — одна для ВРУ 110-220 кВ і дві для ВРУ 330 кВ і вище.

Таблиця 2.19 — Навантаження загальноблочної батареї

ЕлектроприймачіРозрахункові аварійні навантаження, ВНайменуванняn, штРном, кВтІном, АІрозр, АІпускр, АІав, АІп, АПостійне навантаження—30-3030Аварійне освітлення—200-200-Перетворювальний агрегат оператив-ного зв¢язку17,238301003030Електродвигун аварійного масло насоса ущільнень генератора125-120300120300Електродвигун аварійного маслона-соса системи змащу-вання114-7318473184Разом: 453544

Вихідні дані для розрахунку:

— напруга на шинахUш = 230 В — номінальна напруга батареїUном =220 В — кількість основних елементів батареїn0 = 108 — кількість додаткових елементів батареїnр = 22 — загальна кількість додаткових елементів батареїn = 130 — напруга на елементі в режимі підзарядуUпз = 2,15 В — напруга на елементі в кінці аварійного розрядуUр = 1,75 В — напруга на елементі в кінці зарядуUз = 2,75 В

Типовий номер АБ [2]:

N = 1.05×Іав/j; (2.55)

N = 1.05×453/25 = 19,03.

Перевірка за максимальним струмом поштовху:

N =Іп/46; (2.56)

N = 544/46 = 11,83.

Беремо типорозмір СК-20.

Перевіряємо АБ за допустимою напругою в умовах аварійного короткочасного навантаження:

jп = Іп/ N; (2.57)

jп = 544/20 = 27,2 А/N.

Напруга у споживачів складає (рис.7.2 [2]) з врахуванням падіння напруги в кабелі (5%) 88%, що більше допустимого значення 80%.

Розрахункові струм та напруга підзарядного пристрою основних елементів:

Іпзп = 30+0,15×20 = 33 А;

Uпзп = 2,15×108 = 232,2 В.

Встановлюємо ПЗП типу ВАЗП-380/260-40/80.

Струм та напруга підзарядного автоматичного пристрою додаткових елементів:

Іпзп. д = 0,05×20 = 1 А;

Uпзп. д = 2,15×22 = 47,3 В.

Вибираємо ПЗП типу АРН-3.

Розрахункові струм та напруга зарядного пристрою:

Ізп = 30+5×20 = 130 А;

Uзп = 2,75×130 = 357,5 В.

Вибираємо зарядний пристрій типу ТППС-800.

2.14 Розрахунок грозозахисту ВРУ-330 кВ

Вихідні дані для розрахунку грозозахисту:

а) висота блискавковідводу: h = 37 м;

б) розрахункова висота, для якої визначаються зони захисту:

hх = 24 м;

Оскільки 2/3×h = 2/3×37 = 24,7 м > hх = 24 м, то радіус захисту і ширина зони захисту становлять:

де L — відстань між сусідніми блискавковідводами, м.

рисунок 2.8 — Схема розташування блискавковідводів на ВРУ-330 кВ

Таблиця 2.20 — Дані для визначення зони захисту блискавковідводів

Пари блискавковідводівL, мh0,мbх, мrх, м1-2, 2-3, 4-5, 5-6,7-8, 8-9, 10-11, 11-124834,413,210,51-4, 2-5, 3-6, 4-7,5-8, 6-94035,215,610,57-10, 8-11, 9-123235,817,410,51-5, 2-4, 2-6, 3-5,4-8, 5-7, 5-9,6-862,532,75,410,57-11, 8-10, 8-12, 9-1157,733,39,910,5

рисунок 2.9 — Вид на зону захисту блискавковідводів ВРУ-330 кВ збоку

рисунок 2.10 — Вид на зону захисту блискавковідводів ВРУ-330 кА зверху

2.15 Розрахунок заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ

Вихідні дані для розрахунку:

площа ЗП: S = (100´120) = 1200 м2;

питомий опір верхнього та нижнього шарів ґрунту:

r1 = 1000 Ом×м;

r2= 200 Ом×м;

-товщина верхнього шару ґрунту: h = 2 м;

-глибина закладення заземлення: t = 0,5 м;

число вертикальних заземлювачів: nв = 36 шт;

-довжина вертикальних заземлювачів: lв = 3 м.

рисунок 2.11 — План заземлювального пристрою ВРУ-330 кВ

Середня відстань між вертикальними заземлювачами:

а = 2× (120+100) /36 = 12,2 м;

Визначимо величини:

ÖS = Ö12000 = 109,5 м;

r1/r2= 1000/200 = 5;

а/ lв = 12,2/3 = 4;

h — t/ lв = (2-0,5) /3 = 0,5;

lв +t/ÖS = 3,5+0,5/109,5 = 0,03;

Опір ЗП:

Rз= А×rекв/ÖS + rекв/ (Lг+ Lв), (2.63)

де А — функція відношення lв +t/ÖS;

rекв — еквівалентний питомий опір грунту, Ом×м;

Lг, Lв — сумарна довжина горизонтальних та вертикальних заземлювачів, м.

А = 0,444-0,84× lв +t/ÖS; (2.64)

А = 0,444+0,84×0,03 = 0,4188.

З таблиці 7.6 [ 5 ] визначаємо, що rекв/r2 = 2,02. Звідки:

rекв = 2,02×200 = 404 Ом×м.

Rз= 0,4188×404/109,5 + 404/2288 = 1,72 Ом > Rз. доп = 0,5 Ом.

Приєднуємо до ЗП природні заземлювачі:

а) система «трос-опора»: Rп1= 1,2 ОМ;

б) фундаменти опор: Rп2= 1,5 Ом.

R¢з= 1,72×1,2×1,5/ (1,72×1,2+1,72×1,5+1,2×1,5) = 0,48 Ом < 0,5 Ом.

Висновки

В проекті виконана електрична частина АЕС потужністю 880МВт, яка видає потужність в район та систему на напрузі 150 та 330 кВ.

Виконано розрахунок графіків електричних навантажень, здійснено вибір силового обладнання, вибрано структуруну схему станції, схеми ВРУ різних напруг та схему власних потреб.

На базі розрахованих струмів КЗ виконано вибір комутаційної апаратури, ошиновки, вимірювальних трансформаторів, засобів обмеження перенапруг, а також акумуляторної батареї.

Для ВРУ-330 кВ виконано розрахунок грозозахисту та заземлення.

список літератури

1.І.М. Корогодський Ядерно-промисловий комплекс. Напрямки розвитку // Новини енергетики, 2008, №4. — С.120-122.

2.Лежнюк П.Д., Лагутін В.М., Кравцов К.І. Проектування електричної частини електричних станцій: Навчальний посібник. — Вінниця: ВДТУ, 2002. — 167 с.

.Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. электрическая часть электро-станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608с.

.Проектирование электрической части станций и подстанций / Ю.Б. Гук, В.В. Кантон, С.С. Петрова. — Л.: Энергоатомиздат, 1985. — 312 с.

.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

.Лагутін В.М., Тептя В.В., Вишневський С.Я. Власні потреби електричних станцій.: Навчальний посібник. — Вінниця: ВНТУ, 2009. — 102 с.

.Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 220 с.

Учебная работа. Проект АЕС потужністю 880 мВт