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, МВт	821,7	797,7	778,3	754,4	749,1	735,5	706,5	694,8	692,8	684,5	652,7	642,5
t, год	732	1281	728	1274	732	366	728	549	364	732	546	728
tS, год	732	2013	2741	4015	4747	5113	5841	6390	6754	7486	8032	8760

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

Показник	Розрахункова формула	Числове значення
Максимальне наванта-ження станції, МВт	Рmax	821,7
Річний виробіток елек-троенергії, МВт×год	Ер =6441704,9
Річне споживання елек-троенергії власними потребами станції, МВт×год	ЕВПр =301868,3
Річне видавання електроенергії з шин, МВт×год	Ер. вид = Ер - ЕВПр	6139836,6
Встановлена потуж-ність станції, Мвт	Рвст	880
Середнє навантаження ЕС, МВт	Рсер = Ер /8760	735,4
Коефіцієнт заповнення графіка	Кз = Рсер/ Рmax	0,895
Коефіцієнт викорис-тання встановленої по-тужності	Квст= Рсер/ Рвст	0,836
Число годин викорис-тання максимального навантаження	Т max= Ер / Рmax	7839,5
Число годин викорис-тання встановленої потужності	Т вст. = Ер / Рвст	7320,1
Коефіцієнт резерва	Крез = Рвст/ Рmax	1,071
Час максимальних втрат потужності	t= (0.124+Tmax/104) 2×8760	7222,2

2.2 Вибір силового обладнання

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

Параметр	Числове значення
nном, об/хв	3000
Pном, МВт	220
Sном, МВА	258,3
Uном, кВ;	15,75
Cosφном	0,85
Iном, кА	8,625
Схема з¢єднань обмотки статора	Y
Збудження: Ufном, В	ТН 316
- Іfх, А	1025
- Іfном, А	2680
ВКЗ	0,57
Rст, Ом	0,00154
Rрот, Ом	0,0878
Опори, в. о.: Х¢¢d	0, 1906
Х¢d	0,275
Хd	1,88
Х2	0,232
Х0	0,086

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

Тип турбіни	Числове значення
Рном, МВт	440 (2´220)
h,%	32
Р, МПа	12,3
t, °С	268
Кількість ГЦН	6
Кількість парогенераторів	6

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-чення	Тип трансформатора	Sном., МВА	Uном, кВ	Uк, %	DРх, кВт	DРк, кВт	Іх,%	n, шт
ТВП	ТРДНС-25000/35	25	15,75 6,3-6,3	10,5	25	115	0,65	4
TR1	ТРДНС-25000/35	25	36,75 6,3-6,3	10,5	25	115	0,65	1
TR2	ТРДН-32000/150	32	158 6,3-6,3	10,5	31	115	0,70	1
БТ1	ТДЦ-250000/330	250	347 15,75	11	214	605	0,50	2
БТ2	ТДЦ-250000/150	250	165 15,75	11	170	640	0,50	2
БТ3	ТНЦ-630000/330	630	347 15,75	11,5	345	1300	0,35	1
АТ1	АТДЦТН-250000/330/150	250	330 158 38,5	ВН: 54 ВС: 10,5 СН: 42	160	620	0,45	1

Таблиця 2.6 - Капіталовкладення в електроустановку

Обладнання	Кількість, шт	Вартість, тис. грн.	Капіталовкладення, тис. грн.
			І варіант	ІІ варіант
БТ1	2/0	2640	5280	-
БТ2	2/0	2288	4576	4576
БТ3	0/1	5216	-	5216
АТ1	11	2400	2400
Вимикачі: 330 кВ 150 кВ генераторні	8/7 9/9 0/2	2720 1248 208	21760 11232	19040 11232 416
Разом:			45248	42880

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/рік		Час відновлення, ТВ, год	Частота планових ремонтів, m, 1/рік	Тривалість планового ремонту, Тп, год
w1	w2
0,015	0,005	100	0,2	250

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

Параметр	Розрахункова формула	Числове значення
		І варіант	ІІ варіант
Кількість комірок з вимикачами, шт.	nк	8	7
Параметр потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів, 1/рік	wг. в. = 0,6× w1	0,009	0,009
	wл. в. = 0,6× (w1+w2×l/100)	0,015	0,015
Коефіцієнти ремонтного (Кр) та нормального (К0) режимів роботи ВРУ	Кр = m×Тп/8760	0,005707	0,005707
	К0 = 1 - nк×Кр	0,954344	0,954344
Час простою елемента, год	Т0	1	1
	Твп = Тв- (Т2в/2×Тп)	80	80
Математичне сподівання числа відмов в генераторних та лінійних вимикачів в нормальному і ремонтному режимах	К0×wг. в.	0,008589	0,008640
	Кр×wг. в.	0,000051	0,000051
	К0×wл. в.	0,014315	0,014401
	Кр×wл. в.	0,000086	0,000086

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

Елемент, що відмовив	wі	Елементи, що відключилися, та час їх відновлення
		К0=0,954344	Кр = 0,005707
			Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6	Q7	Q8
Q1 л	0,015	W-To	-	W-To W-Tвп	W, АТ - To D (W,AT) - Tвп	W-To	БТ,W-To	W+ D (БТ,W) - To	W-To	2W-To
Q2 л	0,015	W, АТ-To	W, АТ-To W-Tвп	-	W, АТ-To W-Tвп	W, АТ-To	W, АТ-To	W, АТ-To	W, АТ-To	W, АТ-To
Q3 г	0,009	АТ - To	W, АТ-To D (W, АТ) - Tвп	АТ-To АТ-Tвп	-	W+ D (БТ,W) - To	W, АТ-To	АТ-To	W, АТ-To	АТ-To
Q4 г	0,009	БТ - To	БТ - To	БТ,W - To	БТ+ D (АТ,W) - To	-	БТ - To БТ - Tвп	БТ,W-To D (БТ,W) - Tвп	БТ - To	БТ,W-To
Q5 л	0,015	W, БТ - To	БТ,W - To	БТ,W - To	БТ,W - To	БТ,W - To БТ - Tвп	-	БТ,W - To W - Tвп	БТ,W - To	БТ,W - To
Q6 л	0,015	W-To	W+ D (АТ,W) - To	W, АТ-To	W-To	БТ,W - To D (БТ,W) - Tвп	W-To W-Tвп	-	2W-To	W - To
Q7 л	0,015	W-To	W-To	2W - To	W+ D (АТ,W) - To	W-To	БТ,W - To	W+ D (БТ,W) - To	-	W-To W - Tвп
Q8 л	0,015	W - To	W+ D (АТ,W) - To	АТ,W - To	W - To	W+ D (БТ,W) - To	2W-To	W - To	W-To W - Tвп	-

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

Елемент, що відмовив	wі	Елементи, що відключилися, та час їх відновлення
		К0=0,960051	Кр = 0,005707
			Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6	Q7
Q1 л	0,015	W-To	-	W-To W - Tвп	D (2W, АТ) + W, БТ - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	D (W, АТ) + W+ D (W, БТ) - To D (2W, БТ) - Tвп+ D (W, АТ)	W+ D (2W, БТ, АТ) - T0	2W-To+ D (W, БТ, АТ) W+D (2W, БТ, АТ, ТЗ) - Tвп	D (W, БТ) + W+ D (W, АТ) - T0 D (W, АТ) - Tвп+ D (2W, БТ)
Q2 л	0,015	W, БТ-To	W, БТ+D (2W, АТ) - To W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	-	W, БТ+D (2W, АТ) - To БТ+D (3W, АТ) - Tвп	2W, БТ+D (W, АТ) - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W, БТ+D (2W, АТ) - To W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	2W, БТ+D (W, АТ) - To D (2W) + D (W, АТ, БТ) - Tвп	2W, БТ+D (W, АТ) - To D (2W, АТ) + D (W, БТ) - Tвп
Q3 л	0,015	W, БТ - To	2W, БТ+D (W, АТ) - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W, БТ+D (2W, АТ) - To БТ+D (3W, АТ) - Tвп	-	W, БТ+D (2W, АТ) - To W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	2W, БТ+D (W, АТ) - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W, БТ, АТЗ+ D (2W) - Т0 D (2W, АТ) + D (W, БТ) - Tвп	W, БТ+D (2W, АТ) - To W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп
Q4 л	0,015	W-To	W+D (W, БТ) +D (W, АТ) - To D (2W, БТ) + D (W, АТ) - Tвп	W, БТ+D (2W, АТ) - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W +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) - Tвп	W, АТ+D (2W, БТ) - To АТ+ D (3W, БТ) - Tвп	W +D (2W, БТ, АТ) - T0
Q5 л	0,015	W - To	W+D (2W, БТ, АТ) - To	2W +D (W, БТ, АТ) - T0 W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	W + D (W, БТ) + D (W, АТ) - To D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W, АТ+D (2W, БТ) - To D (2W, БТ) + D (W, АТ) - Tвп	-	W +D (2W, БТ, АТ) - T0 W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	W, АТ+D (2W, БТ) - To
Q6 л	0,015	W, АТ-To	W, АТ+D (2W, БТ) - To W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	2W, АТ+D (W, БТ) - To D (2W) + D (W, БТ, АТ) - Tвп	2W, АТ+D (W, БТ) - To D (2W, БТ) + D (W, АТ) - Tвп	W, АТ +D (2W, БТ, АТ) - T0 АТ+ D (3W, БТ) - Tвп	W, АТ +D (2W, БТ, АТ) - T0 W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	-	W, АТ+D (2W, БТ) - To АТ+ D (3W, БТ) - Tвп
Q7 г	0,09	АТ-To	W, АТ+D (2W, БТ) - To D (W, АТ) + D (2W, БТ) - Tвп	АТ+ D (2W) + D (W, БТ) - Т0 D (W, БТ) + D (2W, АТ) - Tвп	W, АТ +D (2W, БТ) - T0 W +D (2W, БТ, АТ) - Tвп	АТ+ D (3W, БТ) - T0	W, АТ +D (2W, БТ) - T0 D (W, АТ) + D (2W, БТ) - Tвп	АТ+ D (3W, БТ) - T0 АТ+ D (3W, БТ) - Tвп	-

Таблиця 2.11 - Розрахункові показники надійності схеми ВРУ-330 кВ

Відмова елемента	DР, МВт	Час простою, Т0/Твп, год	К0		Кр
			wгв	wлв	wгв	wлв
І варіант
АТ, W+АТ	39	1	1	1	6	10
		80	-	-	1	1
2W, АТ+ D (W, БТ)	64	1	-	-	1	4
		80	-	-	-	-
БТ, W+БТ БТ+ D (W, АТ)	360	1	1	1	7	10
		80	-	-	1	1
ІІ варіант
АТ, W+АТ, АТ+ D (3W, БТ) W+АТ+D (2W, БТ),2W+АТ+D (W, БТ) АТ+D (2W) +D (W, БТ)	39	1	1	6	9
		80	-	-	1	3
2W + D (W, БТ, АТ) D (2W) + D (W, БТ, АТ)	64	1	-	-	-	2
		80	-	-	-	2
W+БТ 2W + БТ+ D (W, АТ) D (2W, АТ) + W+БТ БТ+ D (3W, АТ)	360	1	-	2	-	13
		80	-	-	-	2
W+БТ+АТ+ D (2W)	464	1	-	-	-	1
		80	-	-	-	-

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 витрати	Числові значення, тис. грн
	І варіант	ІІ варіант
Капітальні витрати	21760	1904
Щорічні витрати	1827,84	1599,36
Очікуваний збиток	67,30	89,09
Приведені затрати	5159,14	4544,45

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 G å+С=1×91,75/3,58 = 25,63 кА;

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 КЗ	Вітка живлення	t, с	Та, с	Ку	е-t/Та	g n,t
К1 ВРУ-330 кВ	Система GS	0,045 0,045	0,04 0,26	1,780 1,955	0,30 0,82	1 0,94
К2 ВРУ-150 кВ	Система GS	0,045 0,045	0,03 0,26	1,717 1,955	0,21 0,82	1 0,95
К3 Генератор G1	Система G1 G2,3,4	0,045 0,045 0,045	0,04 0,326 0,26	1,780 1,970 1,955	0,30 0,87 0,82	1 0,83 0,94
К4 Генератор G3	Система G1,2,4 G3	0,045 0,045 0,045	0,03 0,26 0,326	1,717 1,955 1,970	0,21 0,82 0,87	1 1 0,83
К5 Сторона 35 кВ АТЗ	Система GS	0,06 0,06	0,02 0,26	1,608 1,955	0,10 0,80	1 1
К6 РУВП-6 кВ	G∑+Система	0,06	0,05	1,822	0,30	1

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 КЗ	Вітка живлення	Іп, о кА	І n,t кА	іа, t кА	іу кА	Примітка
К1 (ВРУ-330кВ)	Система GS	8,5 5,34	8,55,02	3,6 6,17	21,33 14,72
	Сума	13,84	13,52	9,77	36,05	Ком. Апарат+шини
К2 (ВРУ-150кВ)	Система GS	4,57 9,02	4,57 8,57	1,35 10,43	11,06 24,86
	Сума	13,59	13,14	11,78	35,92	Ком. Апарат+шини
К3 генератор G1	Система G2,3,4	89,51 75,40	89,51 70,88	37,86 87,17	224,65 207,84
	Сума (без G1)	164,91	160,39	125,03	432,49	Ком. Апарат+шини осн. кола
	G1	56,04	46,51	68,74	155,66
	Повна сума	220,95	206,90	1993,77	588,15	Шини до ТВП
К4 генератор G3	Система G1,2,4	21,2 25,6	21,2 25,6	6,28 29,6	51,32 70,57
	Сума (без G3)	46,8	35,88	121,89	шини осн. кола
	G3	56,04	46,51	68,74	155,66
	Повна сума	102,84	93,31	104,62	277,55	шини до ТВП
К5 сторона 35кВ АТЗ	Система GS	4,93 3, 20	4,93 3, 20	0,70 3,61	11,18 8,82
	Сума	8,13	8,13	4,31	20,00	Ком. Апарат+шини
К6 (РУВП-10кВ)	G∑+Система	25,63	25,63	10,84	65,84	Ком. Апарат.
	Двигуни ВП	4,77	2,06	1,5	11,10
	Сума	30,40	27,69	12,34	76,94	шини

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 дані	Каталожні дані
	ВГБ-330 У1	РП-330-1/3200УХЛ1
Uуст = 330 кВ	Uном = 330 кВ	Uном = 330 кВ
Imax = 925,5 А	Iном = 3150 А	Iном = 3200 А
In,t = 13,52 кА	Iвим. ном = 40 кА	-
ia,t = 9,77 кА	ia, ном = √2·Вном·Івим. ном = √2·0,35·40 = 19,74 кА
		-
Іп, о = 13,84 кА	Iдин = 40 кА	-
іу = 36,05 кА	ідин = 102 кА	ідин = 160 кА
Bк = 88,1 кА2·с	І2т·tт = 4800 кА2·с	І2т·tт =632·2 = 7938 кА2·с

ВРУ-150 кВ:

Розрахункові дані	Каталожні дані
	ВГБУ-220У1	РНД3.1-150/2000У1
Uуст = 150 кВ	Uном = 220 кВ	Uном = 150 кВ
Imax = 1445 А	Iном = 2000 А	Iном = 2000 А
In,t = 13,14 кА	Iвим. ном = 40 кА	-
ia,t = 11,78 кА	ia, ном=19,74 кА	-
In, о= 13,59 кА	Iдин = 40 кА	-
іу = 35,92 кА	ідин = 102 кА	ідин = 100 кА
Bк = 85 кА2·с	І2т·tт = 4800 кА2·с	І2т·tт=4800кА2с

Сторона 35 кВт АТЗ

Розрахункові дані	Каталожні дані
	ВР35НС	РНД3.1-35/1000У1
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Imax = 412,9 А	Iном = 1600 А	Iном = 1000 А
In,t = 8,13 кА	Iвим. ном = 20 кА	-
ia,t = 4,31 кА	ia, ном=√2·0,23·20=6,49кА	-
In, о= 8,13 кА	Iдин = 20 кА	-
іу = 20 кА	ідин = 52 кА	ідин = 63 кА
Bк = 30,4 кА2·с	І2т·tт = 1200 кА2·с	І2т·tт=252·4=2500кА2с

РУВП-6 кВ

Розрахункові дані	Каталожні дані
	ВР2	Комірка КРУ типу КУ-10Ц
Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 1541,4 А	Iном = 1600 А	Iном = 2000 А
In,t = 25,63 кА	Iвим. ном = 31,5 кА	-
ia,t = 10,84 кА	ia, 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 кА	Iдин = 31,5 кА	-
іу = 65,84 кА	ідин = 80 кА	ідин = 81 кА
Bк = 259,4 кА2·с	І2т·tт = 31,52·3 = 2976,75 кА2·с	І2т·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 дані	Каталожні дані
Uуст = 330 кВ	Uном = 330 кВ
Imax = 824,3 А	Iном = 2000 А
iу = 36,05 кА	ідин = 50 кА
Вк = 88,1 кА2·с	І2т·tт = 502·3 = 7500 кА2·с
r2 = 8,14 Ом	r2ном = 20 Ом

Примітка:

) I2ном = 1 А.

) 0,2/10Р;

) схема з’єднань ТС: повна зірка;

) lрозр = 175 м

Прилад	Тип	Навантаження, В·А, фаза
		А	В	С
Амперметр	Е-335	0,5	0,5	0,5
Ватметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Датчик активної потужності	Е-829	1,0	-	1,0
Датчик реактивної потужності	Е-830	1,0	-	1,0
Лічильник активної енергії	САЗ-И670	2,5	-	2,5
Разом:		6,0	0,5	6,0

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

Прилад	Тип	Sобм, В·А	nобм, шт	Cosφ	Sinφ	nприл, шт	Загальна потужність
							P, Вт	Q, Вар
Ватметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Датчик активної потужності	Е-829	10		1	0	1	10
Датчик реактивної потужності	Е-830	10		1	0	1	10
Лічильник активної енергії	САЗ-И670	1,5 Вт	2	0,38	0,925	1	3,0	7,3
Фіксуючий прилад	ФІП	3	-	1	0	1	3,0	-
Разом:							32	7,3

Вторинне навантаження:

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

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

Таблиця 2.18 - Вимірювальні трансформатори

Місце установки	Трасформатор
	струму	напруги
1	2	3
ВРУ-330 кВ	ТВ-330	НКФ-330-73У1
ВРУ-150 кВ	ТВ-220	НКФ-150-58У1
Генератор	ТШ-20-10000/5	ЗОМ-1/15 ЗНОМ-15
Блочний 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-35-65У1
Пускорезервний 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-10	ЗНОЛ.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 АТЗ	ОПН-150 У1
3) Сторона 35 кВ АТЗ	РВС-35 У1
4) РУВП-6 кВ	РВРД-6 У1
5) Генератор	РВС-15У1

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

а) ЛЕП-330 кВ	ВЗ-1250-0,5 У1
б) ЛЕП-150 кВ	ВЗ - 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

Електроприймачі						Розрахункові аварійні навантаження, В
Найменування	n, шт	Рном, кВт	Іном, А	Ірозр, А	Іпускр, А	Іав, А	Іп, А
Постійне навантаження	-	-	-	30	-	30		30
Аварійне освітлення	-	-	-	200	-	200		-
Перетворювальний агрегат оператив-ного зв¢язку	1	7,2	38	30	100	30		30
Електродвигун аварійного масло насоса ущільнень генератора	1	25	-	120	300	120		300
Електродвигун аварійного маслона-соса системи змащу-вання	1	14	-	73	184	73		184
Разом:						453		544

Вихідні дані для розрахунку:

- напруга на шинах	Uш = 230 В
- номінальна напруга батареї	Uном =220 В
- кількість основних елементів батареї	n0 = 108
- кількість додаткових елементів батареї	nр = 22
- загальна кількість додаткових елементів батареї	n = 130
- напруга на елементі в режимі підзаряду	Uпз = 2,15 В
- напруга на елементі в кінці аварійного розряду	Uр = 1,75 В
- напруга на елементі в кінці заряду	Uз = 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 блискавковідводів	L, м	h0,м	bх, м	rх, м
1-2, 2-3, 4-5, 5-6,7-8, 8-9, 10-11, 11-12	48	34,4	13,2	10,5
1-4, 2-5, 3-6, 4-7,5-8, 6-9	40	35,2	15,6	10,5
7-10, 8-11, 9-12	32	35,8	17,4	10,5
1-5, 2-4, 2-6, 3-5,4-8, 5-7, 5-9,6-8	62,5	32,7	5,4	10,5
7-11, 8-10, 8-12, 9-11	57,7	33,3	9,9	10,5

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:

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.

Таким чином, ми ознайомилися з методикою проектування електричної частини АЕС.

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.