Разработка проекта районной электрической сети
Расчет активных и реактивных нагрузок на потребителей с целью проектирования электрической сети. Оценка необходимой мощности компенсирующих устройств приемной подстанции. Выбор трансформаторов проектируемой линии. Компоновка АЭС с реакторами ВВЭР-1000.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.07.2014 |
| Размер файла | 521,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
S'i - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
;
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 105+284=389 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =24000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6700 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии, где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,002 1/год,
tав=10 час/год,
h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения:
.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·24000·6700·2,28·10-6=0,231 тыс.руб
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·6176 +389 +0,231=1624 тыс. руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл , то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.
Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №6 , исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.
4. Расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети
Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.
На первом этапе расчета режима составляем схему замещения сети.
Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.
Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией:
, МВАр,
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;
bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км;
bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км;
bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км;
bо (АС-300) = 2,80 ·10-6 См/км;
bо (АС-240) = 2,78 ·10-6 См/км.
Uном =113,3 кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ДSTXX возрастает в два раза.
На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).
В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.
Потери мощности в 1 работающем двухобмоточном трансформаторе
, кВАр,
, кВт,
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.
Для пункта "а":
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "в":
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "г":
, МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "д":
МВАр;
, МВт;
МВА.
Для пункта "е":
МВАр;
, МВт;
МВА.
Тогда мощность на входе каждой подстанции:
Sni=Si'+ SТ(i) , кВА.
Для подстанции "а":
МВА.
Для подстанции "в":
МВА.
Для подстанции "г":
МВА;
Для подстанции "д":
МВА.
Для подстанции "е":
МВА.
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:
, МВА,
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.
Для пункта 1-а:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-в:
,
где МВАр.
Для пункта а-г:
,
где МВАр.
Для пункта Б-1:
, МВА,
где МВАр
Для пункта 3-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 3-д:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта Б-3:
, МВА,
где МВАр.
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт;
, кВАр,
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для 3-д:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 3-е:
МВт,
где Ом;
МВАр,
где Ом.
Для 1-в:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для а-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для Б-3:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для а-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для Б-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj' , кВА.
Для пункта г-а:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-в:
,
где МВАр.
Для пункта 3-д:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 3-е:
,
где МВАр.
Для пункта Б-3:
,
где МВАр.
Для пункта а-1
, МВА,
где МВАр.
Для пункта Б-1:
,
где МВАр.
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий:
;
Ui=Uэл-ДUлj ,
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для Б-1:
В;
U(Б-1)=109083 В.
Для 1-а:
В;
U(1-а)=108639В.
Для 1-в:
В;
U(2-в)=105433 В.
Для а-г:
В;
U(а-г)=106539 В.
Для Б-3:
В;
U(Б-3)=108930 В.
Для 3-д:
В;
U(3-д)=106650В.
Для 3-е:
В;
U(3-е)=107203 В.
Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети
В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.
Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.
Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы. Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах:
, кВАр,
, кВт,
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.
Для пункта "а":
, МВАр,
, МВт,
МВА.
Для пункта "в":
, МВАр,
, МВт,
МВА.
Для пункта "г":
, МВАр,
, МВт,
МВА.
Для пункта "д":
, МВАр,
, МВт,
МВА.
Для пункта "е":
, МВАр,
, МВт,
МВА.
Тогда мощность на входе каждой подстанции:
Sni=Si'+ SТ(i) , кВА.
Для подстанции "а":
МВА.
Для подстанции "в":
МВА.
Для подстанции "г":
МВА.
Для подстанции "д":
МВА.
Для подстанции "е":
МВА.
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:
, МВА,
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.
Для пункта 1-в:
,
где МВАр.
Для пункта 3-д:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта а-г:
,
где МВАр.
Для пункта 3-е:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта Б-3:
,
где МВАр.
Для пункта а-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта Б-1:
,
где МВАр.
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт ,
, кВАр,
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для 3-д:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 3-е:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для 1-в:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для а-г:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для Б-3:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для а-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Для Б-1:
МВт,
где Ом.
МВАр,
где Ом.
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj' , кВА.
Для пункта г-а:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 1-в:
,
где МВАр.
Для пункта 3-д:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта 3-е:
,
где МВАр.
Для пункта Б-3:
,
где МВАр.
Для пункта а-1:
, МВА,
где МВАр.
Для пункта Б-1:
,
где МВАр.
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий:
,
Ui=Uэл-ДUлj ,
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для Б-1:
В;
U(Б-1)=102710 В.
Для 1-а:
В;
U(1-а)=101770В.
Для 1-в:
В;
U(2-в)=98888 В.
Для а-г:
В;
U(а-г)=97159 В.
Для Б-3:
В;
U(Б-3)=102685 В.
Для 3-д:
В;
U(3-д)=97827В.
Для 3-е:
В;
U(3-е)=100995 В.
5. Регулирование напряжения
В нормальном режиме
Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.
Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.
В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.
Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно номинальному.
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:
U'i=Ui- ДUTi .
Для подстанции "б":
U'б=Uб- ДUT(б) = 107670 - 3836 = 103834 В.
где , В.
Для подстанции "в":
U'в=Uв - ДUT(в) = 101802 В,
где В.
Для подстанции "г":
U'г=Uг - ДUT(г) =106656 В,
где В.
Для подстанции "а":
U'д=Uд - ДUT(д) = 105798 В,
где В.
Для подстанции "е":
U'е=Uе - ДUT(е) = 103199 В,
где В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
,
где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.
Для подстанции "б":
В.
Для подстанции "в":
В.
Для подстанции "г":
В.
Для подстанции "а":
В.
Для подстанции "е":
В.
По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 4. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.
Таблица 4 - Ступени регулирования трансформатора
|
Ступень регулирования |
Напряжение |
|
|
9 |
127622 |
|
|
8 |
125664 |
|
|
7 |
123706 |
|
|
6 |
121748 |
|
|
5 |
119790 |
|
|
4 |
117832 |
|
|
3 |
115874 |
|
|
2 |
113916 |
|
|
1 |
111958 |
|
|
0 |
110000 |
|
|
-1 |
108042 |
|
|
-2 |
106084 |
|
|
-3 |
104126 |
|
|
-4 |
102168 |
|
|
-5 |
100210 |
|
|
-6 |
98252 |
|
|
-7 |
96294 |
|
|
-8 |
94336 |
|
|
-9 |
92378 |
По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:
.
Для подстанции "б":
кВ.
Для подстанции "в":
кВ.
Для подстанции "г":
кВ.
Для подстанции "д":
кВ.
Для подстанции "е":
кВ.
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.
Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:
U'i=Ui- ДUTi .
Для подстанции "б":
U'б=Uб- ДUT(б) = 98720 - 3836 = 94884 В.
где , В.
Для подстанции "в":
U'в=Uв - ДUT(в) = 92258 В,
где В.
Для подстанции "г":
U'г=Uг - ДUT(г) =97626 В,
где В.
Для подстанции "а":
U'д=Uд - ДUT(д) = 98308 В,
где В.
Для подстанции "е":
U'е=Uе - ДUT(е) = 96323 В,
где В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:
.
Для подстанции "б":
В.
Для подстанции "в":
В.
Для подстанции "г":
В.
Для подстанции "а":
В.
Для подстанции "е":
В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:
.
Для подстанции "б":
кВ.
Для подстанции "в":
кВ.
Для подстанции "г":
кВ.
Для подстанции "а":
кВ.
Для подстанции "е":
кВ.
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.
Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20 % от номинального режима (по ГОСТу).
6. Технико-экономические показатели сети
К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:
1. Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс.руб.):
К?= Кл + Кп=3086,2+2747=5733 тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт;
руб/кВт*км.
2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г):
И?=ИЛ+ИП = 95,85+248,3=344,2 тыс. руб.
3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч):
.
4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год:
кВт,
.
Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.
Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.
Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до ши низшего напряжения понижающих подстанций.
7. Компоновка АЭС с реакторами типа ВВЭР - 1000
нагрузка трансформатор реактор подстанция
Атомная электростанция - ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор (реакторы) и комплекс необходимых систем, устройств, оборудования и сооружений с необходимымиработниками (персоналом) (ОПБ-88/97).
Рисунок 1 - Технологическая схема АЭС
Технологическая схема энергоблоков с реакторами ВВЭР440 и ВВЭР1000 имеет два контура.
Первый контур - радиоактивный. Он включает в себя реактор типа ВВЭР и циркуляционные петли охлаждения. Каждая петля содержит главный циркуляционный насос (ГЦН), парогенератор и две главные запорные задвижки (ГЗЗ). К одной из циркуляционных петель первого контура подсоединен компенсатор давления, с помощью которого в контуре поддерживается заданное давление воды, являющейся в реакторе одновременно и теплоносителем и замедлителем нейтронов. На энергоблоках с ректором ВВЭР-440 имеется по 6 циркуляционных петель, на энергоблоке с реактором ВВЭР-1000 - 4 циркуляционные петли.
Второй контур - нерадиоактивный. Он включает в себя парогенераторы, паропроводы, паровые турбины, сепараторы-пароперегреватели, питательные насосы и трубопроводы, деаэраторы и регенеративные подогреватели. Парогенератор является общим оборудованием для первого и второго контуров. В нем тепловая энергия, выработанная в реакторе, от первого контура через теплообменные трубки передается второму контуру. Насыщенный пар, вырабатываемый в парогенераторе, по паропроводу поступает на турбину, которая приводит во вращение генератор, вырабатывающий электрический ток.
В системе охлаждения конденсаторов турбин на АЭС используются башенные градирни и водохранилище-охладитель.
Реактор ВВЭР является реактором корпусного типа с водой под давлением, которая выполняет функцию теплоносителя и замедлителя.
Корпус реактора представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд высокого давления с крышкой, имеющей разъем с уплотнением и патрубки для входа и выхода теплоносителя. Внутри корпуса закрепляется шахта, являющаяся опорой для активной зоны и части внутрикорпусных устройств и служащая для организации внутренних потоков теплоносителя.
Активная зона реакторов собрана из шестигранных тепловыделяющих сборок (ТВС), содержащих тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ) стержневого типа с сердечником из диоксида урана в виде таблеток, находящихся в оболочке из циркониевого сплава. В тепловыделяющих сборках ТВЭЛы размещены по треугольной решетке и заключены в чехол из циркониевого сплава. В свою очередь, ТВС также собраны в треугольную решетку с шагом 147 мм (ВВЭР-440) и 241 мм (ВВЭР-1000). Нижние цилиндрические части ТВС входят в отверстия опорной плиты, верхние в дистанционирующую прижимную. Сверху на активную зону устанавливается блок зашитых труб, дистанционирующий кассеты в плане и предотвращающий всплытие и вибрацию. На фланец корпуса устанавливается верхний блок с приводами СУЗ, обеспечивающий уплотнение главного разъема. Регулирование реактора осуществляется перемещаемыми регулирующими органами, и как правило, жидким поглотителем.
Теплоноситель поступает в реактор через входные патрубки корпуса, проходит вниз по кольцевому зазору между шахтой и корпусом, затем через отверстия в опорной конструкции шахты поднимается вверх по тепловыделяющим сборкам. Нагретый теплоноситель выходит из головок ТВС в межтрубное пространство блока защитных труб и через перфорированную обечайку блока и шахты отводится выходными патрубками из реактора.
В качестве ядерного топлива используется спеченный диоксид урана с начальным обогащением ураном-235 в стационарном режиме в диапазоне от 2.4 до 4.4 % (масс).
Реактор ВВЭР обладает важным свойством саморегулирования: при повышении температуры теплоносителя или мощности реактора происходит самопроизвольное снижение интенсивности цепной реакции в активной зоне, и в конечной итоге снижение мощности реактора.
Первый контур установки предназначен для отвода тепла, выделяющегося в реакторе, и передачи его во второй контур в парогенератор.
В состав первого контура входят:
? реактор;
? парогенератор;
? главный циркуляционный насос (ГЦН);
? система компенсации давления:
? система подпитки и очистки контура;
? система аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ);
? газовые сдувки;
? организованные протечки и дренаж спецводоочистки.
Технический контроль параметров состояния оборудования и трубопроводов, управления и защиты оборудования от повреждений при нарушении в работе первого контура, а также других контуров и систем установки осуществляется системой контроля, управления и защиты.
Энергия деления ядерного топлива в активной зоне реактора тепловой мощностью 3000 МВт отводится теплоносителем с температурой 322°C. Расход воды через реактор 15800 кг/с, а рабочее давление в первом контуре 16 МПа. В парогенераторе теплоноситель отдает тепло рабочему телу и при помощи ГЦН возвращается в реактор.
Система компенсации давления теплоносителя -- автономная система ядерного реактора, подключаемая к контуру теплоносителя с целью выравнивания колебаний давления в контуре во время работы реактора, возникающих за счет теплового расширения.
Система компенсации давления в установках с реакторами ВВЭР включает:
? паровой компенсатор давления;
? барбатер;
? импульсно-предохранительные устройства;
? трубопроводы и арматуру.
Давление в компенсаторе создается паровой "подушкой" за счет кипения теплоносителя, нагреваемого электронагревателями, размещенными под свободным уровнем. В переходных режимах при колебаниях средней температуры теплоносителя, связанных с изменением нагрузки или нарушениями в работе оборудования реакторной установки, в первом контуре меняется давление. При этом часть теплоносителя перетекает в контур или из контура в компенсатор давления по соединительным трубопроводам.
Ограничение отклонения давления от номинального значения достигается сжатием или расширением паровой "подушки" в верхней части компенсатора. При значительном росте давления открывают регулирующий клапан и подают воду по трубопроводу из "холодной" части контура в сопла, расположенные в верхней части компенсатора. В зависимости от параметров переходного процесса (величины и скорости изменения давления) регулирующий клапан увеличивает подачу "холодной" воды, прекращая или замедляя рост давления в первом контуре. При дальнейшем росте давления (из-за отказа системы или ее недостаточной эффективности) защита реактора от превышения давления обеспечивается срабатыванием импульсно-предохранительных устройств, из которых пар отводится в бак-барботер и конденсируется.
Система очистки теплоносителя - "совокупность устройств ядерного реактора, предназначенная для поддержания водного режима, дегазации и очистки теплоносителя в целях ограничения наращивания активности долгоживущих изотопов, примесей, исключения возможности образования пробок от окислов и других химических соединений, возникающих и переносимых в теплоносителе, и предотвращения ухудшения теплосъема и теплопередачи". Несмотря на применение в первом контуре коррозионно-стойкихаустенитных сталей и циркониевых сплавов, в теплоноситель переходят Продукты коррозии, которую удается регулировать соответствующим подбором водно-химического режима. Применение борного регулирования интенсифицирует процесс коррозии. Источником примесей в первом контуре является также вода первичного заполнения иподпиточная вода, содержащие определенное количество солей, а также случайные загрязнения, попадающие в контур в процессе монтажа и ремонта.
Рисунок 2 - Реактор ВВЭР - 1000
1--верхний блок; 2--привод СУЗ(системы управления и защиты); 3--шпилька; 4--труба для загрузки образцов-свидетелей; 5--уплотнение; 6--корпус реактора; 7--блок защитных труб; 8--шахта; 9--выгородка активной зоны; 10--топливные сборки; 11--теплоизоляция реактора; 12--крышка реактора; 13--регулирующие стержни; 14--топливные стержни; 15--фиксирующие шпонки
Система аварийного охлаждения активной зоны.
Система аварийного охлаждения активной зоны предназначается для обеспечения безопасного снятия остаточных тепловыделений с реактора при авариях, связанных с разрывом трубопроводов первого и второго контуров установки.
Основными критериями обеспечения аварийного расхолаживания являются:
? исключение плавления оболочек твэлов при разрывах трубопроводов первого контура, включая мгновенный поперечный разрыв главного циркуляционного трубопровода;
? создание и поддержание подкритичности активной зоны реактора;
? обеспечение послеаварийного расхолаживания реактора.
Типовая система аварийного охлаждения активной зоны состоит из двух узлов: пассивного и активного. Пассивный узел предназначается для первоначального быстрого залива активной зоны водой с добавкой борной кислоты при разрыве трубопровода первого контура, который приводит к быстрому падению давления и обезвоживанию активной зоны. В него входят емкости САОЗ, соединенные трубопроводами с корпусом реактора. Одна половина из них сообщается с выходом активной зоны, другая-с входом в активную зону. На каждом трубопроводе от емкости к реактору устанавливаются две нормально открытые быстрозапорные задвижки, исключающие попадание азота из емкости в реактор при срабатывании системы, и два обратных клапана, отсекающих емкости САОЗ от реактора в процессе нормальной эксплуатации.
Активный узел САОЗ состоит из двух независимых контуров: аварийного расхолаживания и аварийного впрыска бора.
Контур аварийного расхолаживания реактора предназначен для расхолаживания реактора после отработки пассивного узла САОЗ. Кроме того, этот контур используется для планового расхолаживания реактора по схеме: реактор ® теплообменник расхолаживания ® насос ® реактор.
Контур аварийного расхолаживания включает насосы и теплообменники аварийного расхолаживания, трубопроводы и арматуру. Всас насосов соответствующей перекладкой арматуры может подключаться к трем точкам: к баку аварийного запаса раствора бора, к приямку реакторного помещения и к "горячему" трубопроводу неотключаемой от реактора части контура. В аварийном режиме контур осуществляет подачу воды в реактор над и под активную зону из бака аварийного запаса раствора бора, а после опустошения бака переходит на работу по схеме: реактор ® приямок реакторного помещения ® теплообменник расхолаживания ® насос ® реактор.
Контур аварийного впрыска бора предназначен для создания и поддержания подкритичности активной зоны, а также подпитки при аварийном расхолаживании. А в его состав входят насосы аварийного впрыска бора, бак запаса концентрированного раствора бора, трубопроводы и арматура.
Система очистки теплоносителя - "совокупность устройств ядерного реактора, предназначенная для поддержания водного режима, дегазации и очистки теплоносителя в целях ограничения наращивания активности долгоживущих изотопов, примесей, исключения возможности образования пробок от окислов и других химических соединений, возникающих и переносимых в теплоносителе, и предотвращения ухудшения теплосъема и теплопередачи". Несмотря на применение в первом контуре коррозионно-стойкихаустенитных сталей и циркониевых сплавов, в теплоноситель переходят Продукты коррозии, которую удается регулировать соответствующим подбором водно-химического режима. Применение борного регулирования интенсифицирует процесс коррозии. Источником примесей в первом контуре является также вода первичного заполнения иподпиточная вода, содержащие определенное количество солей, а также случайные загрязнения, попадающие в контур в процессе монтажа и ремонта.
Заключение
В данном проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими потерями электрической энергии в максимальных, минимальных и послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.
Список использованных источников
1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. - М. Высшая школа, 2011г.
2. Веников, В.А. Электрические сети. Электрические системы / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков, Л.А. Солдаткина. - М.: Высшая школа, 2007. - Т.2.
3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / под ред. Ю.Г. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 2007.
4. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к проектированию / сост. А.А. Елгин, О.В. Самолина. - Тольятти: ТГУ, 2010. - 40 с.
5. Правила устройства электроустановок - М. КНОРУС, 2007.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Баланс мощности в проектируемой сети, методика расчета мощности компенсирующих устройств. Приведенные затраты электрической сети. Регулирование напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети. Компоновка Жигулевской гидроэлектростанции.
дипломная работа [935,9 K], добавлен 18.07.2014Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013Баланс мощности в электрической системе. Определение мощности компенсирующих устройств и расчётных нагрузок. Расчёт установившихся режимов электрической системы и устройств регулирования напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.
курсовая работа [216,7 K], добавлен 18.06.2011Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014Характеристики потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок и мощности компенсирующих устройств реактивной мощности. Выбор мощности трансформаторов подстанции. Расчет заземляющего устройства подстанции и выбор распределительной сети.
курсовая работа [702,9 K], добавлен 23.04.2021
