Действии радиации на человека и окружающую среду. Атомные станции Методическое руководство к расчёту Водо-водянных реакторов в курсовом проектировании


Атомная энергетика. Выполнение курсовых проектов по ядерным реакторам

Курсовой проект «Электрическая часть электростанций и подстанций»

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ АЭС

Исходные данные для выбора структурной схемы АЭС

На атомной электростанции (АЭС) планируется установить три турбогенератора номинальной мощностью по 1000 МВт с выдачей электроэнергии на распределительные устройства двух классов напряжений. На напряжении 750 кВ предполагается выдача мощности в ЭЭС, на напряжении 330 кВ – электроснабжение местного района. В составе потребителей местной нагрузки имеется 50% потребителей первой категории, 25% - второй и 25% - третьей. Технический минимум нагрузки блока составляет 70% (для атомных станций) – 700 МВт. Требуемый коэффициент мощности в РУ ВН и СН и собственных нужд – 0.9, номинальный коэффициент мощности генераторов составляет также 0.9. Расход на собственные нужды – 6.5%. Продолжительность зимнего графика нагрузки 200 суток, летнего – 185 суток.

Таблица 1.1

Параметры генераторов

Тип

Pном, МВт

Uном, кВ

cosjном

, о.е.

Tа, с

Кол-во

ТВВ-1000-4

1000

24

0,9

0,28

-

3

Таблица 1.2

Параметры воздушной сети высшего напряжения

Uном, кВ

Параметры систем

Длинна воздушных линий, км

С1

С2

Sном, МВ×А

xс,

о.е.

Pав.р.,

МВт

Sном, МВ×А

xс,

о.е.

Pав.р.,

МВт

l1

l2

750

7000

1,3

-

7000

1,3

-

150

170

Таблица 1.3

Параметры воздушной сети среднего напряжения

Uном, кВ

Pнг. мах­,

МВт

cosjном

Потребители, % по категориям

Длинны линий, км

1

2

3

l1

l2

330

560

0,9

50

25

25

150

150

Рис. 1.1. Принципиальная схема проектируемой станции

Рис. 1.2. Суточный график нагрузки генераторов.

Рис. 1.3. Суточный график нагрузки сети СН.

Выбор структурной схемы АЭС

Расчетные условия для выбора структурной схемы

График нагрузки генераторов в именованных единицах показан на рис.1.4.

Рис. 1.4. Суточный график нагрузки генераторов (в МВт).

График полной мощности генераторов был найден по формуле (1.1).

  

 

Рис. 1.5. Суточный график нагрузки генераторов (в МВА).

Мощность, потребляемая на собственные нужды, МВт:

  (1.2)

где Pг.ном = 1000 – номинальная мощность генератора, МВт;

Pсн.мах = 0.065×1000 = 65– номинальная мощность потребителей собственных нужд (задана 6,5 % от номинальной мощности блока), Мвт;

Pгi – мощность генератора из графика нагрузки генератора (рис. 1.4), МВт;

В итоге, был получен следующий график нагрузки собственных нужд:

Рис. 1.6. Суточный график нагрузки собственных нужд (в МВт).

Рис. 1.7. Суточный график нагрузки собственных нужд (в МВА).

График нагрузки блочного трансформатора был получен как разность между графиком нагрузки генератора (рис.1.4) и графиком нагрузки собственных нужд (рис.1.6.). Математическое выражение этого представлено формулой 1.3.

  (1.3)

Рис. 1.8. Суточный график нагрузки блочного трансформатора (в МВт).

Аналогичное выражение было применено для получения полной мощности проходящей через блочный трансформатор. 

 (1.4)

Рис. 1.9. Суточный график нагрузки блочного трансформатора (в МВА).

Нагрузка потребителей в сети среднего напряжения.

Рис. 1.10. Суточный график нагрузки потребителей (в МВт).

Рис. 1.11. Суточный график нагрузки потребителей (в МВА).

Мощность, выдаваемая АЭС в систему, МВт определена по формуле:

,  (1.5)

где Pгi – мощность генератора из графика нагрузки (рис. 1.4), МВт;

Pсн – мощность, потребляемая на собственные нужды (рис. 1.6), МВт;

Pмест.нг. – мощность, потребляемая местной нагрузкой (рис. 1.10), МВт;

  - мощность протекающая через блочный трансформатор, (рис. 1.8), МВт.

Рис. 1.12. Суточный график перетока мощности в систему (в МВт).

Аналогично был найден график для полной мощности.

Рис. 1.13. Суточный график перетока мощности в систему (в МВА).

Количество часов использования установленной мощности было вычисленно по формуле:

  ч (1.6)

где Pг.i Pг.j – нагрузка генератора в i.-ый интервал времени, соответственно летнего и зимнего графика нагрузки (рис. 1.4), МВт;

Dti, Dtj – длительности интервалов, ч;

Pг.ном – номинальная мощность генераторов, 1000 МВт.

Число часов использования максимальной мощности, выдаваемой АЭС в ЭЭС, определено по выражению:

ч (1.7), 

где PАЭС.i, PАЭС.j – нагрузка выдаваемая АЭС в систему в i.-ый интервал времени, соответственно летнего и зимнего графика (рис. 1.12), МВт;

Dti, Dtj – длительности интервалов, ч;

Pmax.АЭС – максимальная мощность выдаваемая АЭС в ЭЭС, 2469 МВт.

Число часов использования максимальной мощности, потребляемой местной нагрузкой, ч определено по выражению:

ч  (1.8.),

где Pм.нг.i, Pм.нг.j – нагрузка потребляемая сетью среднего напряжения, соответственно летнего и зимнего графика нагрузки (рис. 1.10), МВт;

Dti, Dtj – длительности интервалов, ч;

Pmax.АЭС – максимальная мощность потребляемая местной нагрузкой, 600 МВт.

В главе 1 рассмотрено современное состояние международных и отечественных разработок реакторов ПВЭР-650 и ПСКД-600.

В 1963 году в США достиг критичности единственный построенный пароохлаждаемый экспериментальный реактор EVESR мощностью 17 МВт с водяным замедлителем, предназначенный для перегрева пара от постороннего источника. Он проработал до 1967 года.

Эксплуатация EVESR сделала важный вклад в доказательство технической осуществимости пароохлаждаемого реактора.

Но оценки показали, что экономическая эффективность АЭС с пароохлаждаемым реактором на тепловых нейтронах крайне низка. Поэтому с начала 60-х годов начинается разработка АЭС с пароохлаждаемыми реакторами на быстрых нейтронах.

Проекты АЭС с быстрыми пароохлаждаемыми реакторами с электрической мощностью 300 и 1000 МВт были опубликованы в Англии, Бельгии, США, ФРГ, Швеции. Коэффициент воспроизводства (отношение скорости воспроизводства к скорости выгорания) представленных в проектах реакторов находится в пределах 1.15-1.30.

С 1977г. в ИАЭ им. И.В. Курчатова совместно с ВНИИАМ и ОКБ «Гидропресс» проводилась разработка реактора с быстрым спектром нейтронов и охлаждением пароводяной смесью закризисного паросодержания – ПВЭР, предназначенного для работы в замкнутом ядерном топливном цикле с МОХ - топливом. В этой концепции за счет использования теплоты фазовых переходов (испарения влаги в активной зоне) реализуется большая энергоемкость пароводяной смеси и существенно снижается температура стальных оболочек твэлов (до ~ 500 – 550 °C в горячем пятне), уменьшаются общий расход теплоносителя и затраты на его циркуляцию.

Идея пароохлаждаемых реакторов была популярна не только у нас в стране, но и за рубежом с 60-гов, однако в связи с тем, что для них невозможно достичь высоких значений КПД она уступила место идее реакторов, охлаждаемых водой со сверхкритическими параметрами. Эксперименты, проведенные в ГНЦ РФ, показали, что реактор ПВЭР уступает реактору ПСКД-600 не только в КПД, но и в некоторых вопросах безопасности (возможно возникновение кризиса в нижней части реактора).

В настоящее время реакторы типа СКД являются одним из перспективных направлений в развитии ядерной энергетики. Разработкой концепций перспективных водоохлаждаемых реакторов занимаются в целом ряде стран: Аргентине, Бразилии, Канаде, Франции, Италии, Японии, Корее, России, Швейцарии, Великобритании и США. В нашей стране также проводится разработка различных концепций реакторов, охлаждаемых водой со сверхкритическими параметрами.

На сегодняшний день в мире основной концепцией РУ с СКД параметрами воды является корпусной реактор с тепловым спектром нейтронов. Данные разработки проводятся в рамках международного проекта Generation IV в США, Японии, Южной Корее и ЕЭС.

В России также проводились и ведутся разработки РУ с СКД параметрами с тепловым и с быстро-тепловым спектром нейтронов.

Кризис теплообмена, условия его возникновения Энергетические ядерный реакторы имеют очень высокие плотности энерговыделения в активной зоне (для ВВЭР ее величина примерно равна 120кВт/л ) и, соответственно, высокие значения линейных нагрузок на ТВЭЛ. Это автоматически означает, что теплоотдача от ТВЭЛа к воде идет с очень высокой интенсивностью.

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ АЭС Исходные данные для выбора структурной схемы АЭС На атомной электростанции (АЭС) планируется установить три турбогенератора номинальной мощностью по 1000 МВт с выдачей электроэнергии на распределительные устройства двух классов напряжений. На напряжении 750 кВ предполагается выдача мощности в ЭЭС, на напряжении 330 кВ – электроснабжение местного района.

Общие положения при выборе структурной схемы. Для обоснования и выбора схемы электрических соединений проанализированы нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы работы. В нормальном режиме все элементы находятся в работе. В ремонтном –один или более элементов отключены для проведения планового ремонта. Послеаварийные режимы характеризуются отказами элементов. При выборе структурной схемы анализированы нормальный и ремонтные режимы, а затем выбирали параметры элементов схемы. Для уточнения их значений рассматривали послеаварийные режимы.

Выбор схемы распределительного устройства 750 кВ РУ ВН 750 кВ имеет восемь присоединений: четыре одноцепных воздушных линий, два блок и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено два варианта структурных схем.

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратов и проводников и решения вопросов об ограничении токов при выборе схем электрических соединений.

Выбор электрических аппаратов Выбор выключателей и разъединителей

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Технико-экономический расчёт структурной схемы

Расчёт приведённых затрат

Расчёт ущербов Суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформаторов блока составит:

Выбор выключателей

Выбор выключателей в системе собственных нужд 6 кВ


Атомная энергетика Задачи по курсу "Ядерная и нейтронная физика"